/
Автор: Платонов В.В. Дьяков А.Ф.
Теги: электротехника электроэнергетика электричество электроснабжение релейная защита учебное пособие
ISBN: 5-7046-0568-0
Год: 2000
Текст
Посвящается 70-летию
Московского энергетического института
(технического университета)
А.Ф. Дьяков
В.В. Платонов
основы
ПРОЕКТИРОВАНИЯ
РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
СИСТЕМ
Рекомендовано Учебно-методическим объединением вузов
России по образованию в области энергетики и электротехники
в качестве учебного пособия для студентов высших учебных
заведений, обучающихся по направлению "Электроэнергетика"
Москва
ШШ Издательство МЭИ
2000
УДК 621.311:621.316.9
ББК 31.27-053
Д931
Дьяков А.Ф., Платонов В.В. Основы проектирования релей-
Д 931 ной защиты электроэнергетических систем: Учебное пособие. —
М.: Издательство МЭИ, 2000. — 248 с, ил.
ISBN 5-7046-0568-0
Рассматриваются принципы выполнения и методы расчета уставок срабатыва-
ния релейной защиты электрических сетей ПО кВ и выше, а также основного
электрооборудования электрических станций и подстанций.
Даются примеры расчета релейной защиты и автоматики участка сети 220 кВ,
а также релейной защиты генератора, трансформатора, автотрансформатора и бло-
ка генератор-трансформатор.
Учебное пособие предназначено для студентов электроэнергетических специ-
альностей 10.01, 10.02, 21.04 всех форм обучения, изучающих курсы «Релейная
защита и автоматика», «Релейная защита электроэнергетических систем», «Осно-
вы проектирования релейной защиты и автоматики электроэнергетических сис-
тем» и выполняющих курсовое и дипломное проектирование.
УДК 621.311:621.316.9
ББК 31.27-053
ISBN 5-7046-0568-0
© Дьяков А.Ф., Платонов В.В., 2000
ВВЕДЕНИЕ
Настоящее учебное пособие соответствует базовому курсу цикла спе-
циальных дисциплин «Основы проектирования релейной защиты и авто-
матики электроэнергетических систем» Государственного образователь-
ного стандарта по специальности «Автоматическое управление электро-
энергетическими системами». В учебном пособии отражены вопросы,
изучаемые студентами других электроэнергетических специальностей в
курсе «Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем».
Закрепление практических знаний по этим дисциплинам осуществляется
при выполнении студентами курсовых и дипломных проектов.
При учебном проектировании основными материалами являются
«Руководящие указания по релейной защите» (выпуск 1—13) и типовые
проекты по выполнению релейной защиты и автоматики элементов
электрооборудования электроэнергетических систем. Эти материалы
выпускаются проектными и научно-исследовательскими институтами
«Энергосетьпроект» и «Атомтеплоэлектропроект» для специалистов-
проектировщиков и характеризуются детальной проработкой широкого
круга специальных вопросов, которые нашли отражение более чем в 20
книгах. Освоение этих материалов студентами затруднено из-за боль-
шого объема и сложности рассматриваемых технических решений.
В настоящем учебном пособии методически обобщены основные
проектные материалы и руководящие указания по релейной защите
электроэнергетических систем, которые дополнены пояснениями из
предшествующих курсов общетехнических дисциплин.
Учебное пособие состоит из трех частей, охватывающих теоретиче-
ский материал (части I и II) и примеры расчетов (часть III).
В первой части, посвященной учебному проектированию релейной
защиты электрических сетей энергосистем, рассмотрены вопросы выбо-
ра исходных данных и расчетных режимов для вычисления токов корот-
кого замыкания (КЗ), построения кривых спадания токов короткого за-
мыкания по линиям с определением параметров отдельных последова-
тельностей, подводимых к устройствам релейной защиты при коротких
замыканиях. Приведены методики расчета релейной защиты от между-
фазных повреждений (максимальные токовые и дистанционные защи-
ты) и от замыканий на землю (максимальные токовые защиты нулевой
последовательности). Рассмотрены методики расчета и особенности вы-
полнения устройств релейной защиты, действующих при всех видах по-
3
вреждений: комплектных защит шкафа ШДЭ 2801, поперечной диффе-
ренциальной направленной защиты параллельных линий и дифференци-
ально-фазной высокочастотной защиты.
Вторая часть посвящена учебному проектированию релейной защи-
ты основного электрооборудования электрических станций и подстан-
ций. Рассмотрены типы применяемых устройств релейной защиты и
принципы выбора основных и резервных защит генераторов, трансфор-
маторов, автотрансформаторов и блоков генератор-трансформатор (ав-
тотрансформатор). Приведены методики расчета основных и резервных
защит генераторов, работающих на сборные шины, понижающих транс-
форматоров и автотрансформаторов, а также блоков генератор-транс-
форматор и генератор-автотрансформатор.
В третьей части даются примеры расчета основных и резервных за-
щит электроэнергетических систем. Комплексно рассмотрен пример
расчета релейной защиты и автоматики участка сети с эффективно за-
земленной нейтралью с расчетом уставок максимальных токовых защит
от междуфазных повреждений, дистанционных защит, максимальных
токовых защит от замыканий на землю, поперечной дифференциальной
направленной защиты параллельных линий и высокочастотных диффе-
ренциально-фазных защит. Выполнено согласование выдержек времени
автоматического повторного включения с релейной защитой, приведе-
ны схемы размещения релейной защиты и автоматики (карты селектив-
ности) для рассматриваемого участка сети.
Приводятся примеры расчета основных и резервных защит генерато-
ра, работающего на сборные шины, понижающего трансформатора, ав-
тотрансформатора понижающей подстанции и блока генератор-транс-
форматор.
ЧАСТЬ I
ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Глава первая
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
1.1. СТРУКТУРА, КЛАССИФИКАЦИЯ И ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К УСТРОЙСТВАМ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
1.1.1. Структура устройств релейной защиты
Несмотря на разнообразие в схемах и устройствах релейной защиты
по назначению и виду параметра, на который реагирует защита, все они
имеют общую структуру и содержат много сходных элементов и узлов.
Основными элементами общей структурной схемы (рис. 1.1) являются:
Первичные цепи
Г
Питающая
сеть
Сборные шины
подстанций
или станций
^
1 Аккуму-
лятор-
ная
батарея
Датчики
информации
Трансфор-
маторы
тока
1
, *-
Блок
питания
Источник
оперативного
тока
1
III!
г
1
г
Панель |
защиты и АПВ !
1 Блок
сравнения
Блок
логики
Коммутирующее
устройство
Выключатель,
короткозамыкатель
и отделитель
t
к
Л
Защищаемый
элемент
системы
Линия,
трансформатор
и др.
Панель
управления
Блок
управ-
ления
Блок
местной
сигнали-
зации
1
Панель
сигнализации
Блок общей
сигнализации
<^_
Рис.
Вторичные цепи
.1. Структурная схема устройства релейной защиты
1) источники постоянного и переменного оперативного тока. К пер-
вым относятся аккумуляторные батареи 12—220 В, ко вторым — транс-
форматоры тока или напряжения, блоки питания, зарядные устройства;
2) датчики информации: трансформаторы тока и напряжения, устрой-
ства емкостного отбора напряжения, контакты сигнализации положения
коммутационной аппаратуры (выключателей, разъединителей и т.п.);
3) блоки сравнения и логики конструктивно размещаются на панели
защиты данного присоединения. К блокам сравнения относятся макси-
мальные и минимальные реле тока или напряжения, реле сопротивле-
ния и т.п. Блоки логики содержат реле времени, промежуточные реле,
устройства АПВ, АВР;
4) блоки управления и местной сигнализации конструктивно разме-
щаются на панели управления данного присоединения. Это ключи
управления, сигнальные лампы контроля положения выключателей,
сигнализаторы положения разъединителей, сигнальные табло и измери-
тельные приборы;
5) блок общей сигнализации содержит устройство мигающего света,
реле звуковой сигнализации, звонок, сирену и сигнальные табло.
Как видно из рис. 1.1, непосредственное управление выключателем и
контроль за его положением осуществляется с панели управления. При
возникновении КЗ на защищаемом объекте увеличивается ток через
трансформаторы тока, снижается напряжение на шинах, уменьшается со-
противление сети, появляется несимметрия в трехфазной системе — то-
ки и напряжения обратной и нулевой последовательностей. Различные
устройства защиты реагируют на параметры /, U, z, I2, U2, Iq , U0 и их
комбинации, включая производные. С помощью трансформаторов тока
и напряжения эта информация передается по кабелям на панель защи-
ты. В блоке сравнения в зависимости от соотношения входного сигнала
и заданных уставок срабатывают соответствующие пусковые реле и
включаются реле блока логики, который с необходимой выдержкой
времени посылает импульс на отключение выключателя (через панель
управления). После отключения выключателя на панели управления на-
чинает мигать сигнальная лампа (вследствие несоответствия положений
ключа управления и выключателя), а на панели общей сигнализации го-
рит табло «блинкер не поднят», звонит звонок и работает сирена.
1.1.2. Классификация защит электрических сетей
Релейную защиту принято классифицировать по характеру измене-
ния параметра, на который реагирует защита, по назначению в зависи-
мости от ответственности и порядка работы при КЗ, а также для опреде-
ленных видов КЗ.
6
1. По характеру изменения параметра защиты разделяются на макси-
мальные и минимальные. Защиты, реагирующие на величины /, I2, Iq,
U2, Uq, возрастающие в условиях КЗ, называются максимальными. За-
щиты, реагирующие на величины U, z, снижающиеся при КЗ, называют-
ся минимальными.
Следует отметить, что при использовании терминов максимальный и
минимальный понимается не максимальное (max) или минимальное
(min) значения функции, а наибольшие и наименьшие значения из всей
выборки максимальных и минимальных расчетных режимов, которые
в индексах будем соответственно обозначать «макс» и «мин».
2. По назначению в зависимости от ответственности и порядка дей-
ствия при КЗ защиты классифицируют как основные, резервные и до-
полнительные.
Основной называется защита, обеспечивающая первоочередное от-
ключение повреждений в любой точке защищаемого участка.
Резервной называют защиту, обеспечивающую отключение повреж-
денного участка при отказе в работе основной защиты или выключате-
ля. Различают резервные защиты ближнего действия, отключающие по-
вреждения в любой точке защищаемого участка при отказе его основ-
ной защиты, и резервные защиты дальнего действия, создающие усло-
вия для отключения защищаемого участка при КЗ на смежном участке и
отказе защиты или выключателя смежного участка. С целью упрощения
резервных защит допускается выполнение их реагирующими только на
более частые виды КЗ (однофазные и двухфазные).
Дополнительной называется защита, обеспечивающая частичное
дублирование основной защиты и действующая в этом случае одно-
временно с ней. Обычно это простая защита, основанная на другом
принципе и отключающая наиболее тяжелые виды КЗ на части защи-
щаемого участка.
3. По назначению для определенных видов КЗ классификация защит
зависит от режима заземления нейтрали сети. Для сети ПО кВ и выше,
работающих с эффективно заземленной нейтралью, выделяют защиты
от междуфазных повреждений (максимальные токовые и дистанцион-
ные), от замыканий на землю (максимальные токовые нулевой последо-
вательности) и от всех видов повреждений (дифференциальные, диффе-
ренциально-фазные и направленные высокочастотные защиты, а также
приставки высокочастотной блокировки).
7
1.1.3. Требования, учитываемые при проектировании защит
Полный объем требований, предъявляемых к релейной защите, рас-
смотрен в [1, 2]. При проектировании релейной защиты основными тре-
бованиями являются: быстродействие, избирательность (селективность),
чувствительность, надежность и наличие устройств сигнализации.
Быстродействующей считается защита, обеспечивающая подачу ко-
мандного импульса на отключение со временем не более 0,1 с с момента
возникновения нарушения. Для линий 35 кВ и выше применение быстро-
действующего отключения считается обязательным на тех участках, где
повреждения вызывают снижение напряжения до 60—65 % на шинах
подстанций, через которые осуществляется транзит мощности парал-
лельно работающих станций системы. На рис. 1.2 такими транзитными
подстанциями (П) являются ПА, ПБ и ПВ. Любое КЗ (А7, К2) на транзит-
ных линиях АБ и БВ должно отключаться без выдержки времени, т.е. ре-
лейная защита на выключателях Ql—Q4 должна быть быстродействую-
щей. Время действия защиты на выключателях Q5 и Q6 определяется
уровнем остаточного напряжения на шинах подстанций ПБ и ПВ при КЗ
в конце зоны действия защиты (отсечки) в точках КЗ и К4. Здесь быстро-
действующая защита требуется только на выключателе Q5.
Быстродействующими являются первые ступени токовых отсечек,
дистанционных защит, продольные и поперечные дифференциальные,
дифференциально-фазные и направленные высокочастотные защиты.
Избирательной считается защита, обеспечивающая отключение
только поврежденного элемента энергосистемы. Необходимая избира-
тельность достигается отстройкой от таких значений подводимых к за-
щите параметров (/, /0,12, U2, U0 > ^ z)> ПРИ которых защита данного
Транзит мощности
Защищаемая
зона ' зона
Рис. 1.2. Пример определения быстродействия релейной защиты
элемента не должна действовать. Указанную отстройку получают вве-
дением коэффициента запаса къ к расчетному значению параметра:
Л = k Л
Лс.з ЛзЛрасч*
Для максимальных защит к3 > 1, для минимальных защит к3 < 1.
Кроме того, для обеспечения избирательности и резервирования
защиты выполняются многоступенчатыми с дополнительным согласо-
ванием ступеней смежных защит по времени (для вторых и последую-
щих ступеней):
'"з ='с.з.см + Л'>
где tc з— время срабатывания защиты; А / = 0,5—0,6 с — ступень селек-
тивности (избирательности).
Напомним, что функцию избирательности выполняют реле направ-
ления мощности и реле сопротивления.
На рис. 1.3 показан принцип выполнения многоступенчатой защиты.
Первая ступень защищает основной объект и отстраивается от рас-
четных параметров при КЗ за выключателем смежного участка (в точке
КЗ). Напомним, что при расчетах ток защиты одинаков в точках А7, К2,
КЗ, и поэтому иногда говорят, что I ступень отстраивается от КЗ в кон-
це линии (точка Л7), хотя имеется в виду точка КЗ. Вторая ступень ре-
зервирует I ступень и полностью защищает свой объект и часть смежно-
го, отстраивается от первых (или вторых) ступеней защиты смежных
линий. Третья ступень резервирует защиты своей и смежной линий
(частично), отстраивается от вторых (третьих) ступеней защит смежных
линий, а также от нормального и перегрузочного режимов.
Чувствительной считается защита, обеспечивающая надежное от-
ключение защищаемого элемента при его повреждениях. Надежность
отключения характеризуется коэффициентом чувствительности.
Для максимальных защит коэффициент чувствительности опреде-
ляется как отношение наименьшего значения электрического парамет-
ра — ,К1ПВ/К2 /КЗ ПВ
\Q1 ТА I Q2 I Q3
Q4
DiCb
Q5
I ступень
II ступень
III ступень
Рис. 1.3. Пример определения избирательности многоступенчатой защиты
pa, подводимого к защите при КЗ в конце защищаемой линии, к устав-
ке срабатывания:
, _ к.мин , _ ^2к.мин
4 7 ' ч " "77 '
'с.з и2с.з
Для минимальных защит коэффициент чувствительности определя-
ется как отношение уставки срабатывания (zC3, UC3) к наибольшему
значению электрического параметра, подводимого к защите при КЗ
в конце защищаемой линии:
к = 7 /z к -11 111
Значения коэффициентов чувствительности регламентируются [1].
Для большинства основных защит принимается кч = 1,5—2,0, для ре-
зервных кч = 1,2—1,5. Чувствительность первых ступеней защит может
характеризоваться косвенно — защищаемой зоной.
Надежной считается защита, обеспечивающая ее устойчивое функ-
ционирование в неодинаковых режимах. Различают аппаратную и экс-
плуатационную надежность. Аппаратная надежность характеризует ка-
чество защиты, обеспечивается простотой схем, а также безотказностью,
ремонтопригодностью и долговечностью комплектующих элементов.
Для сложных защит применяют устройства самоконтроля (функциональ-
ный контроль), обеспечивающие, в частности, вывод защиты из работы
при ее повреждениях и контроль исправности выходных цепей. Особо
сложные защиты выполняют с многократным дублированием и мажори-
рованием основных каналов, что исключает неверное действие защиты
при повреждении любого из них. Эксплуатационная надежность харак-
теризует устойчивость функционирования и обеспечивается точностью
работы и помехозащищенностью, а также реализацией таких основных
требований, как быстродействие, избирательность и чувствительность.
Для повышения надежности применяют дублирование и резервиро-
вание основных защит (ближнее и дальнее резервирование).
Наличие устройств сигнализации позволяет судить о правильности
работы защиты и автоматики и анализировать порядок протекания
процессов при КЗ. С этой целью сигнальные реле устанавливаются не
только в отключающих и включающих цепях выключателей, но и в це-
пи каждой ступени защиты. Кроме того, применяют устройства для ав-
томатической записи электрических параметров системы в нормаль-
ном режиме (самопишущие приборы) и при КЗ (аварийные осцилло-
графы, регистраторы).
10
1.2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
1.2.1. Номенклатура устройств релейной защиты
В настоящее время защита электрических сетей напряжением 6—
750 кВ выполняется с помощью комплексов релейной защиты линий,
выполненных как на базе традиционных электромеханических уст-
ройств, так и с применением микроэлектронной базы (интегральных
микросхем, микропроцессорной техники).
Электротехническая промышленность серийно выпускает в течение
последних десятилетий следующие панели защиты на электромеханиче-
ской базе:
панель защиты типа ЭПЗ 1636-67 — для защиты линий напряжением
ПО—220 кВ, содержащая трехступенчатую дистанционную защиту с
блокировкой при качаниях и неисправностях цепей напряжения, четы-
рехступенчатую токовую защиту нулевой последовательности, между-
фазную токовую отсечку, реле устройства резервирования отказа вы-
ключателей (УРОВ);
панель защиты типа ДФЗ-201 — дифференциально-фазная высоко-
частотная защита, предназначена для применения в качестве основной
защиты линий напряжением ПО—220 кВ; это быстродействующая за-
щита, действующая при всех видах КЗ в системе;
панель защиты типа ДФЗ-503 — дифференциально-фазная высоко-
частотная защита для линий 330—500 кВ;
панель защиты типа ЭПЗ 1637-91 применяется для выполнения по-
перечной дифференциальной токовой направленной защиты параллель-
ных линий 110—220 кВ при замыканиях между фазами (комплект КЗ-6)
и на землю (комплект КЗ-7);
панель защиты типов ЭПЗ 1638-91 и ЭПЗ 1639-91 применяется для
выполнения продольной дифференциальной токовой защиты линий
ПО—220 кВ; это быстродействующая защита с проводными каналами
связи, действующая при всех видах КЗ в системе;
панель типа ЭПЗ 1643 высокочастотной блокировки дистанционной
защиты и направленной защиты нулевой последовательности линий
ПО—330 кВ; применяется для исключения выдержки времени защит
при замыканиях на защищаемой линии; панель предназначена для со-
вместной работы с панелью типа ЭПЗ 1636-67 или с любой другой, на
которой установлены аналогичные защиты;
панель типа ЭПЗ 1651-91 защиты и автоматики применяется для за-
щиты двух линий электропередачи напряжением 35 кВ при многофазных
замыканиях; обеспечивает трехступенчатую токовую защиту с помощью
11
токовой отсечки без выдержки времени и максимальной токовой защиты
с пуском по напряжению, а также токовой отсечки с выдержкой време-
ни; имеются устройства двухкратного АПВ (реле типа РПВ-02);
панель типа ПА 115-91 УРОВ применяется для выполнения устрой-
ства резервирования отказа выключателей присоединений подстанций
ПО—500 кВ;
панель дистанционной защиты типа ПЗ-4 применяется для защиты
линий напряжением 35 кВ при всех видах многофазных КЗ; включает
в себя трехступенчатую дистанционного защиту и токовую отсечку
(комплект защиты типа КЗ-11);
ланель аварийного осциллографа типа ПДЭ 0301 предназначена для
размещения аварийного осциллографа типа Н 13 и управления его рабо-
той совместно с магнитографом при возникновении аварийного режима
в энергосистеме.
Кроме панелей защиты выпускаются также комплекты защиты серии
КЗ на электромеханических реле, которые предназначены для примене-
ния в схемах релейной защиты. Комплекты типов КЗ 9, КЗ 10, КЗ 12—
КЗ 15, КЗ 17 применяются для работы на оперативном постоянном токе,
а комплекты типов КЗ 35—КЗ 38 — для работы на оперативном пере-
менном токе. Все элементы каждого комплекта защиты смонтированы
в одном общем корпусе. Назначение комплектов:
КЗ 9, КЗ 9/2 — токовая отсечка при междуфазных КЗ в двухфазном
двухрелейном исполнении;
КЗ 10 — трехступенчатая токовая направленная защита нулевой по-
следовательности, применяемая в составе панели типа ЭПЗ 1636-67;
КЗ 12 — максимальная токовая защита при между фазных КЗ в двух-
фазном двухрелейном исполнении с независимой выдержкой времени;
КЗ 13 — быстродействующая токовая отсечка в двухфазном двухре-
лейном исполнении и максимальная токовая защита с независимой вы-
держкой времени в двухфазном трехрелейном исполнении;
КЗ 14 — максимальная токовая направленная защита с выдержкой
времени в двухфазном двухрелейном исполнении;
КЗ 17 — максимальная токовая защита с независимой выдержкой
времени в двухфазном трехрелейном исполнении;
КЗ 35 — максимальная токовая защита в двухфазном однорелейном
исполнении;
КЗ 36 — максимальная токовая защита в двухфазном двухрелейном
исполнении;
КЗ 37 — токовая быстродействующая отсечка и максимальная токовая
защита с выдержкой времени в двухфазном трехрелейном исполнении;
12
КЗ 38 — максимальная токовая направленная защита с выдержкой
времени в двухфазном двухрелейном исполнении.
С середины 80-х годов серийно выпускаются следующие комплек-
сы релейной защиты линий ПО—330 кВ на микроэлектронной эле-
ментной базе:
шкаф ШДЭ 2801 [15], содержащий ступенчатые защиты для реализа-
ции функций резервных защит при наличии основной быстродействую-
щей (взамен панели ЭПЗ 1636-67); имеет в своем составе трехступенча-
тую дистанционную защиту с блокировками при качаниях и неисправ-
ностях цепей напряжения, токовую отсечку, четырехступенчатую токо-
вую направленную защиту нулевой последовательности, реле У РОВ;
шкаф ШДЭ 2802, содержащий два отдельных комплекта (основной
и резервный) ступенчатых защит и предназначенный для использова-
ния в виде единственной защиты (вместо панели ЭПЗ 1636-67); основ-
ной комплект — это шкаф ШДЭ 2801, а резервный комплект содержит
двухступенчатые дистанционную и токовую защиты нулевой последо-
вательности;
панель ПДЭ 2802 направленной высокочастотной защиты, исполь-
зуемой в качестве основной, вместо панели ДФЗ-201.
Надежность функционирования этих устройств достигается, в част-
ности, применением постоянного функционального автоматического
контроля, охватывающего значительную часть элементов, с сигнализа-
цией возникающих неисправностей. Для снижения трудозатрат на про-
филактическое обслуживание предусмотрен автоматизированный тес-
товый контроль.
Для линий 500 кВ и выше с 1983 г. выпускаются комплексы уст-
ройств релейной защиты и автоматики на интегральных микросхемах
серии ПДЭ 2000:
панель ПДЭ 2001 — дистанционная трехступенчатая защита, приме-
няется в качестве резервной от всех междуфазных КЗ, содержит устрой-
ства блокировки при качаниях и неисправностях в цепях переменного
напряжения;
панель ПДЭ 2002 — токовая направленная четырехступенчатая за-
щита нулевой последовательности, также имеет в своем составе токо-
вую отсечку от междуфазных КЗ и защиту от неполнофазного режима;
применяется в качестве резервной защиты от КЗ на землю, дополни-
тельной защиты от междуфазных КЗ вблизи шин подстанции и для лик-
видации длительных неполнофазных режимов;
панель ПДЭ 2003 — направленная и дифференциально-фазная высо-
кочастотная защита, применяется в качестве основной быстродействую-
13
щей защиты линий от всех видов КЗ как в полнофазном режиме, так и
при работе линии двумя фазами в цикле однофазного АПВ; при полно-
фазной работе линии панель используется в режиме направленной
фильтровой защиты с высокочастотной блокировкой, и только на время
цикла ОАПВ она переводится в режим сравнения фаз токов;
панель ПДЭ 2004.01 — устройство одно- и трехфазного АПВ;
панель ПДЭ 2004.02 — устройство трехфазного АПВ на три присое-
динения;
панель ПДЭ 2005 — УРОВ;
панель ПДЭ 2006 — защита шин.
С 1991 г. происходит выпуск модернизированного комплекса защит
линий 500 кВ и выше:
шкаф дистанционной защиты типа ШЭ 2703 — взамен ПДЭ 2001;
шкаф токовой защиты типа ШЭ 2704 — аналог ПДЭ 2002;
шкаф высокочастотной защиты типа ШЭ 2705 — аналог ПДЭ 2003;
шкаф устройства трехфазного АПВ типа ШЭ2706 взамен
ПДЭ 2004.02;
шкаф устройства однофазного АПВ типа ШЭ2702 — взамен
ПДЭ 2004.01;
шкаф УРОВ типа ШЭ 2001 — взамен ПДЭ 2005;
шкаф защиты сборных шин типа ШЭ 2303 — взамен ПДЭ 2006.
Комплексы защиты типа ПДЭ 2000 и ШЭ 2700 могут эксплуатиро-
ваться и на линиях 330 кВ.
Вопросы проектирования релейной защиты и автоматики электриче-
ских сетей регламентированы Правилами устройства электроустановок
[1], Руководящими указаниями по релейной защите [6—11] и директив-
ными материалами Главтехуправления РАО «ЕЭС России». Принципы
выбора уставок защит, в основном, мало зависят от элементной базы, на
которой выполнена защита, и определяются традиционными методика-
ми, изложенными в Руководящих указаниях. Некоторые особенности
расчета уставок, связанные с различием элементной базы отдельных из-
мерительных органов, изложены в [12—15].
1.2.2. Исходные данные сети
Исходная схема сети представляет собой однолинейную электриче-
скую схему проектируемого района, на которой указывают:
1) схему с номинальными напряжениями, длинами линий, марками
проводов, наличием заземляющих тросов и их материала. Обязательно
учитывают параллельность линий, частичную или полную, а также ука-
зывают расстояние между параллельными линиями;
14
2) схему электрических соединений электростанций и подстанций
с параметрами трансформаторов, автотрансформаторов (мощность, на-
пряжение КЗ, группы соединения обмоток, пределы регулировки напря-
жения), генераторов (мощность, номинальное напряжение, сверхпере-
ходное реактивное сопротивление) [4]; кроме того, места установки и
типы коммутационной аппаратуры;
3) приведенные к шинам подстанций защищаемой сети значения со-
противлений прямой (обратной) и нулевой последовательностей других
частей системы, соответствующие максимальному и минимальному ре-
жимам работы;
4) места установки, типы и коэффициенты трансформации датчиков
информации. Трансформаторы тока (ТТ) — либо встроенные в выклю-
чатели, либо отдельно стоящие. Трансформаторы напряжения (ТН) ус-
танавливаются на каждой системе шин подстанций, емкостные отборы
напряжения — на входе линий, до выключателей.
Кроме того в исходных данных необходимо отразить ряд особенно-
стей, влияющих на выбор принципов и расчет уставок релейной защиты.
1) применение подстанций без выключателей на стороне высокого на-
пряжения с установкой короткозамыкателей и отделителей. Здесь возни-
кает необходимость отключения линии с питающего конца при коротком
замыкании (КЗ) на приемной подстанции, например в трансформаторе;
2) присоединение потребителей к линии электропередачи глухими
отпайками. При этом усложняется выбор уставок защит, особенно для
параллельных линий;
3) рост несимметричной нагрузки: электрическая тяга на перемен-
ном токе, электродуговые печи и т.д., — вследствие чего при нормаль-
ном режиме работы в сети появляются токи и напряжения обратной и
нулевой последовательностей;
4) широкое применение на одиночных линиях неполнофазных режи-
мов работы по схеме две фазы и земля. Здесь также в нормальном режиме
появляются токи и напряжения обратной и нулевой последовательностей;
5) применение переменного оперативного тока, параметры которого
зависят от вида и места КЗ.
1.2.3. Основные режимы сети
Основные режимы сети касаются уровня загрузки системы и режи-
ма заземления нейтрали.
1. По уровню загрузки системы режимы разделяют на максималь-
ный или нормально-эксплуатационный, когда в работе находятся все
элементы энергосистемы, и минимальный, когда часть генераторов и ли-
15
ний отключены при минимальном режиме работы смежной системы.
Режим работы для выбора уставок и оценки чувствительности защит
рассматриваются конкретно для каждой защиты элемента сети и для ка-
ждого вида КЗ. Кроме того, для выбора уставок последних ступеней за-
щит учитываются аварийные (диспетчерские) режимы работы, для ко-
торых указывают уровни напряжений на подстанциях и значения токов
по линиям и трансформаторам.
2. Режимы заземления нейтралей трансформаторов и автотрансфор-
маторов принимают на основании следующих основных положений:
а) нейтрали всех автотрансформаторов заземляются наглухо;
б) заземление нулевых точек трансформаторов электростанций весь-
ма желательно, так как при этом исключается возможность работы уча-
стка сети в режиме изолированной нейтрали с появлением перемежаю-
щейся дуги; в тех случаях, когда по условиям снижения токов замыкания
на землю приходится разземлять нейтрали у части трансформаторов, не-
обходимо предусматривать автоматику первоочередного отключения
этих трансформаторов при устойчивом замыкании на землю в защищае-
мой сети (рис. 1.4) или с помощью чувствительных защит блоков [22];
в) режим заземления нейтралей нулевых точек понизительных
трансформаторов в основном определяется условиями работы релейной
защиты (обычно заземляют только часть трансформаторов для того, что-
бы при всех переключениях число заземленных трансформаторов не ме-
нялось); при работе сети с частичным заземлением нейтралей должны
учитываться конструктивные особенности выполнения трансформаторов
(некоторые типы трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ и ре-
гулировкой напряжения под нагрузкой имеют изоляцию нулевого выво-
да, рассчитанную на напряжение не более 40 кВ и недостаточную для
случая перехода в режим с изолированной нейтралью);
г) силовые трансформаторы с резко выраженной несимметричной на-
грузкой (например, подстанций электротяги,
работающей на однофазном переменном токе)
требуют заземления нейтралей обмоток высо-
кого напряжения, соединенных в звезду и
присоединенных к сети 110—220 кВ.
При оценке категории потребителя учиты-
Q2 вают существование параллельных связей,
наличие резерва мощности, допустимость и
длительность перерывов в энергоснабжении.
72
Рис. 1.4. Пример первоочередного отключения блока
генератор-трансформатор, работающего с изолиро-
ванной нейтралью, при устойчивых замыканиях на
G2 землю в сети с эффективно-заземленной нейтралью
16
1.3. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
1.3.1. Общий порядок расчета
Расчеты токов КЗ для релейной защиты [2, 3, 6] ведутся, как прави-
ло, в именованных единицах приближенным методом, используя систе-
му симметричных составляющих. Первоначально на исходной электри-
ческой схеме защищаемой сети намечают расчетные точки КЗ. Обычно
это сборные шины разных напряжений всех подстанций сети, начало,
середина и конец каждой линии. Затем составляют схемы замещения
прямой (обратной) и нулевой последовательностей, на которых также
указываются места расчетных точек КЗ. В дальнейшем производится
выбор расчетных режимов для защит, вычисляются полные токи в мес-
те КЗ, и находится распределение токов по ветвям схемы.
При расчетах токов КЗ для релейной защиты и автоматики опреде-
ляют действующее значение периодической слагающей для момента
времени t = О, полагая, что ЭДС всех генераторов совпадают по вели-
чине и фазе.
Влияние апериодической слагающей тока КЗ не учитывается, пото-
му что она быстро затухает и не сказывается на работе защит, имеющих
выдержку времени. Быстродействующие защиты отстроены от действия
апериодической слагающей либо введением коэффициента отстройки
к току срабатывания (&пер -1,5 — 2,0), либо принципом выполнения из-
мерительных органов (быстронасыщающиеся трансформаторы, избира-
тельные фильтры).
Затухание периодической слагающей тока в процессе КЗ учитывают
только для резервных защит от междуфазных повреждений генераторов
и блоков генератор-трансформатор при КЗ на шинах генераторного на-
пряжения, где отношение IK /IK ; может достигать 1,5 для турбогене-
раторов и 1,1 для гидрогенераторов.
Для защиты и автоматики сетей затухание периодической слагаю-
щей тока КЗ не учитывают по следующим причинам:
все генераторы снабжены устройствами автоматической регулиров-
ки возбуждения, стремящимися поддержать неизменными напряжение
на шинах генератора и ток КЗ;
точки КЗ в сетях, как правило, удалены от генераторов, и изменение
сопротивления последних мало сказывается на результирующем сопро-
тивлении до места КЗ;
основные защиты сетей имеют время срабатывания порядка 0,1 с, и
затухание токов КЗ не сказывается;
17
для медленно действующих защит затухание периодической сла-
гающей тока КЗ компенсируется тем, что возврат реле происходит
при токе меньшем, чем ток срабатывания (къ = 0,8—0,85), а также на-
личием устройств мгновенного замера и значением коэффициента
чувствительности.
1.3.2. Составление схемы замещения прямой (обратной)
последовательности
1. Первоначально вычисляют сопротивления элементов схемы за-
мещения. При расчете токов КЗ в именованных единицах выбирают
среднее номинальное напряжение £/срном, соответствующее основно-
му напряжению сети, к которому приводятся сопротивления всех эле-
ментов системы.
2. Для генераторов, трансформаторов, автотрансформаторов и реак-
торов учитывается только индуктивная составляющая сопротивления:
тт2
U COS (D
Хг=х,, ср.ном Фг. (11)
г
и и2
^к ^ср.ном ,л -ч
х U2
р 100 73 и i '
*J ном ном
где x'J — сверхпереходное сопротивление генератора мощностью Рг;
UK — напряжение короткого замыкания * соответствующей обмотки
трансформатора (автотрансформатора), отнесенное к мощности £Т(ат\
данной обмотки; хр — индуктивное сопротивление одной фазы реакто-
ра, отнесенное к номинальным параметрам реактора UHQM, /H0M, %.
3. Для линий 110 кВ и выше активное сопротивление проводов не
учитывается и принимается для всех линий одинаковое, удельное сопро-
тивление прямой последовательности:
*1У =0,4 Ом/км, а х1л= х1у/.
При напряжении 330 кВ и выше обычно учитывают емкостную прово-
димость линий, a jcj = 0,32 Ом/км. Для линий 35 кВ и ниже учитывают
и активное сопротивление проводов [6].
18
4. По вычисленным сопротивлениям элементов сети составляется
схема замещения прямой последовательности, на которой указывают
наименования подстанций, расчетные точки КЗ и значения сопротивле-
ний элементов схемы с обязательной маркировкой сопротивлений или
ветвей схемы. При расчете защит сетей схема замещения обратной по-
следовательности принимается такой же, как и схема замещения пря-
мой последовательности.
1.3.3. Составление схемы замещения нулевой последовательности
1. Для трансформаторов и автотрансформаторов схема замещения
нулевой последовательности составляется на основе схемы замещения
прямой последовательности. При этом можно применить следующее
мнемоническое правило: сопротивления обмоток, соединенных в тре-
угольник, подключают к земле; сопротивления обмоток, соединенных в
звезду, включают последовательно в схему при заземленной нейтрали,
и размыкают цепь обмотки при изолированной нейтрали. Пример со-
ставления схем замещения показан на рис. 1.5.
Указанное правило обусловлено тем (рис. 1.6), что индуктивное со-
противление обмоток, связанных с землей, определяется сопротивлени-
ем ветви намагничивания лгц0, которое намного больше сопротивления
рассеяния обмотокxs. Наличие же обмотки, соединенной в треугольник
(в которой токи нулевой последовательности замыкаются), играет роль
размагничивающего контура для обмоток, соединенных в звезду. По-
этому результирующее сопротивление определяется суммой сопротив-
Рис. 1.5. Пример составления схемы замещения трехобмоточного трансформатора
и автотрансформатора (сторона BH-I, CH-II, HH-III)
19
Рис. 1.6. Пример рас-
пределения токов ну-
левой последователь-
ности в трехфазном
трансформаторе (а)
и схема замещения
(б) фазы трансфор-
матора
лений рассеяния этих обмоток. Из рис. 1.6 видно, что при замыкании
ключа S сопротивление токам нулевой последовательности находится
какдс01-Ш =х1 +ХИГ
2. Сопротивление воздушной линии токам нулевой последователь-
ности зависит от наличия грозозащитных тросов, их материала, наличия
параллельных линий и расстояния между последними, а также от марки
и расположения проводов, типов опор. В зависимости от этих парамет-
ров удельное сопротивление нулевой последовательности колеблется от
0,8 до 2,6 Ом/км.
Приведенные значения удельного индуктивного сопротивления
линии токам нулевой последовательности получены на основе расче-
та электромагнитного поля воздушной линии (совокупности провод^
ников) с возвратом тока в земле. Из расчетов следует, что распреде-
ленный ток земли можно представить в виде сосредоточенного тока
3/0земли, протекающего на глубине /экв (рис. 1.7). Эта глубина на час-
тоте 50 Гц более, чем на порядок превышает расстояние между прово-
дами линии. Последнее позволяет
наглядно пояснить возрастание со-
противления х0п по сравнению
с сопротивлением х1л тем, что то-
ки нулевой последовательности от-
дельных фаз совпадают по направ-
лению, а размагничивающее влия-
ние обратного тока земли незначи-
тельно. В результате магнитные
потоки отдельных фаз (Фо^> Фоя»
Фос) совпадают, образуя результи-
рующий магнитный поток самоин-
дукции для одной линии Фос, а для
Рис. 1.7. Пример распределения токов и
магнитных потоков нулевой последова-
тельности двухцепной линии
0 земли
20
двухцепной линии при совпадающих направлениях токов магнитный
поток возрастает за счет потока взаимоиндукции Ф0в(рис. 1.7). Соот-
ветственно возрастает и сопротивление нулевой последовательности
При практических расчетах сопротивления нулевой последователь-
ности линии х0л дают в зависимости от ее сопротивления токам прямой
последовательности jc Jл (табл. 1.1).
Особый интерес представляют схемы замещения нулевой последова-
тельности двухцепных линий при КЗ на одной из цепей, а также в режи-
мах каскадного отключения одной из линий и в режиме отключения и
заземления одной из параллельных линий. В этих случаях, вследствие
наличия взаимоиндукции, распределение токов нулевой последователь-
ности по линиям существенно изменяется. Схемы замещения прямой
(обратной) и нулевой последовательностей для указанных случаев при-
ведены на рис. 1.8.
Схемы замещения нулевой последовательности для более сложных
случаев (три и более параллельные линии; наличие заземленных отпаек
на параллельных линиях) даны в [6].
3. По вычисленным сопротивлениям элементов составляют схему
замещения нулевой последовательности, на которой указывают наиме-
нования подстанций, расчетные точки КЗ и значения сопротивлений
элементов сети. Элементы схемы нумеруются, указываются значения
сопротивлений элементов схем.
Таблица 1.1
Сопротивление линии токам нулевой последовательности
Параметры линии
Без грозозащитного троса
Со стальным тросом
С хорошо проводящим тросом
Линии
Одноцепная
х 0 ода ~ х 0 с
3,5 х1л
3,0 *1Л
2,0 *1л
Двухцепная (на цепь)
*0дв = *0с + *0в
5,5 х\л
4,7 *1л
3,0 х1л
Примечание: *ос— сопротивление самоиндукции одиночной линии для токов ну-
левой последовательности; xq в — сопротивление взаимоиндукции параллельных линий
для токов нулевой последовательности (здесь и в дальнейшем индекс «л» опускается).
21
Е^Э^^а
АОс~
ЕПЗ^Й
■7-1
Ов"лОдв лОодн
го
И
У
-СЭ-±
А=>
Рис. 1.8. Исходные схемы я схемы замещения прямой и нулевой последовательно-
стей параллельных линий в характерных расчетных режимах
а — КЗ на одной линии; 6 — КЗ при отключенной и заземленной одной линии; в —
каскадное отключение КЗ на одной линии
1.3.4. Выбор расчетных режимов и вычисление токов короткого замыкания
1. При выборе расчетных режимов, кроме общих максимального и
минимального, для каждой защиты и каждого вида КЗ рассматривается
ряд своих максимальных и минимальных режимов: по максимальным
выбирают уставки срабатывания защит, по минимальным оценивают
чувствительность. При выборе таких частных режимов допускают воз-
можность одновременного отключения только двух-трех элементов
энергосистемы (ремонтное и аварийное отключение). Не рассматрива-
ются случаи одновременного возникновения двух КЗ как нереальные.
Так, для получения максимального значения тока КЗ по линии стремят-
ся отключить параллельные ветви, питающие место КЗ от общего ис-
точника, а для получения минимального режима производят отключе-
ния, ухудшающие связь точки КЗ и источника по данной линии. В ряде
случаев защита может иметь недостаточную чувствительность в отдель-
ных минимальных режимах, тогда проверяют чувствительность защиты
в каскаде в этих режимах и обязательно определяют коэффициенты
чувствительности для общих максимального и минимального режимов,
как наиболее вероятных. Напомним, что при каскадном (поочередном)
отключении линии через защиту, действующую в последнюю очередь,
22
протекает полный ток повреждения (а не доля), благодаря чему чувст-
вительность защиты резко увеличивается.
Для расчета параметров аварийного режима в энергосистемах и сете-
вых предприятиях широко применяется комплекс программ ТКЗ-3000.
Комплекс позволяет рассчитывать электрические величины в трехфаз-
ной симметричной сети любого напряжения при однократной про-
дольной или поперечной несимметрии и выбирать уставки защит от
замыканий на землю.
С помощью комплекса можно получать токи, напряжения, отноше-
ния токов к напряжениям (сопротивления) как в виде симметричных со-
ставляющих, так и в виде полных фазных или междуфазных величин.
Для токовых защит от замыканий на землю производится отстройка от
фиксированной точки КЗ, согласование с одной или несколькими защи-
тами, проверка чувствительности, а также моделирование процесса от-
ключения при работе дальнего резервирования.
Подсистема сетевого хозяйства позволяет перенумеровать узлы
сети, создавать новую сеть путем слияния двух сетей, производить
сверку сетей.
Подсистема эквивалентирования позволяет сворачивать сеть к лю-
бому числу узлов, а также строить новую сеть на основе полученного
эквивалента.
Предельные возможности комплекса:
объем сети до 3000 узлов и 7500 ветвей;
общее число индуктивно связанных ветвей 2500;
количество ветвей в одной группе индуктивно связанных ветвей 20.
2. При условии идентичности схем замещения прямой и обратной
последовательностей для определения полных токов, а также состав-
ляющих отдельных последовательностей токов и напряжений в месте
КЗ можно воспользоваться следующими упрощенными расчетными вы-
ражениями [6]:
а) при трехфазных КЗ полный ток фазы равен току прямой последо-
вательности
г(3) _ ,(3) _ Еф __ ^ср.ном п ..
*1Б V3xlz
где jc1z — результирующее сопротивление прямой последовательно-
сти, приведенное к точке КЗ;
б) при двухфазном КЗ полный ток поврежденной фазы равен
7(2) = *&Ц = ^срном = л/3 7(3) (1
23
/(1) =
с/(1)
и™
2к
у2к у0к iK /J'
= Ак (^2Z + ^0E)'
*0£70к '
где x2Z — результирующее сопротивление обратной последовательно-
сти; при этом составляющие токов и напряжений прямой и обратной
последовательностей в месте КЗ находятся как
/<2> = /<2> = /<2>/а/з- п(2) = Г/(2) =/(2)х •
71к 72к 7к /л/:>> U1k а2к 71kx1Z'
в) при однофазном КЗ на землю полный ток поврежденной фазы равен
*1Z ^ X2Z ^X0Z Z*1Z ^*0Z
где jcol — результирующее сопротивление нулевой последовательно-
сти в точке КЗ; при этом составляющие токов и напряжений прямой, об-
ратной и нулевой последовательностей в месте КЗ находятся как
(1.7)
г) для двухфазного КЗ на землю вычисляют, как правило, только ток
замыкания на землю
,(1,1) _ ~,0, 1) _ У^ср.ном
3 ° ~х +7х ' U }
3. Распределение токов прямой, обратной и нулевой последователь-
ностей при всех видах КЗ производится соответственно по схемам заме-
щения прямой (обратной) и нулевой последовательностей.
1.3.5. Определение параметров отдельных последовательностей,
подводимых к защите при повреждениях
1. Для прямой и обратной последовательностей ток линии нахо-
дится как
'Г='к"Чл. 0-9)
где м1л — доля тока линии по отношению к току /кв месте КЗ, которая
определяется по схеме замещения прямой последовательности или при-
нимается по результатам расчета трехфазных КЗ.
24
2. Для нулевой последовательности ток линии находится как
Лп) = <„)
^л i0K "0л>
(1.10)
где и0л — доля тока нулевой последовательности, протекающего по ли-
нии; определяется по схеме замещения нулевой последовательности
или принимается по результатам расчета токов однофазного КЗ.
В практических расчетах для релейной защиты и автоматики вычис-
ляют только токи трехфазных и однофазных КЗ, по которым определя-
ют токи при других видах повреждений.
3. Распределение напряжений отдельных последовательностей на
различных элементах сети при трехфазных, двухфазных и однофазных
КЗ показаны на эпюрах рис. 1.9. Напряжения различных последователь-
ностей, подводимые к устройствам релейной защиты, находятся путем
Рис. 1.9. Эпюры напряжений составляющих отдельных
последовательностей при различных видах КЗ
25
алгебраического сложения напряжения в месте КЗ и соответствующего
падения напряжения на линии до шин подстанции, где установлена за-
щита. В соответствии с рис. 1.9 можно записать:
а) при трехфазном КЗ
и(3) =* /(3)- rim
и1шА Хи'кА* U-HJ
б) при двухфазном КЗ
и\шА и\К^Х\А*\А> К1-**)
rjW = r/2) /2).
и2шА и2К Х\АХ2А> V1UJ
в) при однофазном КЗ
или
и(1) =
и1шА
и(1) =
и2шА
и{1) =
и0шА
и0шА
и1К^х1А*1А>
rj(2)_ 7(2).
и2К Х\АХ1А'
и0К х0А*0А>
х0тАх0тА-
(1.14)
(1.15)
(1.16)
1.3.6. Построение кривых спадания токов короткого замыкания по линиям
Кривые спадания строятся для определения зоны действия, согласо-
вания защит и нахождения остаточных напряжений.
Построение кривых производится по токам, протекающим по линии,
т.е. через трансформаторы тока (ТТ) защиты при перемещении точки
КЗ в этой линии (КЗ в начале, середине и конце ее). Для линий с одно-
сторонним питанием первичный ток защиты равен полному току трех-
фазного (двухфазного) КЗ на линии. В сети сложной конфигурации оп*
ределение первичного тока защиты несколько затруднено при КЗ в на-
чале линии, непосредственно у шин подстанции. В этом случае ток за-
щиты равен полному току КЗ на шинах за вычетом тока линии, для ко-
торой производится построение кривой (ток линии со стороны противо-
положной подстанции протекает только до точки КЗ и не попадает в ТТ
защиты данной подстанции). При КЗ в середине и конце линии ток че-
рез ТТ защиты равен той части тока повреждения, который протекает
со стороны данной подстанции.
Принцип построения кривых токов КЗ по линиям показан на рис. 1.10.
26
®в4 в5©
Л км ПВ
©й^%Й?
Рис. 1.10. Пример построения кривых спадания токов
КЗ по линиям
Построение выполнено для трансформаторов тока подстанции Л и
подстанции Б в сторону подстанции В.
На кривых спадания расчетные ординаты имеют обозначение точки
КЗ и ветвей схемы замещения, которые определяют ток через указан-
ные трансформаторы тока при повреждении в данной точке. Пунктиром
показано построение кривых от подстанции В к подстанции Л.
Глава вторая
ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ДЛЯ РАЗНЫХ ВИДОВ
ПОВРЕЖДЕНИЙ
2.1. МАКСИМАЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
2.1.1. Общие замечания
Максимальные токовые защиты (МТЗ) приходят в действие при уве-
личении тока в линии сверх некоторого значения, определяемого усло-
виями избирательности. В качестве реле, реагирующих на возрастание
тока, используются максимальные токовые реле типа РТ-40 л различ-
ные комплектные защиты, выполненные на их базе (см. п. 1.2.1), или из-
мерительные органы тока современных защит.
Для линий с односторонним питанием МТЗ выполняется многосту-
пенчатой и обычно служит основной защитой от междуфазных повреж-
дений. Для линий с двухсторонним питанием МТЗ используется, как
правило, в качестве отсечки.
2.1.2. Максимальные токовые защиты линий с односторонним питанием
В качестве примера рассмотрен участок сети, приведенный на рис. 2.1.
Для наглядности расчетные выражения даны для защиты, установ-
ленной на подстанции А. Для расчета МТЗ любой другой подстанции
формулы будут те же.
1. Ток срабатывания отсечки первой ступени отстраивается от мак-
симального тока КЗ за выключателем смежного участка
Рис. 2.1. К примеру расчета МТЗ от междуфазных поврежде-
ний дли линий с односторонним питанием
28
^с.з(Л) *зЛс.макс.см(/:/')' (2**)
где къ~ 1,2 — коэффициент запаса по избирательности.
Если линия питает трансформаторы, не имеющие выключателей на
стороне высокого напряжения, то расчетным является КЗ за выключате-
лем на стороне низшего напряжения. В этом случае к3- 1,3.
2. Оценка чувствительности отсечки первой ступени производится по
величине защищаемой зоны или по коэффициенту чувствительности. Зо-
на, защищаемая отсечкой, определяется по кривым спадания токов КЗ по
линиям в максимальном и минимальном режимах при условии /к л > 1С .
Если расчетной является отстройка от КЗ за трансформатором при-
емной подстанции (например, защита #2?, точка Кб), то отсечка обычно
защищает всю линию (хотс> хвг). В этом случае определяется как хотс,
так и коэффициент чувствительности кц,щ при КЗ в конце защищаемой
линии (точка К5 у.
*отс~л:защ~дгсист1> (2.2)
где *защ = иср.ном/^^1сз^ — результирующее сопротивление, соот-
ветствующее току срабатывания; *сист — сопротивление системы, при-
веденное к шинам подстанции В в месте установки защиты.
кч(В) = /к.мин(АГ5)//с.з(5) (2*3)
при кц,в, > 1,3 — отсечка применяется в качестве основной защиты.
3. Определяется остаточное напряжение на шинах в месте установки
защиты при КЗ в конце зоны действия отсечки, %:.
V3 /сч*птс
Ц>ст= ,, 100. (2.4)
^ср.ном
Если остаточное напряжение окажется менее 60 %, а питающая
подстанция является транзитной, то можно применить ускорение за-
щиты до АПВ.
4. Ток срабатывания отсечки второй ступени отстраивается от токов
срабатывания отсечки I или II ступеней защит смежных линий (£3= 1,1)
/с.з(>4) ^з'с.з.см^)' V-0'
29
и проверяется отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстан-
ции к3 = 1,2 (при наличии выключателя на стороне высокого напряже-
ния трансформатора, рис. 2.1)
^с.зСЛ) = кз1к.см(К2)' (2-6)
Расчетным является большее из значений, полученных по формулам
(2.5) и (2.6).
5. Выдержка времени II ступени защиты принимается на ступень се-
лективности (А / = 0,5 с) больше выдержек времени ступеней защиты,
от которых произведена отстройка:
<lc«A) = £Z(B) + *t- (2-7)
6. Чувствительность отсечек второй ступени проверяется в случае
металлического КЗ в конце защищаемой линии при минимальном режи-
ме (см. рис. 2.1)
7(2)
,11 _ у2к.мин(Л:Г')
*ч(А) п ' ' V'*'
7. Ток срабатывания максимальной токовой защиты (третьей ступе-
ни) отстраивается от максимального тока нагрузки присоединения
/cn;=(v*B)*cW. (2-9-)
где k3 = 1,1 — коэффициент запаса по избирательности; кц = 0,8—0,85 —
коэффициент возврата для реле РТ-40; к= 1,5—2,5 — коэффициент са-
мозапуска электродвигателей; /нагр£ = ST/(V3 • 0,9*УНОМ) — макси-
мальный ток нагрузки.
8. Проверяется отстройка от токов срабатывания вторых или треть-
их ступеней защит смежных линий, аналогично (2.5)
III П(Ш)
1с.з{А) Кз1с.з.см(Б)-
9. Выдержка времени третьей ступени защиты принимается на сту-
пень селективности больше выдержек времени защит, от которых про-
изведена отстройка, аналогично (2.7).
10. Чувствительность третьей ступени защиты проверяется при КЗ
в конце смежного участка в минимальном режиме (см. рис. 2.1)
/(2)
кШл)Ш*!^Ъ1ат (2Л0)
А;.з(Л)
30
2.1.3. Ненаправленные токовые отсечки для линий
с двухсторонним питанием
1. Ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального то-
ка, протекающего через защиту при следующих расчетных условиях
(рис. 2.2):
а) отстройка от максимального тока линии при КЗ на шинах прием-
ной подстанции (рис. 2.2, а);
б) отстройка от максимального тока линии при КЗ на шинах под-
станции в месте установки защиты (КЗ «за спиной») (рис. 2.2, б);
в) отстройка от максимального тока качаний (рис. 2.2, в), возникаю-
щего при расхождении ЭДС параллельно работающих станций на 180° и
£ф = 1'05{/срном/73(рис.2.2,в):
_ 2 • 1,03Дф _ 2,Шср„ом
кач.макс т nz » vzlU
Лэкв.мин */Зхэквмин
где хэкв мин — эквивалентное минимальное сопротивление связи между
параллельно работающими станциями, включая сверхпереходное со-
противление генераторов и сопротивление линии связи; *Экв.мин =
"" *сист А *сист В хл •
Ток срабатывания отсечки выбирается по наибольшему из получен-
ных значений токов
^с,з = *з^макс* (2.12)
е#^ в£
1Q1 л Q2
К2
/Т/1 к.макс
1 Ql Q2
б
$®
Q\g& —
Ф>
х Q1 / Q2 х
сист Л *л Лсист Б
ПА ПБ
в
Рис. 2.2. К выбору тока срабатывания отсечек линий с двухсторонним питанием
31
ПА ПБ Рис 2.3. Определение результирующе-
го сопротивления системы при каскад-
ном отключении КЗ
П 'отс Н
£\ ЁГ7 £*•
хсист Л Т I 1~/ *сист Б
Поскольку при внешних КЗ (К1,
К2) и при качаниях через защиты,
установленные на обоих концах
линии, протекают одинаковые
„отс токи, то уставка срабатывания
o-czntl}^ &ля обеих защит принимается од-
*сист1 *отс »ойитойже:1сзАБ=1сзБА.
2. Определяются зоны, защищаемые отсечкой в максимальном и ми-
нимальном режимах, а также в режиме каскадного отключения. В пер-
вом случае используются кривые спадания (см. рис. 1.10), во втором —
выражение (2.2), а зона отсечки
Рекомендуется определить чувствительность отсечки при двухфаз-
ном КЗ в начале линии. Отсечка может рекомендоваться к установке,
если кч > 1,2.
3. Определяются по (2.4) уровни остаточных напряжений на шинах
подстанций (в месте установки защиты) при КЗ в конце зоны действия
отсечки. Для максимального и минимального режимов хотс = /*отсхл,
для режима каскадного отключения хотс находится по (2.2). Определе-
ние *СИСТ£ показано на рис. 2.3.
4. Производится заключение о применимости отсечки. Если напря-
жение на шинах подстанции в минимальном режиме или режиме кас-
кадного отключения с t = 0 равно или превышает 60 %, то отсечка при-
меняется в качестве основной защиты. Если остаточное напряжение ме-
нее 60 %, а отсечка защищает в максимальном режиме 15—20 % линии,
то она применяется в качестве дополнительной защиты.
2.2. ДИСТАНЦИОННЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
2.2.1. Общие замечания
Дистанционные защиты используются в сетях сложной конфигура-
ции для защиты линий от междуфазных КЗ. Эти защиты приходят
в действие при снижении сопротивления сети, т.е. являются минималь-
ными. Основными преимуществами дистанционных защит по сравне-
нию с токовыми защитами являются независимость защищаемой зоны
32
при изменении уровня токов КЗ, т.е. при изменении режима работы
сети, а также направленность действия. Селективность защит смеж-
ных линий обеспечивается введением ступенчатых выдержек време-
ни: все КЗ в пределах I зоны (ступени), ближайшей к месту установки
защиты, отключаются с минимальным временем; все КЗ в пределах
II зоны — с большим временем; КЗ в пределах последней, III зоны, от-
ключаются с наибольшим временем. Измерительными органами за-
щиты являются направленные реле полного сопротивления, которые
называются дистанционными органами (реле I и II ступеней) и пуско-
выми органами (реле III ступени).
Дистанционные защиты, как правило, входят в состав комбиниро-
ванных панелей типа ЭПЗ 1636, ШДЭ 2801, но могут выполняться и в
виде отдельных панелей, например типа ПДЭ 2001.
В качестве примера на рис. 2.4 приведена структурная схема дис-
танционной защиты панели ЭПЗ 1636. Основными элементами защи-
ты являются:
а) блок измерения, включающий набор реле сопротивления с согла-
сующими трансреакторами (по цепям тока) и трансформаторами (по це-
пям напряжения);
б) блокировка при качаниях, разрешающая работу защиты на время
ликвидации КЗ в сети;
в) блокировка при неисправностях цепей напряжения;
Сборные шины
I
|ступень
Блок измерения
II
ступень
III
|ступень
ДЗ-2
ЗхКРС1
(пуск)
Блокировки
при
качаниях
КРБ-125
КРБ-126
при неис-
правностях
цепей на-
пряжения
КРБ-12
Цепи
отключения
и ускорения
защиты
Блок
логики
Реле
времени,
промежу-
точные
реле
Рис. 2.4. Структурная схема дистанционйой защиты панели ЭПЗ 1636
33
г) блок логики, обеспечивающий заданные временные характеристи-
ки защиты;
д) выходные цепи и цепи ускорения защиты.
Характеристики срабатывания реле сопротивления на комплексной
плоскости представляют собой окружность (для III ступени можно вы-
полнить эллипс), проходящую через начало координат. Диаметр окруж-
ности определяется уставкой срабатывания, а положение — углом мак-
симальной чувствительности срм ч, который принимается в зависимости
от напряжения сети и марки провода. Реле сопротивления современных
защит имеют для И-Ш ступеней более сложные характеристики сраба-
тывания (четырехугольник, треугольник).
2.2.2. Расчет уставок срабатывания
1. Предварительно в зависимости от марки провода определяется
удельное комплексное сопротивление z = r +jxy, по которому на-
ходится полное сопротивление линии zn = z I. Затем находится дли-
тельно допустимый ток по условиям нагрева проводов, по которому
выбирается коэффициент трансформации ТТ. В табл. 2.1 приведены
некоторые параметры сталеалюминиевых проводов для линий напря-
жением ПО—220 кВ.
2. Уставка срабатывания первой ступени выбирается из условия от-
стройки от КЗ на шинах приемной подстанции
Таблица2.1
Параметры сталеалюминиевых проводов для линий электропередачи
напряжением 110—220 кВ
Марка провода
АС70/И
АС 95/16
АС 120/19
АС 150/24
АС 185/29
АС 240/32
АС 300/39
АС 400/51
АС 500/64
Допустимые то-
ки нагрузки, А
265
330
375
450
510
605
690
835
945
гу, Ом/км
0,428
0,306
0,249
0,198
0,162
0,12
0,098
0,075
0,06
Ху, Ом/км
110 кВ
0,444
0,434
0,427
0,42
0,413
0,405
—
—
—
220 кВ
—
—
—
—
—
0,435
0,429
0,42
0,413
Примечание. Цифры в марках проводов обозначают номинальное сечение алюми-
ния (в числителе) и стали (в знаменателе), мм2.
34
4=Мл. (2-13)
где £3 = 0>85 — коэффициент запаса по избирательности, учитываю-
щий погрешность защиты совместно с трансформаторами тока и на-
пряжения [7].
Отстройка от КЗ на шинах подстанции в месте установки защиты не
производится, так как все ступени защиты выполнены направленными.
3. Уставка срабатывания второй ступени выбирается по двум основ-
ным условиям (рис. 2.5):
а) согласование с дистанционными защитами смежных линий
*сПз-Мл + *,'^«/*то.. (2-14)
где #з = 0>78 — коэффициент запаса по избирательности согласуемых
защит линий; кток = 13 выб/13 см — коэффициент токораспределения, оп-
ределяемый по трехфазному КЗ в конце зоны действия той защиты, с
которой производится согласование (при этом следует рассматривать
такие режимы, когда значение kT0K максимально); /3 выб— ток, проте-
кающий через ТТ защиты, для которой выбирается уставка; /3 см — ток,
протекающий через ТТ смежной защиты, с которой производится согла-
сование; zc см — уставка срабатывания первой (или второй) ступени
защиты смежной линии;
ZII ПБ Й 7з.см Ч ПВ
ПА Й 7з.М1б {ПЧЗ Т^Л
e*o-u———а\ГЛЩ F0
б
Рис. 2.5. Расчетные условия для согласования дистанционных защит
а — согласование с защитами смежных линий; б — отстройка от КЗ за трансформа-
тором
35
б) отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции
(2.15)
11 Z.
.(1-А(/)
ток
где А (У— наибольший относительный предел регулировки напряжения
силового трансформатора [4], например, AU = 0,12 при регулировке
±12 %; kT0K = /ЗВыб^т— коэффициент токораспределения при КЗ
за трансформатором.
В дальнейшем из всех полученных значений сопротивлений срабаты-
вания в качестве расчетного выбирается наименьшее.
4. Выдержка времени второй ступени принимается на ступень селек-
тивности (At = 0,5 с) больше выдержек времени тех ступеней защит,
с которыми производится согласование:
'i-'SL*^. (2.M)
Из всех полученных значений выдержки времени в качестве расчет-
ной выбирается большая.
При наличии на смежных параллельных линиях поперечной защиты,
вторая ступень дистанционной защиты должна быть отстроена от вре-
мени каскадного действия поперечной защиты (0,7—0,8 с). Если на при>-
емной подстанции предусматривается устройство резервирования отка-
за выключателя (УРОВ), то вторая ступень защиты должна быть от-
строена от времени его действия (0,8—0,9 с).
5. Чувствительность второй ступени защиты проверяется при ме-
таллических КЗ на шинах приемной подстанции (режим ближнего ре-
зервирования):
Если на линии имеется отпайка, то чувствительность проверяется и
при металлическом КЗ в конце ее (рис. 2.6, а):
и
*" = z TT^Tk ) -1'25' (2Л7)
л.отп v отп ток.отп'
где zn отп — сопротивление линии от места установки защиты до отпай-
ки; z0Tn — сопротивление отпайки; *токотп = ^.выб^отп— коэффициент
токораспределения при КЗ в конце отпайки.
Допускается выполнение условия (2.17) при каскадном отключении
КЗ на отпайке.
6. Уставка срабатывания третьей ступени защиты выбирается, как
правило, по условиям отстройки от максимального тока нагрузки ли-
нии. Ток нагрузки принимается либо по длительно допустимому току
36
нагрева провода, либо задается диспетчерской службой энергосистемы,
в последнем случае указывается coscp нагрузки:
III _ ^мин.экспл /0 10Л
2сз ~ Пъ ъ 1 : ^У (2Л8)
V3^H^B/Haipcos(9M4-9Haip)
где ^мин.экспл — минимальное эксплуатационное напряжение, предва-
рительно может быть принято равным 0,9С/НОМ; кн= 1,2 — коэффици-
ент надежности; къ = 1,1 — коэффициент возврата (для реле сопротив-
ления); фм ч= 65—80° — угол максимальной чувствительности реле со-
противления; Фнагр— угол сопротивления, обусловленного нагрузкой.
Первоначально zc 3 определяется при cos(<pM ч— фнагр) = *> но если
чувствительность защиты получается недостаточной, то учитывают ха-
рактер нагрузки и фм ч%Обычно Фнагр ^ 30—40°.
7. Выдержка времени третьей ступени выбирается на ступень се-
лективности больше выдержки времени вторых ступеней защит, ана-
логично (2.16).
8. Чувствительность третьей ступени защиты проверяется при КЗ
в конце смежной линии (режим дальнего резервирования, рис. 2.6, б):
ш
*"'=z+zZC3/* *1*' (2,9)
л л.см ток
При оценке чувствительности рассматриваются такие режимы,
при которых значение кТ0К минимально.
К1 ПБ
/,.„ кз
пв
Шф^Е^^
л 6
Рис. 2.6. Расчетные условия для проверки чувствительности дистанционной защиты
а — при КЗ на отпайке; б — при КЗ в конце смежной линии
37
Если условие (2.19) не обеспечивается, то на шинах приемной под-
станции необходимо предусмотреть У РОВ.
9. Производится заключение о возможности применения защиты в
качестве основной или резервной, для чего определяется остаточное на-
пряжение на шинах при КЗ в конце первой ступени, %:
л/3 -0,85V,!
Ц>ст = —Г/ ЮО, (2.20)
ср.ном
где /к — ток линии при трехфазном КЗ в конце первой ступени защи-
ты, определяемый по кривым спадания. Если остаточное напряжение на
шинах транзитной подстанции будет равно или больше 60 % (в мини-
мальном режиме), то защита применяется в качестве основной от меж-
дуфазных КЗ, если менее 60 %, то в качестве резервной.
2.2.3. Выбор уставок и проверка реле сопротивления
по току точной работы
1. Определяются уставки срабатывания реле сопротивления для раз-
личных ступеней
Ki
zc.p=zc.3-jr> (2-21)
где Кj и К и— коэффициенты трансформации трансформаторов тока и
напряжения.
2. Выбирается z мин— минимальное сопротивление срабатыва-
ния реле сопротивления при 100 % включенных витков вторичной об-
мотки его промежуточного трансформатора напряжения. Напомним,
что расчетный диапазон регулировки составляет от 5 до 100 %, а это
соответствует 20-кратному изменению zc . Диапазон уставок и гаран-
тированные токи точной работы реле сопротивления в составе панели
ЭПЗ 1636-67 даны в табл. 2.2.
Выбор z мин комплекта ДЗ-2 для тех случаев, когда можно выста-
вить любое из трех значений, определяется из заданных диапазонов то-
ков настройки I или II ступени, т.е. тех диапазонов, в которых будут из-
меняться реальные токи КЗ в конце I или II зоны. При малых уровнях
этих токов целесообразно иметь большую уставку zyCT мин и, следова-
тельно, большую чувствительность по току, при больших уровнях токов
настройки целесообразно иметь меньшую уставку zyCT мин.
38
Таблица 2.2
Технические данные реле сопротивления в комплектах ДЗ-2 и КРС-1 при вторичном
номинальном токе 5 (1) А
Ступень и ком-
плект защиты
I и II ступени,
комплект ДЗ-2
III ступень, ком-
плект КРС-1
Минимальное сопротивление
срабатывания ^устмин, Ом/фазу
0,25 (1,25)
0,5 (2,5)
1,0 (5,0)
1,0(5,0)
Окружность без смещения
Эллипс без смещения
Эллипс или окружность со сме-
щением
1,5 (7,5)
Окружность без смещения
Эллипс без смещения
Эллипс или окружность со сме-
щением
Диапазоны токов точной работы
v т.р.мин ~ ' тр.макс)' А
6,4—150
3,2—100
1,6—50
1,6—50
2,2—50
2,75—42
1,1—33,5
1,5—33,5
1,85—28
(1,28—30)
(0,64—20)
(0,32—10)
(0,32—10)
(0,44—10)
(0,55—8,4)
(0,22—6,7)
(0,3—6,7)
(0,37—5,6)
3. Проверяется чувствительность защиты по току точной работы при
металлическом трехфазном КЗ в конце зоны действия соответствующей
ступени защиты по выражению:
(2.22)
^ч.точн *р.мин' ^т.р.мин — *»•*
где /,
г<3)
р.мин
/(3) /К
1 з.мин ' Л/
ток в реле, соответствующий току защиты
, который определяется по кривым спадания или находится по
/(3) п
к.мин 1л *
схеме замещения прямой последовательности 13 мин
4. При выбранной уставке zycT мин расчет уставок на трансформато-
рах напряжения комплектов реле производится для каждой из ступеней.
Расчетный процент включенных витков вторичной обмотки трансфор-
матора напряжения к реле определяется по выражению, %:
К
_ уст. мин
расч
100.
ср
(2.23)
2.2.4. Расчет уставок блокировки при качаниях
Ниже рассмотрен выбор уставок блокировки при качаниях типа
КРБ-126, входящей в состав панели защиты ЭПЗ 1636. Пусковой орган
блокировки реагирует на
тока (обычно фазы А).
кы
и имеет торможение от фазного
39
Расчет блокировки, приведенный в [7], имеет целью определение ус-
тавок устройства по току обратной последовательности 12 уст, утроенно-
му току нулевой последовательности 3/0уст и коэффициенту торможения
Кто , а также проверку чувствительности. Точный расчет уставок про-
изводится на основании его характеристики срабатывания и кривых чув-
ствительности, приведенных в информации завода-изготовителя [14].
1. Характеристика срабатывания в координатах /2с и Ах>рм ПРИ за"
данных уставках /2уст и ^торм представлена выражением
*2 ср ~ ^ торм ^торм * 2 уст > (2.24)
где /2ср — ток обратной последовательности срабатывания; /торм —
вторичный ток в фазе, питающей цепи торможения.
2. Устройство типа КРБ-126 имеет следующие уставки:
а) по току обратной последовательности (/2уст): 0,5; 0,75; 1,0 и 1,5 А
(0,1; 0,15; 0,2 и 0,3 А) соответственно для исполнения на номинальный
ток 5(1) А;
б) по утроенному току нулевой последовательности (3/0уст): 1,5; 3,0
и 6,0 А (0,3; 0,6 и 1,2 А) соответственно для исполнения на номиналь-
ный ток 5(1) А;
в) по коэффициенту торможения Кторм (при минимальной уставке
hуст) 4; 7 и 11 %; причем с увеличением уставки /2уст коэффициент
Кторм пропорционально увеличивается. Например, при /2уст = 1 А и ус-
тановленном Кто = 7 % действительный £торм= 14 % (0,14).
В качестве примера на рис. 2.7 приведены характеристики срабаты-
вания для /2уст = 0,5 и 0,75 А.
Выбор уставок блокировки и проверки чувствительности вначале
производится без использования тока 3 /0.
3. Ток срабатывания отстраивается от токов небаланса в следующих
расчетных режимах:
а) в нагрузочном режиме, А
к
h срнагр ^ Тк (°'°3/нагр + 72 нес.нагр) > (225)
ЛвЛ/
б) в режиме качаний, А
h ср.кач * £ К0'063 + W5hm)Im+I2 „ескач^ > (2-26)
40
Рис. 2.7. Характеристики срабатывания устройства блокировки при качаниях ти-
па КРБ-126 при вторичном номинальном токе 5(1) А
где к3 = 1,2 — коэффициент запаса по избирательности; кв = 0,8 — ко-
эффициент возврата; Kj — коэффициент трансформации ТТ защиты;
Лшр' Лсач — соответственно токи защиты в максимальном нагрузочном
режиме и при качаниях; 12 нес.нагр' h нес.кач — соответственно токи об-
ратной последовательности, обусловленные несимметрией в системе
в расчетных режимах; /*кач = /кач 11х тт ном — кратность тока качаний
по отношению к номинальному току ТТ защиты.
Выражения (2.25) и (2.26) учитывают токи небаланса фильтра обрат-
ной последовательности, обусловленные погрешностью ТТ защиты,
возможными отклонениями частоты в системе и неточностью настрой-
ки фильтра тока обратной последовательности.
Эти режимы определяют координаты точек К и Н на рис. 2.7, орди-
наты которых соответствуют значениям 12с^ определенным для ре-
жима качаний и режима нагрузки. В качестве возможных вариантов
уставок принимаются уставки по 12устъ Кто м, соответствующие ха-
рактеристикам срабатывания, ближайшим к точкам К и Н и проходя-
щим выше этих точек.
Нагрузочный режим может не рассматриваться в качестве расчет-
ного, если уставка, выбранная по (2.26), удовлетворяет условию
41
Таблица2.3
Рекомендуемые значения уставок блокировки от качаний в зависимости
от кратности тока качаний при вторичном номинальном токе 5(1) А
/• кач, отн.ед
^2уст> А
^торм (уставка %)
2 — 3
0,5(0,1)
0,07(7%)
0,75(0,15)
0,06(4%)
3 — 7
0,5(0,1)
0,11(11%)
0,75(0,15)
0,105(7%)
свыше 7
0,75(0,15)
0,165(11%)
/2 уст > 1,5 /неснагр, а также условию /2 нес тгр = /2 нес кач < 0,5 А (ОД А для
ТТ одноамперного исполнения).
При отсутствии несимметрии в режимах качаний и нагрузки уставки
могут быть приняты ориентировочно в соответствии с табл. 2.3.
Значение уставок уточняются по требованиям чувствительности.
4. Расчет чувствительности может производиться графически с ис-
пользованием характеристик срабатывания при подведенных к уст-
ройству вторичных токах 12 к и /торм к, определяемых при металличе-
ском КЗ в расчетных по чувствительности условиях. При этом на
плоскость (72ср, ^торм) Рис- 2.7 наносится точка А, соответствующая
токам 12к и I.
торм.к*
Проводится прямая 0А9 соединяющая точку А
с началом координат. Определяются точка Г пересечения прямой 0А
с характеристикой /2ср =/(/торм), соответствующей выбранным ус-
тавкам (так на рис. 2.7 приняты 12 ср = 0,75 А и /тор^, = 7 %), и точка Б
пересечения характеристики срабатывания с проведенным из точки А
перпендикуляром АВ к точке абсцисс.
Определяется коэффициент чувствительности
кч = АВ/ГД и к'ч = АВ/БВ.
Устройство должно иметь следующие коэффициенты чувствитель-
ности:
а) кц > 1,5 и к'ч > 1,1 при КЗ в конце защищаемого участка;
б) кч > 1,2 и к'ч > 1,1 при КЗ в конце зоны резервирования.
Расчетными при проверке чувствительности являются следующие
виды КЗ:
при неиспользовании в устройстве тока 3/0 — двухфазное КЗ на
землю;
при использовании тока 3/0 — как двухфазное КЗ на землю, так и
двухфазное КЗ.
При недостаточной чувствительности к двухфазным КЗ на землю не-
обходимо использовать в устройстве ток 3/0, т.е. комбинированный
пуск по 1/J +I3/J .
42
Ток обратной последовательности в месте установки защиты при
двухфазном КЗ на землю при xlIt =x2^ определяется по выражению
r(U) _ ^ср.ном^л
V3xlz(xlz/x02; + 2)
где п 1л — доля тока /2, протекающая по линии.
5. Значение /торм к определяется в тех же расчетных режимах, как и
минимальные значения вторичных токов /2к и 3/0к в защите, и прини-
мается равным максимальному току в одной из поврежденных фаз.
При неучете нагрузки значение /торм к определяется через токи от-
дельных последовательностей в месте установки защиты:
для двухфазного КЗ
45м.к = 'М2к''1л> (2-28)
для двухфазного КЗ на землю
Напомним, что значения всех токов должны быть приведены ко вто-
ричным цепям ТТ делением на Кг
Тормозной ток при токах нагрузки, соизмеримых с токами КЗ, опре-
деляется с учетом нагрузки
^тормХ ~^торм.к ^нагр*
При выполнении курсового проекта расчет кц может приводиться
упрощенно без учета нагрузки по выражению:
/ — К I
, - 2 KB iVTOpMiTOpM.K.B ( .
2 уст
где 12кл9 ^тормкв — минимальный вторичный ток 12 и соответствую-
щий ему вторичный тормозной ток в защите в расчетных по чувстви-
тельности условиях.
При трехфазных КЗ проверка кч не производится; предполагается,
что при трехфазном КЗ длительность предшествующей несимметрии
(не менее 0,008 с) и кратность тока в реле достаточны для срабатыва-
ния устройства.
Выбор уставок устройства блокировки, когда ток 3/0 используется
в устройстве, производится аналогично с использованием характери-
43
стик срабатывания и специальных кривых чувствительности [14]. Кри-
вые чувствительности определяют кратности тока в измерительном ор-
гане блокировки (поляризованное реле) к току его срабатывания / II
в зависимости от значений токов 12 и 3/0 в защите при заданных устав-
ках /2уст и 3^0 уст • Подобные расчеты будут рассмотрены ниже при про-
верке уставок дифференциально-фазной защиты.
2.3. МАКСИМАЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ
2.3.1. Общие замечания
Для защиты электрических сетей с эффективно заземленной нейтра-
лью от замыканий на землю применяют максимальные токовые защиты
нулевой последовательности (ТЗНП). Эти защиты выполняются много-
ступенчатыми с органом направления мощности или без него. В качест-
ве токового органа защиты используется реле типа РТ-40 (иногда реле
РНТ-560), которое включается на выход фильтра тока нулевой последо-
вательности. В качестве такого фильтра часто используется нулевой
провод трансформаторов тока, соединенных по схеме полной звезды.
Для защиты сетей ПО—750 кВ применяют трех- и четырехступенча-
тые ТЗНП в составе комбинированных панелей ЭПЗ 1636, ШДЭ 2801
или в виде отдельных панелей, например, типа ПДЭ 2002.
2.3.2. Расчет уставок срабатывания
1. Ток срабатывания отсечки первой ступени выбирается по следую-
щим условиям:
а) Выполняется отстройка от максимального тока 3/0, протекающе-
го через защиту при КЗ за выключателем смежного участка (на шинах
приемной подстанции). Для получения максимального значения тока
3/0 отключают трансформаторы на шинах приемной подстанции, раз-
рывают параллельные связи, питающие точку КЗ. Пример выполнения
таких расчетных условий показан на рис. 2.8, а (точка К1). Так, в част-
ности, для параллельных линий отключают и заземляют одну из них,
что снижает сопротивление оставшейся линии (см. рис. 1.8, б).
б) Для параллельных линий отсечка первой ступени должна быть от-
строена от каскадного отключения КЗ на параллельной линии, посколь-
ку в этом случае, вследствие взаимоиндукции линий, точка КЗ как бы
приближается к шинам подстанции, у которой произошло первоочеред-
44
зип
КЗ-10
(зшьта
Q1
з/,
Овыб
е\щ
п п
1 1
(22 J
ГО
1 3/Осм /
*" 'Г
L
К2
о4
/И
01
fa О ^-0-в4
Q1
*
«'з/осм \1т
Рис. 2.S. Расчетные условия для выбора уставок МТЗ от замыканий на землю
а — согласование защит смежных линий; б — согласование параллельных линий в ре-
жиме каскадного отключения
ное отключение КЗ на параллельной линии, что увеличивает ток непо-
врежденной линии (рис. 2.8, б).
Поскольку значение токов 3/0 зависит от вида КЗ (однофазное или
двухфазное на землю), расчетным является тот вид замыкания, где ток
3/0 больше. Выбор расчетного вида КЗ производится в зависимости от
соотношения сопротивлений прямой и нулевой последовательности,
приведенных к рассматриваемой точке КЗ. При хХ1> х$ъ расчетным яв-
ляется двухфазное КЗ на землю, при jc12 < xoj: — однофазное КЗ.
По наибольшему из полученных значений тока 3/0 определяют ток
срабатывания отсечки первой ступени
л
'Ос.з *3Ji0MaKC
(2.31)
где k3 — коэффициент запаса по избирательности, учитывающий по-
грешность реле, ошибки расчета, влияние апериодической слагающей и
необходимый запас. При использовании реле типа РТ-40 для линий
110—220 кВ *3= 1,3, для линий 330—750 кВ k3= 1,4—1,5 [8, 12, 13].
в) Для линий с односторонним питанием ток срабатывания отсечки
первой ступени также должен быть отстроен от тока небаланса при
трехфазном КЗ за трансформатором приемной подстанции по формуле
45
(2.34) и от броска намагничивания тока, возникающего при включении
линии под напряжение совместно с трансформаторами (автотрансфор-
маторами) с эффективно заземленной нейтралью (см. п. 2.3.4).
Отстройка первых ступеней от неполнофазного режима, возникаю-
щего при разновременном включении фаз выключателя, не производит-
ся, так как все комплектные защиты имеют на выходе промежуточное
реле, обеспечивающее отстройку по времени.
2. Для решения вопроса о выполнении отсечки первой ступени с
органом направления или без него производят сравнение токов сраба-
тывания отсечек первых ступеней, установленных по концам защи-
щаемой линии. Отсечка, ток срабатывания которой больше, выполня-
ется ненаправленной, отсечка с меньшим током срабатывания — на-
правленной (рис. 2.8, б).
3. По кривым спадания токаЗ/0 по линии определяется зона, защи-
щаемая отсечкой в максимальном и минимальном режимах. Отсечка
считается удовлетворительной, если она защищает 20—25 % линии в
максимальном режиме (или каскаде).
4. Ток срабатывания отсечки второй ступени выбирается по усло-
виям согласования с отсечками первых (вторых) ступеней защит
смежных линий
А) с.з = *з *ток3Л) с.з.см > (2 32)
где к3 - 1,1 — коэффициент запаса по избирательности согласуемых ли-
ний; Аток = 3/0 З.выб/ 3А) з.см — коэффициент токораспределения, оп-
ределяемый по току 3/0 при однофазном замыкании в конце зоны дей-
ствия той защиты, с которой производится согласование; 3/0з.выб — ток
3/0, протекающий через ТТ защиты, для которой выбирается уставка;
3/0зсм — ток 3/0, протекающий через ТТ защиты, с которой произво-
дится согласование; /0сзсм — ток срабатывания первой или второй
ступеней защиты смежной линии.
Определение коэффициента токораспределения для параллельных
и кольцевых линий производится графически по кривым спадания
(рис. 2.9), в других случаях — по схеме замещения нулевой последо-
вательности. Выбирая коэффициент токораспределения^ следует
рассматривать такие режимы, когда значение kT0K максимально.
При этом справедливы рекомендации по выбору режимов, указанные
для отсечек первой ступени.
46
V0,kA
etc
*Овыб
ПА
I К трансформатору
ц£ у (автотрансформатору)
Т
ПВ
Рис. 2.9. Графическое определение коэффициента токораопре-
деления для согласования земляных защит
5. Применение органа направления мощности для отсечек вторых
ступеней, установленных на концах А и Б (рис. 2.9) одной линии, опре-
деляется следующим образом. Если время и ток срабатывания отсечки
на подстанции А соответственно больше времени и тока срабатывания
отсечки подстанции Б:
II
II
1с.зА> 'с.з£
II , II
1с.ъА> Ус.з£>
то на подстанции А защита выполняется ненаправленной, а на подстан-
ции Б — направленной.
В остальных случаях обе защиты, как правило, принимаются направ-
ленными.
6. Выдержка времени отсечки второй ступени принимается на сту-
пень селективности (A t = 0,5 с) больше выдержек времени тех ступеней
защит, от которых произведена отстройка.
При отстройке от защит нескольких линий в качестве расчетных при-
нимаются наибольшие значения тока срабатывания и выдержки времени.
7. Чувствительность отсечки второй ступени проверяется при метал-
лическом однофазном КЗ в конце защищаемой линии в минимальном
режиме
г И
3/,
0 к.мин
'Ос.з
£1,5.
(2.33)
Допускается уменьшение коэффициента чувствительности до 1,3
при наличии резервирования (третьей ступени), а также проверка усло-
вия кц в каскаде при наличии защиты шин на приемной подстанции.
47
8. Ток срабатывания отсечки третьей ступени выбирается по услови-
ям отстройки от вторых и третьих ступеней защит смежных линий (ана-
логично выбору второй ступени), а также по условиям отстройки от
максимального тока небаланса при трехфазном КЗ за трансформатором
приемной подстанции:
Л) с.з = К *пер ^нб ^к.макс > (234)
где к3 — коэффициент запаса по избирательности; £пер — коэффициент,
учитывающий увеличение тока небаланса в переходном режиме, прини-
мается равным 2 при выдержке времени рассматриваемой ступени до
0,1 с; 1,5 — до 0,3 с; 1 — свыше 0,5—0,6 с; Лнб — коэффициент неба-
ланса (соответствует относительной наибольшей погрешности е транс-
форматоров тока), зависит от кратности тока КЗ по отношению к номи-
нальному току ТТ, принимается равным 0,05 — при кратности 1К до
3 Л ном ТТ» 0>1 — ПРИ больших кратностях.
Ток срабатывания третьей ступени должен быть также отстроен от
броска намагничивающего тока (см. п. 2.3.4).
9. Выдержка времени отсечки третьей ступени принимается на сту-
пень селективности больше выдержек времени тех ступеней защит, от
которых произведена отстройка.
Третьи ступени защит выполняются, как правило, с органом направ-
ления мощности.
10. Чувствительность третьей ступени защиты проверяется при ме-
таллическом однофазном повреждении в конце смежного участка
(в каскаде)
*f-^iU. (2.35)
70 с.з
Если чувствительность третьей ступени окажется недостаточной или
по условиям согласования защит требуется введение промежуточной
ступени, то в этих случаях защита выполняется четырехступенчатой.
Выбор уставок срабатывания четвертой ступени производится так же,
как и для третьей ступени.
И. При расчете защит от замыканий на землю для участка сети перво-
начально рассчитываются уставки первых ступеней всех защит, а затем
последовательно уставки вторых и третьих ступеней защит отдельных ли-
ний. Рассчитанные уставки наносятся на кривые спадания токов 3/0, по-
сле чего строятся токовременные характеристики защит (см. § 8.4).
48
2.3.3. Особенности выбора уставок защиты на параллельных линиях
Для параллельных линий уставки защит со стороны одной подстан-
ции (ПА или ПБ, рис. 2.8, б) одинаковы для каждой линии. При этом ус-
тавки первых ступеней защит от замыканий на землю получаются гру-
быми, так как расчетные условия выбора уставок утяжелены вследствие
взаимоиндукции между линиями (см. п. 2.3.2 а).
При выборе уставок вторых ступеней наряду с согласованием с зем-
ляными защитами отходящих линий часто определяющим является слу-
чай согласования с защитой противоположного конца параллельной ли-
нии в режиме каскадного отключения КЗ (для защиты ПА согласование
с защитой ПБ параллельной линии в режиме каскадного отключения КЗ
у ПА, точка К3\ рис. 2.8, б). В этом режиме также вследствие взаимоин-
дукции коэффициент токораспределения kT0K = 3/0пар/3/0к достигает
0,5—0,7, и условия согласования с защитой противоположного конца
параллельной линии получаются неудовлетворительными
Соответственно для защиты противоположного конца линии (кас-
кадное отключение КЗ у шин ПБ) имеем
'о^з*ток'ол =(0,6-0,8)/^,
т.е. уставки вторых ступеней не намного меньше уставок первых ступе-
ней и не обеспечивают необходимой чувствительности.
Для обеспечения чувствительности и избирательности на одной из
подстанций, связанных параллельными линиями, вводится промежуточ-
ная (вторая) ступень защиты, которая, не защищая всей линии, исполь-
зуется для согласования уставок защит. Эта промежуточная ступень ус-
танавливается на стороне, где вторая грубая ступень имеет большую за-
щищаемую зону (например, на ПА). После чего вторая ступень противо-
положного конца линии (на ПБ) согласуется с этой промежуточной сту-
пенью и имеет соответственно большую выдержку времени.
В результате обычно на параллельных линиях защиты выполняются
четырехступенчатыми, где третьи и четвертые ступени обеспечивают
защиту своей и смежной линии соответственно.
2.3.4. Отстройка от броска намагничивающего тока
Бросок намагничивающего тока возникает на выходе фильтра токов
нулевой последовательности при разновременном включении фаз вы-
ключателя линии, питающей трансформаторы (автотрансформаторы) с
49
эффективно заземленной нейтралью. Различают [8] однофазное, двух-
фазное и разновременное включения.
При однофазном включении (одна фаза включается раньше двух
других, включающихся одновременно) в нейтрали трансформатора воз-
никает однополярный бросок тока намагничивания.
При двухфазном включении (раньше одновременно включаются две
фазы, а затем третья) в нейтрали трансформатора возникает периодиче-
ский бросок намагничивающего тока.
Случай разновременного включения всех трех фаз, являющийся рас-
четным для группы однофазных трансформаторов, рассмотрен в [8].
Ток срабатывания защиты по условиям отстройки от броска намаг-
ничивающего тока при различных видах включения
U С(к)
'Ос.з
УЗх,
(2.36)
расч
(к)
где UH0M — номинальное напряжение сети; С$ — коэффициент затуха-
ния броска тока при данном виде включения (к); х
расч
*1сист + х1л +
J»)
+ хкт' — расчетное сопротивление контура включения трансформатора,
приведенное к напряжению сети.
Коэффициент затухания броска зависит от вида включения, марки
стали трансформатора и отношения полного времени отключения соот-
ветствующей ступени защиты tc 3 к расчетной постоянной времени храсч
контура включения. На рис. 2.10 приведена зависимость коэффициента
затухания броска тока намагничивания трансформатора от времени для
холоднокатаной стали.
Расчетная постоянная времени зависит от соотношения результи-
рующего активного и индук-
.(к)
0,8
0,6
0,4
0,2
50
О
ДНО(
>азн<
/
эевк
Двухфазное включение (л
1 i i i i i .
люче
= 2
:нис
<*«
1)
4<с.3А0
тивного сопротивлений кон-
тура включения трасч =
= храсч /(°)грасч)' ft1* °Риен"
тировочных расчетов можно
принимать с запасом для се-
ти ПО кВ трасч = 125 мс, для
сети 220 кВ — трасч = 250 мс.
Рис. 2.10. Зависимость затухания
броска тока намагничивания
трансформатора от времени
При использовании реле РТ-40 расчетным является однофазное
включение, для реле РНТ-560 — двухфазное.
Расчетные сопротивления трансформаторов при однофазном вклю-
чении со стороны ПО кВ для трансформаторов всех мощностей опреде-
ляются по формулам:
пРи£/кВС>с/кВН 41) = 3>7+^;
при£/кВС<С/кВН х™ = (13,9 + УК)/1,38.
При включении со стороны 220 кВ относительное сопротивление за-
висит от типа оборудования:
трансформаторы мощностью до 63 MB • А хт = (12,7 + £/к)/1,35;
трансформаторы мощностью 75—125 MB -А хт = (21,7+ £/к)/1,35;
автотрансформаторы мощностью 32—63 MB • А хт = (12,7+£/к)/1,3;
автотрансформаторы мощностью 75—180 MB • А хт -
= (25,7+(7к)/1,31;
автотрансформаторы мощностью 200—240 MB • А хт =
= (35+*Ук)/1,28.
Глава третья
ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ОТ ВСЕХ ВИДОВ ПОВРЕЖДЕНИЙ
3.1. КОМПЛЕКТНЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ ВСЕХ ВИДОВ ПОВРЕЖДЕНИЙ
3.1.1. Общие замечания
Защита линий ПО—330 кВ от всех видов повреждений может вы-
полняться на основе комплектных защит типа ЭПЗ 1636, ШДЭ 2801,
ШДЭ 2802, в состав которых входят комплекты защит от междуфазных
повреждений (дистанционные защиты и токовые отсечки) и комплекты
защит от замыканий на землю (токовые защиты нулевой последователь-
ности) (рис. 3.1).
Панель защиты ЭПЗ 1636 является базовой в эксплуатируемых сетях
110—220 кВ, шкаф ШДЭ 2801 по функциональному назначению и ос-
новным характеристикам соответствует панели ЭПЗ 1636 и выпускает-
ся вместо нее. Шкаф ШДЭ 2802 используется в качестве единственного
Панель ЭПЗ 1636
Трехступенчатая дистанционная защита
от междуфазных повреждений
Четырехступенчатая направленная токовая
защита нулевой последовательности от
замыканий на землю
Токовая отсечка от междуфазных
повреждений
Шкаф ШДЭ 2801
Трехступенчатая дистанционная защита от
междуфазных повреждений
Четырехступенчатая направленная токовая
защита нулевой последовательности от
замыканий на землю
Токовая отсечка от междуфазных
повреждений
Шкаф ШДЭ 2802 |
Основные защиты
1 Трехступенчатая дистанционная защита от
междуфазных повреждений
Четырехступенчатая направленная токовая
защита нулевой последовательности от
замыканий на землю
1 Дополнительная защита
1 Токовая отсечка от междуфазных
повреждений
Резервные защиты 1
Двухступенчатая дистанционная защита от 1
междуфазных повреждений
Двухступенчатая направленная токовая
защита нулевой последовательности от
замыканий на землю
Рис. 3.1. Состав комплектных защит от всех видов повреждений
52
комплекта защиты, обеспечивающего функции основной и резервной
защит. Это возможно, если основные защиты шкафа ШДЭ 2802 (пол-
ный аналог ШДЭ 2801) обеспечивают необходимое быстродействие
(см. п. 1.1.3). Резервный комплект защит шкафа ШДЭ 2802 обеспечива-
ет двухступенчатое резервирование при между фазных повреждениях и
замыканиях на землю. Для повышения надежности входные и выход-
ные цепи и цепи оперативного питания для комплектов основных и ре-
зервных защит разделены.
Характеристики срабатывания дистанционных органов шкафа ШДЭ
2801 приведены на рис. 3.2. На комплексной плоскости сопротивлений
характеристика срабатывания реле I ступени имеет форму близкую к
окружности, проходящей через особые точки zp z2 и z3 (рис. 3.2, а),
т.е. характеристика составлена из трех дуг, опирающихся на хорды
&\2.2 » ^2-3 и ^3-1 • Характеристика срабатывания реле II ступени за-
дается в форме четырехугольника, вершины которого задаются точками
2р 22, z3 и |4 (рис. 3.2,6). Для упрощения записи привязка коорди-
нат этих точек дана в долях от zyCT- 1,0. Предусмотрены две ступени
наклона правой боковой стороны четырехугольника Ыа- 0,15/0,5 = 0,3
в— Ш ступень
53
ТаблицаЗ.1
Технические данные реле сопротивления дистанционной защиты шкафа ШДЭ 2801
при вторичном номинальном токе 5 (1) А
Ступень и ха-
рактеристи-
ка защиты
I ступень, ок-
ружность
II ступень,
четырех-
угольник
III ступень,
треугольник
Минимальное сопро-
тивление срабатывания
*уст.мин> Ом/фазу
0,25 (1,25)
0,5 (2,5)
1,0 (5,0)
0,25 (1,25)
0,5 (2,5)
1,0 (5,0)
0,5 (2,5)
1,0(5,0)
2,0(10,0)
Кратность регули-
рования уставки
по напряжению
20
20
45
Диапазон токов точной работы
/ 7 А
т.р.мин 1 т.р.макс
6—200 (1,2—40)
3—100 (0,6—20)
1,5—50 (0,3—10)
6—200 (1,2—40)
3—100 (0,6—20)
1,5—50 (0,3—10)
3—100 (0,6—20)
1—50 (0,2—10)
0,5—25 (0,1—5,0)
и Ы а = 0,6, что позволяет регулировать отстройку II ступени защиты
от токов нагрузки.
Характеристика срабатывания реле III ступени задается в виде тре-
угольника, вершины которого задаются точками Zj, z2 и z3 (рис. 3.2,в).
Для регулирования отстройки от сопротивления, обусловленного то-
ками нагрузки, предусмотрены две ступени наклона правой боковой
стороны треугольника путем задания угла (pj = 35° или cpj = 47°. Как и
в защите ЭПЗ 1636, сопротивление срабатывания zуст задается при угле
между током и напряжением равном 75°, который условно назван углом
максимальной чувствительности. Технические данные реле сопротивле-
ния всех ступеней приведены в табл. 3.1.
Выбор уставок для указанных комплектов защит производится, в ос-
новном, так же, как было рассмотрено в гл. 2. Имеются некоторые раз-
личия в расчетах дистанционных защит (см. п. 3.1.2) и защит от замыка-
ний на землю (см. п. 3.1.3).
3.1.2. Особенности расчета уставок дистанционной защиты
шкафа ШДЭ 2801
1. Уставка срабатывания первой ступени отстраивается от КЗ на ши-
нах противоположной подстанции [15]
4*v*a«. (3-D
где котс = 1,15 — коэффициент отстройки, учитывающий различные по-
грешности, неточность расчета, необходимый запас.
54
Поскольку котс связан с коэффициентом запаса по избирательности
vOTC
соотношением
*,= 1/*птс= 1/1,15 = 0,87,
то при выборе уставок I ступени защиты можно пользоваться выраже-
нием (2.13), принимая к3 = 0,87.
2. Уставка срабатывания II ступени также учитывает два основных
условия:
а) согласование с дистанционными защитами смежных линий
и _ 1 Г , 1-а ни) 1
zc.3 ~ I— К + Т— 2с.з.см rf- (3-2>
*отс L *ток J
где котс = 1,15; а = 0,1 — коэффициент, учитывающий различные по-
грешности измерительных трансформаторов и реле; </= sin ф3/sin (рм ч —
отношение синусов углов сопротивления, подводимого к защите при
КЗ, и угла максимальной чувствительности.
Поскольку при расчете защит сетей 110—330 кВ ф3 ~ фм ч в предвари-
тельных расчетах можно принять d = 1. Для зашит шкафа ШДЭ 2801 коэф-
фициент запаса по избирательности согласуемых защит к'3 = (1 - а)/котс =
= (1 - 0,3)/1,15 = 0,78, и для согласования с защитами смежных линий
можно пользоваться выражением (2.14), принимая к3 = 0,87, к3 = 0,78;
б) отстройка от КЗ за трансформатором (автотрансформатором) при-
емной подстанции
11 = J-
ZC3 h
*отс
*ток
d. (3.3)
Это выражение аналогично формуле (2.15) при к3 = 0,87, d = 1, но
формула (2.15) предпочтительнее, так как учитывает изменение сопро-
тивления трансформатора (автотрансформатора) за счет регулировки
его коэффициента трансформации.
В дальнейшем из всех значений сопротивлений срабатывания, полу-
ченных по (3.2), (3.3) или по (2.14), (2.15), в качестве расчетного прини-
мается меньшее.
3. Наклон правой боковой стороны характеристики срабатывания II
ступени выбирается по условию отстройки от минимального сопротив-
ления нагрузки и обеспечения условия сохранения чувствительности
55
к КЗ через переходное сопротивление. При выполнении курсового про-
екта следует принять максимально
Ь/а < 2^ , (3.4)
к к 7
где znarp ~ Циин.эксш/^3 ^нагр.макс^ ' ^отс= *»3; £в=1,05.
4. Чувствительность второй ступени проверяется при металличе-
ском КЗ в конце защищаемой линии
н .
К = с'3 . мч>1,25. (3.5)
2л81Пф3
Поскольку при расчетах защит сетей 110—330 кВ ср3« фм ч, то опре-
деление чувствительности второй ступени можно производить как для
защиты ЭПЗ 1636
Реализация требований избирательности и чувствительности при
выборе уставок III ступени дистанционной защиты по условиям от-
стройки от токов нагрузки из-за особенностей выполнения характери-
стики срабатывания реле сопротивления предусматривается двумя спо-
собами: отстройкой по углу и отстройкой по значению сопротивления.
5. Отстройка третьей ступени защиты от максимального нагрузочно-
го режима по углу срабатывания реле
Ф1 = Фнагр.макс + Фдоп> (3-6)
где фдоп =12° — дополнительный угол запаса по избирательности, учи-
тывающий сумму погрешностей характеристик реле, погрешностей рас-
чета нагрузочного режима, погрешностей измерительных трансформа-
торов и необходимый запас.
Если условие (3.6) выполняется, то уставка сопротивления срабаты-
вания определяется только требованиями чувствительности, для чего
рассматривается случай каскадного отключения КЗ в конце зоны резер-
вирования.
6. Обеспечение условий чувствительности (кч = 1,2) в режиме
дальнего резервирования — при каскадном отключении металлического
КЗ в конце зоны резервирования
ш ли . , . ,- ~ч
*с.з = *, *з.каск8Ш Фзкаск /5Ш Фм.ч > С3'7)
56
™e ^з.каск = гл+^л.см/*то1с.иск ~ комплекс первичного сопротивле-
ния в месте^установки защиты в расчетном режиме каскадного отклю-
чения; *ток каск = /к.ми„/23.Выб — комплексный коэффициент токорас-
пределения в расчетном режиме каскадного отключения.
При выполнении курсового проекта можно принять Фзкаск ~ Фм.ч> а
2з.каск и ^ток.каск определять по модулю.
7. Уставка срабатывания третьей ступени защиты, если не выполня-
ется условие отстройки по углу (3.6), отстраивается от максимального
тока нагрузки аналогично (2.18):
III . 2нагр sin(PH
С3 *<тА 8ШФм.ч
где гнагр = ^/мин.экспл/(^3^нагр.макс); ^отс= *>15' *в = *>2.
8. Коэффициент чувствительности третьей ступени при расчетном
условии подп. 7 проверяется при металлическом КЗ в конце смежной
линии аналогично (2.19)
zn zn.cu/ лток
3.1.3. Особенности расчета уставок блокировки при качаниях
дистанционной защиты шкафа ШДЭ 2801
Особенностью выполнения устройства блокировки при качаниях
шкафа ШДЭ 2801 является то, что пусковой орган блокировки (ПОБ)
реагирует на скорость изменения комплекса тока обратной последова-
тельности (A/2/A/), обеспечивая работу защиты при несимметричных
КЗ. Для повышения чувствительности к симметричным КЗ ПОБ имеет
дополнительный канал, реагирующий на скорость изменения комплекса
тока прямой последовательности (А/j /А/), обеспечивая также повыше-
ние чувствительности к некоторым видам несимметричных КЗ, сопро-
вождающихся незначительным изменением /2.
Для пуска используются два органа — чувствительный и грубый.
Токи срабатывания чувствительного органа регулируются дискретно и
не превышают значения уставок: 0,2 (0,04); 0,4 (0,08); 0,8 (0,16) А, для
вторичных номинальных токов 5 (1) А. Ток срабатывания грубого орга-
на не более чем в 3 раза превышает соответствующую уставку чувстви-
тельного органа. Чувствительный ПОБ по принципу действия отстроен
57
от небаланса по току /2 при номинальном токе и от качаний с периодом
не менее 0,2 с при токах 4/ном, 8/ном и Ю/ном соответственно при ус-
тавках ПОБ, приведенных выше.
Расчет ПОБ сводится к проверке его чувствительности при вы-
бранной уставке, как правило, рекомендуется выбрать 0,4 (0,08) А, по
выражению
Л:ч==^2з.мин/(/2уст.б/^/)' (ЗЛО)
где 12 з мин — минимальный ток 12 в месте установки защиты при КЗ
в расчетной точке; /2 уст б — принятая уставка ПОБ.
Требуется обеспечить кч > 1,5 и кч > 1,2 при КЗ в конце защищаемой
линии и смежного участка соответственно.
3.1.4. Особенности расчета токовых защит нулевой последовательности
защиты шкафа ШДЭ 2801
Методика выбора уставок защит от замыканий на землю шкафа
ШДЭ 2801 соответствует методике, рассмотренной в § 2.3. Некоторые
отличия состоят в следующем.
1. Выбор тока срабатывания отсечки первой ступени может быть до-
полнен отстройкой от тока нулевой последовательности в неполнофаз-
ном кратковременном режиме за счет неодновременности включения
фаз выключателя и неполнофазном режиме в цикле ОАПВ линии
'ос.з=*з3/0„е„. (3-И)
где к3 = 1,3—1,5 — коэффициент запаса по избирательности; 3/0неп —
ток нулевой последовательности в соответствующем неполнофазном
режиме.
Условие (3.11) не учитывается, когда от режима неодновременности
включения производится отстройка по времени (выходные реле защиты
имеют задержку на срабатывания 0,1 с для отстройки от времени дейст-
вия разрядников на линии), а при ОАПВ предусматривается автомати-
ческий вывод защиты из работы.
2. Выбор тока срабатывания отсечки второй ступени может быть до-
полнен отстройкой от тока нулевой последовательности при замыкании
на землю за автотрансформатором приемной подстанции
Л) с.з = ^з 3^0 защ' (3-12)
58
где k3 = 1,2 — коэффициент запаса по избирательности; 3/0защ— ток'
протекающий через выбираемую защиту при КЗ на землю за автотранс-
форматором.
При tC3 = 1,0—1,5 с ток срабатывания защиты второй ступени от-
страивается от тока небаланса при качаниях и асинхронном ходе анало-
гично (2.34) с заменой /^ макс на соответствующее значение тока качаний.
3. Выбор тока срабатывания третьей ступени дополняется отстрой-
кой от токов небаланса при качаниях и асинхронном ходе так же, как и
для второй ступени.
Не производится отстройка от броска намагничивающего тока при
разновременном включении фаз в цепи линия-трансформатор, посколь-
ку измерительный орган III ступени земляной защиты шкафа ШДЭ 2801
содержит фильтры, обеспечивающие отстройку от переходных и уста-
новившихся токов небаланса и бросков тока намагничивания.
Выбор параметров срабатывания органа направления мощности, со-
держащего разрешающее и блокирующее реле, изложен в [3, 12, 15].
3.2. ПОПЕРЕЧНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ НАПРАВЛЕННАЯ ЗАЩИТА
ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
3.2.1. Общие замечания
Для защиты параллельных линий сетей с эффективно заземленной
нейтралью применяются комплектные защиты типа ЭПЗ 1637. Защита
состоит из двух одинаковых частей, устанавливаемых по концам защи-
щаемой линии, и действует при всех видах повреждений (рис. 3.3).
Каждая часть защиты может быть представлена в виде двух ком-
плектов: комплекта защиты типа КЗ-6, действующего при между фазных
замыканиях, и комплекта защиты типа КЗ-7, действующего при замыка-
ниях на землю. При отключении выключателя любой линии защита вы-
W1
ТА1
W2
ТЛ2
Df0™
Рис. Э.З. Структурная схема поперечной дифференциальной направленной защиты
параллельных линий
59
водится из действия блок-контактами выключателей, так как при этом
дифференциальная токовая защита становится максимальной токовой.
Комплект типа КЗ-6 содержит два пусковых органа и два избира-
тельных органа, осуществляющих выбор поврежденной линии. Пуско-
вые органы комплекта от замыканий между фазами выполнены в виде
двух токовых реле, включенных на разность токов одноименных фаз.
Для повышения чувствительности токовых пусковых органов применя-
ют пофазную блокировку по напряжению [10]. Избирательные органы —
два реле направления мощности двухстороннего действия, включенные
по 90-градусной схеме на разность одноименных фазных токов и меж-
дуфазные напряжения. Для повышения избирательности предусматри-
вается пуск реле мощности только поврежденной фазы.
Комплект типа КЗ-7 содержит два пусковых органа и один избира-
тельный орган, осуществляющий выбор поврежденной линии. Пуско-
вые органы комплекта от замыканий на землю состоят из токового ре-
ле, включенного на разность токов нулевой последовательности парал-
лельных линий, и реле напряжения, включенного на напряжение нуле-
вой последовательности. Избирательный орган представляет собой ре-
ле направления мощности двухстороннего действия, включенное на
разность токов нулевой последовательности линий и на напряжение
нулевой последовательности.
При одновременном действии пусковых органов комплектов типов
КЗ-6 и КЗ-7, комплект КЗ-6 выводится из работы.
Уставки каждого из этих комплектов защиты рассчитываются от-
дельно и устанавливаются одинаковыми на каждом конце линии.
3.2.2. Расчет комплекта защиты от замыканий на землю
1. Ток срабатывания пускового органа выСирается по условиям от-
стройки от тока небаланса, возникающего при внешних замыканиях на
землю:
'Ос.з^^з'нб.расч' (3.13)
где къ = 1,25 — коэффициент запаса по избирательности.
Полный ток небаланса определяется двумя составляющими: /нб расч =
^нб.расч днб.расч •
Составляющая /^б.расч обусловлена погрешностью трансформаторов
тока, составляющая /нбрасч —неравенством токов повреждения, про-
60
текающих по линиям при внешних коротких замыканиях (вследствие
различия в длинах или сопротивлениях параллельных линий):
^нб.расч "~ *одне*пер3'0макс' ^» (3.14)
'нб.расч ~ ^ *пер"^0макс> (3.1!))
где £одн = 0,5—1,0 — коэффициент однотипности трансформаторов тока;
£пер = 2,0 — коэффициент, учитывающий переходной режим; е = 0,1 —
относительная наибольшая полная погрешность трансформаторов тока;
С — модуль разности токов повреждения, протекающих по параллель-
ным линиям, в долях от суммарного тока двух линий; определяется как
С = (zwl -zW2)/ (zwl + zW2\ ПРИ одинаковых параллельных линиях С = 0;
3/0 макс — максимальный ток, протекающий по двум линиям при замы-
кании на землю на шинах подстанций, связываемых этими параллель-
ными линиями (точки К1 и К2, рис. 3.3).
2. Напряжение срабатывания пускового органа выбирается по усло-
виям отстройки от напряжения небаланса. До уточнения при наладке
можно принять:
{/Оср>0,05£/вном. (3.16)
При использовании реле типа РН-53 принимается U0cp = 5 В, а при
применении реле напряжения типа РНН-57, выполненного с фильтром
третьей гармоники, U0c р = 4 В. Напряжение срабатывания защиты
Ц>сз = Ц>с.р*1Л (3-17)
Выбранные уставки срабатывания (по току и напряжению) явля-
ются общими для защит, установленных на разных концах параллель-
ных линий.
3. Чувствительность токового пускового органа проверяется при
внутренних повреждениях для двух случаев: при КЗ в точке одинаковой
чувствительности и в режиме каскадного отключения (рис. 3.4).
Последнее вызвано тем, что при перемещении точки КЗ к одной из
подстанций, чувствительность поперечной защиты, установленной на
этой подстанции, повышается, а чувствительность защиты, установлен-
ной на противоположном конце линии, уменьшается. В связи с этим не-
обходимо проверять чувствительность защиты в режиме каскадного от-
ключения КЗ у шин противоположной подстанции.
61
ПА |K3^6l 1Л КЗ 1Б ЩЩ ПБ
ел
to-
1ЛБ
ЪЬ
ПА
^
3/г
Ок
ъил
TV
Г0парал p^-^^Q-j
■Of 3/0т2>
^
ЯЯ
Рис. 3.4. К определению чувст-
вительности поперечной диф-
ференциальной направленной
защиты параллельных линий
а — двухстороннее отключение
КЗ в точке равной чувствитель-
ности; б — каскадное отключе-
ние КЗ
При КЗ в точке одинаковой чувствительности через защиты, уста-
новленные по концам параллельных линий, протекают одинаковые то-
ки, равные половине тока повреждения (точка КЗ, рис. 3.4, а)
3/„
к-
О к.мин
2/
>2,0.
(3.18)
Ос.з
Для одинаковых параллельных линий точка равной чувствительно-
сти располагается посредине линий. Из рис. 3.4, а видно, что
иА
1ЛБ-
"б 1А{хя/2)-1Б(хя/2) 1А-1Б
'зб-Ьб + 'б-Сл + Ы'2-1*'2-
(3.19)
Формулы (3.19) получены для случая трехфазного КЗ в точке КЗ
(рис. 3.4, а) и могут быть применены для расчета токораспределения то-
ков 3/0 при КЗ посредине одинаковых параллельных линий, что упро-
щает расчет токораспределения.
При неравенстве линий точка равной чувствительности определяет-
ся по пересечению кривых спадания токов 3/0 по линиям.
При каскадном отключении КЗ у каждой подстанции (например,
точка К4 у ПА)
3^0 з.мин -^0 к + 3i0 парал,
3/,
0 з.мин
'Ос.з
>1,5.
(3.20)
62
4. Чувствительность пускового органа по напряжению проверяется в
наиболее тяжелом случае — каскадном отключении КЗ на землю у шин
противоположной подстанции и максимальном режиме:
'IT J
кч = — >1,5, (3.21)
UOc.3
гдеЗ^/0защ=370т5л:0т5 (см. рис. 3.4,6).
3.2.3. Расчет комплекта защиты от междуфазных повреждений
1. Ток срабатывания пускового органа выбирается по трем условиям:
а) отстройка от максимального тока небаланса при внешних КЗ про-
изводится аналогично выбору тока срабатывания пускового органа ком-
плекта от замыканий на землю
^с.з~~ ^з^нб.расч» (3.22)
где
л3— 1,zj, ^нб.расч-^нб.расч 'нб.расч> (3.23)
7нб.Расч =^однЕ^пер/к3макс/2 — составляющая тока небаланса, обу-
словленная погрешностью трансформаторов тока (кодн = 0,5; £пе =
= 2,0;е = 0,1);
г" = г к /^ И 7АЛ
нб.расч пер к.макс \J-^^J
— составляющая тока небаланса, обусловленная неравенством токов
повреждения, протекающих по линии; /к макс — максимальный ток по-
вреждения, протекающий по двум линиям при трехфазных КЗ на шинах
подстанций, связываемых этими параллельными линиями;
б) отстройка от максимального тока нагрузки линии при обрыве со-
единительных проводов токовых цепей и при оперативном отключении
одной из линий со стороны противоположной подстанции:
7с.з= (^з'^в^нагр.макс' (3.25)
где к3 = 1,2 — коэффициент запаса (надежности) по избирательности;
&в= 0,85 — коэффициент возврата реле; /нагр макс — максимальный ток
нагрузки, принимается по длительно допустимому току нагрева прово-
дов линии;
63
в) отстройка от тока неповрежденной линии при каскадном отклю-
чении замыкания на землю на параллельной линии для случая работы
защиты на грани срабатывания (310 защ «10 с 3)
/с.з=^з/неп? О-26)
где к3= 1,3 — коэффициент запаса по избирательности;
' неп ~~ * нагр.макс *0с.з'**' \3*£t)
Уставка срабатывания выбирается по наибольшему из полученных
значений токов по (3.22), (3.25) и (3.26).
2. Чувствительность токового пускового органа проверяется при
внутренних повреждениях аналогично комплекту защиты от замыка-
ний на землю:
а) при КЗ в точке одинаковой чувствительности
7(2)
*ч = ^>2,0; (3.28)
б) в режиме каскадного отключения КЗ у шин противоположной
подстанции
/(2)
*ч=-^=!>1,5, (3.29)
^С.З
где/{2) =/.(2) +/(2)
м к.мин.защ к.мин к.парал *
Если чувствительность токового органа оказывается недостаточной,
то применяют его блокировку по напряжению, в этом случае ток сраба-
тывания выбирается только по условию (3.22).
3. Напряжение срабатывания органа блокировки по напряжению вы-
бирают по двум условиям:
а) обеспечение возврата органа блокировки после отключения внеш-
него КЗ на параллельной линии
Ц,.з=Ц-б.«пАМ.)> (3-30)
где С/раб мин = 0,9£/ном — минимальное рабочее напряжение в месте ус-
тановки защиты; к3 = 1,2; къ = 1,1 — коэффициент возврата для реле ми-
нимального напряжения;
б) отстройка от напряжения между поврежденной и неповрежденной
фазами при каскадном действии защиты: это условие, как правило, не яв-
ляется расчетным и при выполнении курсового проекта не учитывается.
64
4. Чувствительность пускового органа блокировки по напряжению
проверяется при каскадном отключении двухфазного или трехфазного
КЗ в конце линии
К = тт—*1,з, (3.31)
к. макс
(2)
где ^кмакс = -^^кмакс^л — междуфазное напряжение в месте установ-
ки защиты.
3.3. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНАЯ ВЫСОКОЧАСТОТНАЯ ЗАЩИТА
3.3.1. Общие замечания
Для электрических сетей с эффективно заземленной нейтралью в ка-
честве основных защит линий применяются дифференциально-фазные
высокочастотные защиты. Эти защиты являются быстродействующими,
работают при всех видах повреждений и не реагируют на качания в сис-
теме. Для выполнения защиты на каждом конце линии устанавливается
релейная панель типа ДФЗ и приемопередатчик типа АВЗК-80 или более
современная модификация. Для линий НО—220 кВ применяют панель
защиты типа ДФЗ-201, для линий 330—500 кВ — панели ДФЗ-503 [11].
Принцип действия защиты основан на измерении фаз токов по
концам защищаемой линии. Для преобразования трехфазной систе-
мы токов в обобщенную однофазную используют комбинированный
фильтр /j + Kl2 , что позволяет выполнить защиту с одним высоко-
частотным каналом.
Защита имеет четыре измерительных органа: три пусковых (цепи
пуска передатчика, подготовки отключения и манипуляции) и один из-
бирательный орган сравнения фаз обобщенных токов.
В качестве примера на рис. 3.5 приведена структурная схема диффе-
ренциально-фазной высокочастотной защиты панели ДФЗ-201.
Основными элементами защиты являются:
1. Блок пуска содержит измерительные реле подготовки цепей от-
ключения и пуска передатчика. Отдельно предусмотрены реле для дей-
ствия при симметричных и несимметричных КЗ. В качестве пусковых
органов, реагирующих на симметричные КЗ, используются два токовых
реле, которые могут дополняться одним реле минимального напряже-
ния или сопротивления. Пусковые органы для несимметричных КЗ реа-
гируют на токи обратной и нулевой последовательностей. Это обеспе-
чивает высокую чувствительность защиты при различных видах КЗ и
65
QS n
от J
TV)b
ТА
ВЧ заградитель
-о-
Линия
|SG2| Цепи тока к-
Блок пуска
Симметричные КЗ
Несимметричные КЗ
Подготовка
[отключения!
Пуск пере-IN a
датчика
Блок
логики
Блок
сравнения
фаз токов
—г~~
X Конденсатор
связи
ВЧ блок
Блок
манипу-
ляции
Рис. 3.5. Структурная схема дифференциально-фазной высокочастотной защиты
отстройку от токов нагрузки и качаний (при трехфазных КЗ пусковые
органы фиксируют кратковременную несимметрию).
2. Блок манипуляции подключается к трансформаторам тока линии
через комбинированный фильтр токов, на выходе которого создается
напряжение UM = coA/(2j + A72), управляющее работой генератора
передатчик (М— коэффициент взаимоиндукции фильтра).
3. Блок сравнения фаз токов реагирует на угол сдвига фаз между
обобщенными векторами токов /j и /п по концам защищаемой линии,
различая внешние (рис. 3.6, а) и внутренние (рис. 3.6,6) КЗ.
_ВЧ канал.
AB3K
AB3K
ГдфзП Гдфз| у
©+да—ш4
ПА ^Г 25 ПБ
*-/,, /„- 180е
е4о ^
ПА Vcp'ij.In-OidSO'-p)
б
ПБ
Рис. 3.6. Расчетные условия работы избирательного органа защит ДФЗ
а — КЗ вне зоны действия защиты; б — КЗ в зоне действия защиты; в — характери-
стика срабатывания избирательного органа
66
При внешних КЗ (например, К1, рис. 3.6, а) обобщенные векторы
токов сдвинуты на угол ф = 180° (положительное направление тока
принято от шин в линию), и защита не должна действовать. Фактиче-
ски из-за погрешности трансформаторов тока и фильтров, а также из-за
запаздывания в передаче высокочастотного сигнала по линии (6 эл. град,
на 100 км), вводится угол блокировки (5, обеспечивающий отстройку от
указанных факторов.
При внутренних КЗ (например, точка К2, рис. 3.6,6) условия сраба-
тывания защиты выполняются при сдвиге фаз между обобщенными век-
торами токов ij, 1п (рис. 3.6, в)
Фср = 0±(180о-р).
Избирательная работа защиты обеспечивается при соотношении ус-
тавок пусковых органов
^с.з.п.о 'с.з.п.п 'над.ман' {j.jZ)
т.е. пуск передатчика целесообразен только при надежной манипу-
ляции, а подготовка отключения только при получении {обмене) высо-
кочастотного сигнала.
Блок логики содержит комплекты промежуточных реле, обеспечи-
вающих пуск передатчика на время 0,5—0,6 с и подготовку цепей от-
ключения на время 0,2—0,3 с.
3.3.2. Расчет пусковых органов при симметричных повреждениях
1. Ток срабатывания реле пуска передатчика отстраивают от макси-
мального тока нагрузки линии
^с.р.п.п= (^з^вХ^нагр.макс^/)' (3.33)
где к3 = 1,1 — коэффициент запаса по избирательности; кв = 0,85 — ко-
эффициент возврата реле; /на макс— наибольший ток нагрузки, прини-
мается по длительно допустимому току линии; Kj — коэффициент
трансформации ТТ линии.
2. Ток срабатывания реле подготовки цепи отключения выбирают по
условиям согласования с током срабатывания реле пуска передатчика
^с.р.п.о = ^с^с.р.п.п' (3.34)
где кс = 1,4 — коэффициент согласования различных полукомплектов
защиты.
3. Чувствительность токовых пусковых органов проверяют при
трехфазном КЗ в конце линии в минимальном режиме (допускается
проверка в каскаде):
67
С„=7в3Чр.п.п*2; (3.35)
*2.o='B(34p.n.oS1.5 (3.36)
при^3)=/к(3)«1л/^,
(3)
где /к — ток трехфазного КЗ в месте повреждения; п1л — доля тока
КЗ, протекающего по поврежденной линии, находится по схеме замеще-
ния прямой последовательности.
При недостаточной чувствительности токовых органов цепи пуска
дополняются реле минимального напряжения или реле сопротивления.
Обычно применение реле напряжения малоэффективно, и для пусковых
органов в цепи подготовки отключения применяют реле сопротивления.
4. Уставка срабатывания реле сопротивления выбирается по услови-
ям отстройки от максимального тока нагрузки линии
раб.мин //5 ,,->.
V3 Мв^максС08(Фмл-фна1р)
где £/раб.Мин = 0>9^ном — минимальное рабочее напряжение; к3 = 1,2 —
коэффициент запаса по избирательности; къ = 1,05 — коэффициент воз-
врата реле сопротивления; срм ч = 65—75° — угол максимальной чувст-
вительности реле; <ртгр= 30—40° — угол сопротивления нагрузки.
5. Чувствительность реле сопротивления проверяют при металличе-
ском трехфазном КЗ в конце линии по соотношению сопротивлений
кч = —>1,5, (3.38)
так и по току точной работы (см. п. 2.2.3)
/(3)
*ч=-!=>1,3.
т.р.мин
3.3.3. Расчет пусковых органов при несимметричных повреждениях
1. Определяют составляющие токов отдельных последовательно-
стей, подводимых к органам защиты, при несимметричных повреждени-
ях (см. п. 1.3.4 и 1.3.5):
а) двухфазное КЗ
Л^-^-^ЧлАТзл:,). (3.39)
(2)
где 1^ — ток двухфазного КЗ в месте повреждения;
68
б) однофазное КЗ
Л^^в^к'Чл/О^), (3.40)
З'о'в^Чл/*/' (3-41)
где 1^ — ток однофазного КЗ в месте повреждения, определяют по
(1.6); п0л— доля тока нулевой последовательности, протекающего по
поврежденной линии, находится по схеме замещения нулевой последо-
вательности;
в) двухфазное КЗ на землю
Л(в1)=^Чл/*/> (3.42)
t^-^'ot'&it + 'oi)' (3-43>
3I^bl)-llU)n0j{/Kn (3.44)
где /3 = 3/0 — ток двухфазного замыкания на землю; 1\^ — ток
прямой последовательности в месте КЗ при двухфазном замыкании на
землю
7(1Д) = ^ср.ном7^3
X12 + X1£*02/C*:1Z4' x0j)
2. Ток срабатывания фильтра-реле обратной последовательности
подготовки цепи отключения отстраивают от тока небаланса в макси-
мальном нагрузочном режиме
к к
h с.р.п.0 * YY (/2нб П + /2 нес п)' (ЗМ)
где к3 = 1,2 — коэффициент запаса по избирательности; кс = 2 — коэф-
фициент согласования цепей пуска передатчика и подготовки отключе-
ния различных полукомплектов защиты; къ = 0,4—0,5 — коэффициент
возврата фильтра-реле; 12 нб.п = *2 нб^нагр.макс— приведенный к первич-
ной цепи ток небаланса фильтра обратной последовательности; к2 Hg =
= 0,02—0,03 — коэффициент небаланса фильтра обратной последова-
тельности; 12 нес п — ток обратной последовательности при несиммет-
ричной нагрузке, приведенный к первичной цепи.
69
Для панели защиты ДФЗ-201 уставка срабатывания реле подготовки
цепей отключения может быть выполнена:
по току обратной последовательности 1; 1,5; 2 А;
по току нулевой последовательности 1; 1,5; 2 А.
Уставки срабатывания реле пуска передатчика выполнены соответ-
ственно вдвое меньше, т.е:
/ = / /?
*2с.р.п.п /2с.р.п.о/^*
Обычно условие (3.46) не является определяющим, и выбор уставок
срабатывания производится в зависимости от чувствительности защи-
ты, начиная с наибольших значений тока срабатывания:
/2с.р^2в.ми„/2, (3.47)
где 12 в мин — наименьшее значение вторичного тока обратной последо-
вательности при различных видах КЗ.
3. Чувствительность пускового органа по току обратной последова-
тельности определяется для каждого вида КЗ
*,2 = '2..м.«"2с.р*2. (3-48>
Если при замыкании на землю коэффициент чувствительности, оп-
ределенный по (3.48), окажется меньше двух, то в фильтр-реле приме-
няют добавку тока 3 /0.
4. Уставку срабатывания фильтра-реле по току нулевой последова-
тельности отстраивают от тока небаланса в максимальном нагрузочном
режиме аналогично (3.46):
^Ос.р.п.о " YTC ^0нб.п + 3/0нес.п)> (3-49)
™e 7о нб.п = ко нб 7нагр.макс — приведенный к первичной цепи ток неба-
ланса фильтра нулевой последовательности; A:0h6 = 0,02—0,03 — коэф-
фициент небаланса фильтра; 3/0несп — ток нулевой последовательно-
сти при несимметричной нагрузке, приведенный к первичной цепи.
Обычно условие (3.46) не является расчетным, и выбор уставки /0ср
производят по характеристикам чувствительности защиты с учетом то-
ков /2в и 3/0в.
5. Результирующую чувствительность пускового органа с учетом то-
ков обратной и нулевой последовательностей определяют по семействам
характеристик кратности тока срабатывания отключающего реле по отно-
шению к току срабатывания при заводской уставке 1^* =/(^в'^0в)
70
при различных сочетаниях 12уст, 3/0 [11]. Поскольку расчеты резуль-
тирующей чувствительности пусковых органов производятся для каждо-
го вида КЗ и каждого расчетного режима, то определение результирую-
щей чувствительности пусковых органов становится затруднительным.
Для упрощения определения результирующего коэффициента чувст-
вительности группы семейств характеристик на рис. 3.7 представлены
в обобщенных координатах КчЪ = /(/2*в> 3/0*в) [16].
Используя обобщенные кривые рис. 3.7, находим результирующую
чувствительность пусковых органов для любого вида КЗ в следующей
последовательности:
а) по известной уставке 12 уст, определенной по двухфазному КЗ, на-
ходится кратность вторичного тока обратной последовательности для
рассматриваемого режима и вида КЗ
h+b^hJh^ (3-5°)
б) для полученного значения /2*в (пусть 1,5) по соответствующей кри-
вой находится относительный расчетный ток нулевой последовательно-
сти, соответствующий кч= 2; 3/0*в асч = 0,72 (точки я, б, на рис. 3.7).
в) определяют расчетную уставку срабатывания по току нулевой по-
следовательности, выбирая ближайшую меньшую
Л) ср - 3/0 в.мин /3/0*в.расч > (3-5 ])
где 3/0в мин —определяемый расчетом (см. п. 3.3.1) вторичный ток нуле-
вой последовательности для данного режима и вида КЗ; пусть 3 /0 вмин =
= 1,3 А, тогда 10с < 1,3/0,72 = 1,8, принимаем/0 = 1,5;
4
м
2г^
*б
^0^*
*2,5^
wi ^ —
К.
.3,0-
1,5'
"Ь2^
0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 3/0*в
Рис. 3.7. Обобщенные характеристики чувствительности пусковых органов для не-
симметричных КЗ панели ДФЗ-201
71
г) находится фактическая кратность тока нулевой последовательно-
сти при выбранной уставке
ЗЛ)*в.факт = ^Ов.мин 'Зм)уст (3.52)
(в рассматриваемом примере 3/0*вфакт = 1,3/1,5 = 0,85, что соответст-
вует точке г на рис. 3.7);
д) определяется результирующий коэффициент чувствительности для
известных значений /2*в'^^о*в.факт (точки <Э> е? на рис. 3.7, 4Ч = 2,15).
3.3.4. Расчет органа манипуляции
1. Выбирается коэффициент К органа манипуляции из условия обес-
печения преимущественного сравнения фаз токов обратной последова-
тельности при КЗ в конце линии. Расчет производится для худшего слу-
чая — двухфазного КЗ на землю, когда токи прямой и обратной после-
довательностей находятся в противофазе
К - *з(Л в.расч fI2 в.расч)' (3-53)
где *3 = 1,5 — коэффициент запаса; 1{ врасч = /нагр>макс/#/ +/J!ВД) —*
расчетный вторичный ток прямой последовательности, подводимый
к органу манипуляции; /2 в расч = 1^ в — расчетный вторичный ток
обратной последовательности, подводимый к органу манипуляции.
Для панели ДФЗ-201 коэффициент К органа манипуляции может
быть выполнен равным 4, 6, 8, что соответствует минимальному току
надежной манипуляции Ix B мин (по прямой последовательности), равно-
му 1,1; 1,6; 2,0 А, и углу блокировки 45, 52, 60°.
Обычно принимают К = 6, а при необходимости увеличивают до 8.
2. Проверяется обеспечение надежной манипуляции по минимально-
му току на входе фильтра при симметричных и несимметричных КЗ:
а) при несимметричном КЗ расчетным является случай двухфазного
КЗ на землю в конце защищаемой линии
/(l'*) = vi _/ >/ • и ^П
1 1 в.ман Л12 в.расч л 1 в.расч -л 1 в.мин ' \j.^j
б) при симметричных КЗ расчетным является замыкание в начале
линии, когда погрешность трансформаторов тока наибольшая
Л^.ман = 'Pb-A'i ,-*'2..нб *'l В.МИН- (3-55)
72
где l\[ в — вторичный ток трехфазного КЗ, подводимого ко входу фильт-
ра органа манипуляции; А1Х в = (0,05-0,08)/! в — приведенная абсо-
лютная погрешность фильтра органа манипуляции по току прямой после-
(3)
довательности; 12 внб = /j в е/3 — приведенный ток небаланса обрат-
ной последовательности, обусловленный погрешностью ТТ (е = 0,1).
3. Расчет органа сравнения фаз не производится. Угол блокировки
защиты р определяется условиями искажения угла вследствие погреш-
ности ТТ и запаздывания высокочастотного сигнала по линии. Обычно
для линий длиной до 120 км рекомендуется принимать Р = 52°, а при
больших длинах р = 60°.
ЧАСТЬ II
ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ
И ПОДСТАНЦИЙ
Глава четвертая
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
4.1. ОСОБЕННОСТИ ПОСТРОЕНИЯ И КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЩИТ
4.1.1. Особенности выполнения защит
При проектировании релейной защиты электрических станций и под-
станций в качестве основного оборудования рассматриваются синхрон-
ные генераторы, трансформаторы, автотрансформаторы, синхронные
компенсаторы и мощные электродвигатели. На электрических станциях
и подстанциях связь между этим оборудованием выполняется короткими
участками шинопроводов и ошиновок, а распределение и суммирование
электроэнергии осуществляется на шинах различного напряжения.
Рассматриваемое оборудование характеризуется высокими концен-
трациями энергии в единице объема, напряженными режимами рабо-
ты, не допускающими существенного отклонения от заданных пара-
метров. Кроме того, электрические станции и подстанции являются
узловыми точками энергосистемы, повреждения на которых характе-
ризуются высокими значениями токов коротких замыканий, и поэто-
му ликвидация этих повреждений должна производиться без выдерж-
ки времени не только по условиям сокращения объема разрушений,
но и по условиям сохранения устойчивости работы энергосистемы.
Для локализации повреждений основное оборудование станций и под-
станций обеспечивается в необходимом объеме коммутирующими
устройствами и датчиками информации. Компактное расположение
трансформаторов тока объектов позволяет выполнить быстродейст-
вующие защиты основного оборудования в виде продольных диффе-
ренциальных токовых защит. Для повышения надежности зоны дейст-
вия дифференциальных защит отдельных объектов (генераторов,
трансформаторов, шин) взаимно перекрываются.
74
4.1.2. Классификация защит основного оборудования
1. В отличие от классификации защит электрических сетей в защи-
тах основного оборудования электрических станций и подстанций необ-
ходимо указывать не только вид параметра, на который реагирует защи-
та, но и часть объекта (статор или ротор генератора, обмотка, выводы,
корпус трансформатора или автотрансформатора), для которого предна-
значена защита. Кроме того, защиты различаются не только по виду по-
вреждения (междуфазные КЗ, однофазные КЗ, замыкания на землю), но
и по характеру ненормального режима (асинхронный ход, качания, по-
вышения напряжения, перегрузки).
2. По назначению в зависимости от ответственности и порядка
действия защиты основного оборудования электрических станций и
подстанций разделяют на основные, резервные и защиты, действую-
щие на сигнал.
Основные защиты обеспечивают первоочередное отключение при
повреждении на защищаемой части объекта или при режимах, которые
могут привести к разрушению оборудования. Основные защиты дейст-
вуют, как правило, без выдержки времени.
Резервные защиты действуют при отказе основных защит, реагиру-
ют на внешние КЗ и работают с выдержкой времени, определяемой ус-
ловиями избирательности. Резервные защиты действуют при отказах
выключателей или защит смежных участков (дальнее резервирование).
Кроме того на электрических станциях и крупных подстанциях обяза-
тельно применение УРОВ, осуществляющих ближнее резервирование
отказов выключателей.
Защиты, действующие на сигнал, информируют оперативный пер-
сонал об отклонениях в режимах работы оборудования от нормаль-
ных режимов.
Для основного оборудования электрических станций и подстанций
разработаны типовые схемы [3, 17—20], содержащие основные, резерв-
ные и действующие на сигнал защиты. Число таких типовых схем весь-
ма значительно, так как учитываются типы оборудования и схемы его
включения. При учебном проектировании состав применяемых защит
для систематичности изложения будет дан в рекомендательном плане,
отражающем основные требования нормативных документов.
4.2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
4.2.1. Номенклатура устройств релейной защиты
Защита основного оборудования выполняется с помощью комплек-
сов релейной защиты, выполненных на базе электромеханических уст-
ройств и с применением микроэлектроники (статические реле защиты).
75
Начали применяться комплексы микропроцессорных защит генерато-
ров, блоков генератор—трансформатор, трансформаторов, как правило,
производства крупных зарубежных фирм (ABB, Siemens).
Электротехническая промышленность России серийно выпускает
следующие виды реле и комплектных устройств для защиты основного
оборудования:
реле тока типа РТ-40/Р для применения в схемах У РОВ;
реле тока типа РТ-40/Ф со встроенным фильтром основной частоты
для защита генераторов;
реле тока типа РТЗ-51 для применения в схемах защит от замыканий
на землю синхронных генераторов, мощных электродвигателей;
реле тока обратной последовательности типов РТФ-8 и РТФ-9 (вза-
мен РТФ-7) для защиты генераторов и трансформаторов при несиммет-
ричных КЗ и перегрузке токами обратной последовательности;
реле дифференциальные типов РНТ-565, РНТ-566 с промежуточным
насыщающимся трансформатором для дифференциальных защит гене-
раторов, трансформаторов и мощных электродвигателей;
реле дифференциальные типа РНТ-567 с промежуточным насыщаю-
щимся трансформатором для дифференциальных защит сборных шин и
ошиновок;
реле дифференциальные типа ДЗТ-11 с промежуточным насыщаю-
щимся трансформатором с магнитным торможением для дифференциаль-
ных защит генераторов, трансформаторов, мощных электродвигателей;
реле напряжения типов РН-53(153) и РН-54(154) для использования
в качестве измерительных органов, реагирующих на повышение (РН-53)
и понижение (РН-54) напряжения;
реле напряжения типа РНН-57 со встроенным фильтром основной
частоты для применения в схемах защит генераторов;
реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М;
блок-реле типа КИВ-500Р входящим в состав устройства контроля
состояния изоляции высоковольтных вводов напряжением 500 кВ;
блоки электрические типов БЭ 1101, БЭ 1102, БЭ 1103 для использо-
вания в защитах генераторов энергоблоков:
БЭ 1101 — для защиты генераторов при несимметричных КЗ и пе-
регрузок токами обратной последовательности (взамен РТФ-6М);
БЭ 1102 — для защиты ротора генератора от перегрузки током
возбуждения;
76
БЭ 1103 — для защиты генератора от симметричных перегрузок
обмотки статора;
блоки электрические типов БЭ 1104, БЭ 1105 для защиты цепей воз-
буждения генераторов и синхронных компенсаторов от замыкания на
землю в одной точке;
БЭ 1104 — блок контроля сопротивления изоляции;
БЭ 1105 — блок частотного фильтра;
дифференциальные комплекты типов ДЗТ-21, ДЗТ-23 для защиты
силовых трансформаторов и автотрансформаторов;
блок типа БРЭ 1301 для защиты генераторов от замыкания на землю
в обмотке статора генераторов энергоблоков, при этом:
блок исполнения БРЭ 1301.01 (ЗЗГ-11) предназначен для энерго-
блоков, в нейтрали обмотки статора которых установлен транс-
форматор напряжения или дугогасящий реактор;
блок исполнения БРЭ 1301.02 (ЗЗГ-12) предназначен для энерго-
блоков с изолированной нейтралью;
блоки реле сопротивления типа БРЭ 2801 для использования в каче-
стве пусковых или измерительных дистанционных органов в защитах
генераторов при междуфазных КЗ и асинхронного хода;
панель дистанционной защиты типа ПЭ 2105 для применения в каче-
стве резервной защиты автотрансформаторов;
реле токовые типа РСТ 15 для использования в дифференциальных
защитах генераторов и трансформаторов небольшой мощности и элек-
тродвигателей.
4.2.2. Исходные данные для расчета защит
Для расчета уставок защит основного оборудования станций и под-
станций необходимы следующие исходные данные:
1) тип защищаемого оборудования, его характеристики (см. п. 1.2.2)
и схема включения;
2) сопротивления прямой и нулевой последовательностей, приведен-
ные к питающей стороне объекта в максимальном и минимальном ре-
жимах;
3) места установки и типы коммутационной аппаратуры;
4) места установки и типы датчиков информации;
5) вид и напряжение источника оперативного тока.
77
4.3. СОСТАВ ПРИМЕНЯЕМЫХ ЗАЩИТ
4.3.1. Защиты генераторов, работающих на сборные шины
1. Основные защиты. Эти защиты реагируют на все виды поврежде-
ний генератора и действуют на отключение выключателя и автомата га-
шения поля (АГП). К основным защитам относятся:
а) продольная дифференциальная токовая защита от междуфазных
замыканий в обмотке статора;
б) максимальная токовая защита (МТЗ) нулевой последовательно-
сти от замыканий на землю в обмотке статора;
в) односистемная поперечная дифференциальная токовая защита от
замыканий между витками одной фазы;
г) защита от замыканий на землю в цепях возбуждения генератора;
д) защита ротора от перегрузки;
е) защита от повышения напряжения;
ж) защита от асинхронного хода.
2. Резервные защиты. Эти защиты резервируют основные защиты
генератора и реагируют на внешние КЗ, действуя на отключение с дву-
мя выдержками времени: с первой выдержкой времени отключается вы-
ключатель, со второй — вводится АГП. Резервные защиты имеют не-
сколько вариантов исполнения. Наиболее часто резервные защиты вы-
полняются по одному из двух вариантов:
а) МТЗ с комбинированным пуском по напряжению для генераторов
мощностью до 30 МВт;
б) МТЗ обратной последовательности с приставкой для действия при
симметричных КЗ для генераторов мощностью 30 МВт и более.
3. Защиты, действующие на сигнал. К этим защитам относятся:
а) МТЗ от перегрузки токами обратной последовательности;
б) МТЗ от симметричной перегрузки.
4.3.2. Защиты трансформаторов и автотрансформаторов
1. Основные защиты реагируют на все виды повреждений трансфор-
матора или автотрансформатора (в дальнейшем — объекта) и действу-
ют на отключение выключателей со всех сторон без выдержки времени.
К основным защитам относятся:
а) продольная дифференциальная токовая защита от всех видов за-
мыканий на выводах и в обмотках сторон с заземленной нейтралью,
а также от многофазных замыканий на выводах и в обмотках сторон
с изолированной нейтралью;
б) газовая защита от замыканий внутри кожуха объекта, сопровож-
дающихся выделением газа, а также при резком понижении уровня масла;
78
в) дифференциальная токовая защита дополнительных элементов (до-
бавочный трансформатор, синхронный компенсатор, участки ошиновки).
2. Резервные защиты резервируют основные защиты и реагируют
на внешние КЗ, действуя на отключение с двумя выдержками времени:
с первой выдержкой времени отключается выключатель одной из сто-
рон низшего напряжения (обычно той, где установлена защита), со
второй — все выключатели объекта. Резервные защиты от междуфаз-
ных повреждений имеют несколько вариантов исполнения:
а) МТЗ без пуска по напряжению;
б) МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
в) МТЗ обратной последовательности с приставкой для действия при
симметричных КЗ;
г) дистанционные защиты автотрансформаторов.
Резервные защиты от замыканий на землю выполняются в виде МТЗ
нулевой последовательности. Выбор варианта резервной защиты рас-
смотрен в § 6.5.
3. Защиты, действующие на сигнал. К этим защитам относятся:
а) защита напряжения нулевой последовательности от замыканий на
землю на стороне низшего напряжения (НН), работающей в режиме с
изолированной нейтралью; эта защита применяется при наличии син-
хронного компенсатора или, когда возможна работа с отключенным вы-
ключателем на стороне низшего напряжения;
б) МТЗ от симметричного перегруза для трансформаторов с одно-
сторонним питанием устанавливается только со стороны питания (если
одна из обмоток имеет мощность 60 %, то защита от перегруза устанав-
ливается и на этой стороне), для автотрансформаторов и трехобмоточ-
ных трансформаторов с двухсторонним питанием защита от перегруза
устанавливается на каждой стороне объекта, а для автотрансформато-
ров еще и на стороне нулевого вывода общей части обмотки; защита
выполняется с токовым реле в одной фазе и независимой выдержкой
времени, действующей на сигнал. Уставки выбираются так же, как и
для генератора при симметричном перегрузе;
в) газовая защита, действующая на сигнал при медленном выделе-
нии газа.
4.3.3. Защиты блоков генератор-трансформатор
и генератор-автотрансформатор
1. Основные защиты реагируют на все виды повреждений энерго-
блока и действуют на отключение всех выключателей энергоблока и
ввод АГП. Для энергоблоков мощностью 150 МВт и выше одновремен-
но даются команды на останов турбины и гашение котла. В качестве ос-
новных защит могут быть применены:
79
а) отдельная продольная дифференциальная токовая защита генера-
тора от междуфазных повреждений в обмотке статора;
б) продольная дифференциальная токовая защита трансформатора от
всех видов замыканий на выводах и в обмотках с эффективнозаземлен-
ной нейтралью, а также от междуфазных замыканий на выводах и в об-
мотках с изолированной нейтралью;
в) общая продольная дифференциальная токовая защита энергобло-
ка от всех видов замыканий на выводах и обмотках с эффективнозазем-
ленной нейтралью, а также от междуфазных замыканий на выводах и в
обмотках с изолированной нейтралью трансформаторов и в обмотках
статора генераторов; для энергоблоков мощностью свыше 150 МВт эта
защита может применяться в качестве резервной к защитам подп. а и б;
г) односистемная поперечная дифференциальная токовая защита
статора генератора от замыканий между витками одной фазы;
д) газовая защита от замыканий внутри кожуха трансформатора или
автотрансформатора, сопровождающихся выделением газа, а также при
резком понижении уровня масла;
е) продольная дифференциальная токовая защита ошиновки сторо-
ны ВН от всех видов КЗ на выводах и ошиновке при напряжении
330—500 кВ;
ж) защита от повышения напряжения генератора с токовой блоки-
ровкой, которая устанавливается на энергоблоках мощностью 150 МВт
и выше;
з) защита от замыканий на землю в обмотке статора;
и) защита от асинхронного хода;
к) защита от перегрузки ротора;
л) защита от повреждений вводов 500 и 750 кВ трансформаторов и
автотрансформаторов.
2. Резервные защиты обычно резервируют основные защиты энер-
гоблока и реагируют на внешние КЗ, действуя на отключение с двумя
выдержками времени: с первой выдержкой времени отключаются вы-
ключатели энергоблока с одновременным переводом тепловой части
энергоблока в режим холостого хода; со второй выдержкой времени
вводится АГП, производится останов турбины и гашение котла. В каче-
стве резервных защит применяются:
а) токовая защита обратной последовательности для действия при
несимметричных КЗ и несимметричном перегрузе генератора;
б) дистанционная защита для действия при между фазных КЗ;
в) МТЗ нулевой последовательности от замыканий на землю на сторо-
нах с глухозаземленной нейтралью (может выполняться направленной).
80
3. Защиты, действующие на сигнал. К этим защитам относятся:
а) МТЗ генератора от перегрузки токами обратной последователь-
ности;
б) МТЗ от симметричной перегрузки блока; выполняется так же, как
и защита генератора от симметричного перегруза;
в) защита от замыканий на землю в цепях возбуждения генератора;
г) защита максимального напряжения нулевой последовательности
от замыканий на землю на генераторной стороне энергоблока;
д) газовая защита, действующая на сигнал при медленном выделе-
нии газа.
Глава пятая
ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ, РАБОТАЮЩИХ НА СБОРНЫЕ ШИНЫ
5.1. ПРОДОЛЬНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ
ПОВРЕЖДЕНИЙ В ОБМОТКЕ СТАТОРА
5.1.1. Основные условия выбора типов защит
Эти условия определяют расчетные режимы и требования, предъяв-
ляемые к защите в зависимости от параметров генераторов.
Для выбора тока срабатывания защиты по условиям отстройки от то-
ка небаланса при внешних КЗ рассматривается трехфазное КЗ на шинах
генераторного напряжения. (Иногда в качестве расчетного рекомендует-
ся режим несинхронного включения генератора [3], однако такое вклю-
чение генератора практически не применяется). Чувствительность за-
щиты проверяется при двухфазном КЗ на выводах генератора в режиме
его опробования.
Ток срабатывания защиты согласуется с номинальным током генера-
тора в зависимости от его мощности.
При мощности генератора до 50 МВт на практике [1] используется
схема дифференциальной защиты с применением токового реле РТ-40 и
добавочного сопротивления 10 Ом в дифференциальной цепи защиты.
При новых проектных решениях рекомендуется реле типа РНТ-560.
При мощности генератора до 100 МВт используются дифференци-
альные реле типа РНТ-560, рекомендуется для повышения чувствитель-
ности защиты принимать уставку срабатывания от 0,5 до 0,6 номиналь-
ного тока генератора (/сз.г = (°>5—0,6)/гном). Для исключения ложного
срабатывания защиты при обрыве в ее токовых цепях (если это возмож-
но в особых условиях эксплуатации и при обеспечении необходимой
чувствительности) ток срабатывания может быть увеличен до Ic 3 г =
= (1,3-1,4)/гном.
Для генераторов с форсированным охлаждением мощностью свыше
100 МВт рекомендуется снижать ток срабатывания защиты до 0,1/гном.
С этой целью в схеме дифференциальной защиты используется реле
с магнитным торможением типа ДЗТ-11.
82
Включение тормозной обмотки целесообразно производить со сто-
роны выключателя генератора.
5.1.2. Расчет уставок срабатывания защиты и реле
Расчет уставок срабатывания защиты целесообразно выполнять в
именованных единицах, приведенных к той ступени напряжения, для
которой выполнялись расчеты токов короткого замыкания.
1. Ток срабатывания защиты выбирается по двум расчетным условиям:
а) отстройка от тока небаланса дифференциальной защиты, возни-
кающего при внешних КЗ:
'с.з"з^нб.расч w-U
при
/ = к к f /^ (S 7\
нб.расч пер одн ^ к.макс' k^-^j
где к3= 1,3 — коэффициент запаса по избирательности для реле РНТ-560;
*пер = ЬО — коэффициент, учитывающий влияние апериодической со-
ставляющей при переходном процессе КЗ, для реле РНТ-560 и ДЗТ-11;
кот — коэффициент однотипности трансформаторов тока (ТТ), при-
нимаемый для однотипных ТТ равным 0,5 и для разнотипных — 1,0;
е = 0,1 — относительная наибольшая полная погрешность ТТ, соответ-
ствующая току намагничивания в установившемся режиме КЗ.
Ток генератора при внешнем трехфазном КЗ может быть определен
по выражению
к.макс ср.ном ^ г.ср.ном''
где л: ном — сверхпереходное сопротивление генератора, приведен-
ное к расчетному напряжению Ucp H0M по (1.1);
б) согласование с номинальным током генератора
*с.з - *с'г.ср.ном » Р.З)
где кс — коэффициент согласования, выбирается в соответствии с ре-
комендациями п. 5.1.1 из основных условий выбора защиты; /гср ном—
номинальный ток генератора, приведенный к расчетному напряже-
нию ^ср.ном-
Ток срабатывания защиты выбирается по большему из значений,
найденных по выражениям (5.1) и (5.3). Для генераторов мощностью
свыше 100 МВт ток срабатывания защиты принимается по условию «16»
83
(7С 3 = 0,1 /гср ном), а отстройка от условия «1а» обеспечивается соответ-
ствующим выбором числа витков тормозной обмотки реле ДЗТ-11.
2. Ток срабатывания реле определяется по найденному току сраба-
тывания защиты:
, с.з ср.ном г.ном /е ,ч
/с.р = ^ . ,(5-4)
где UrM0M — номинальное напряжение генератора; К1г — коэффици-
ент трансформации ТТ генератора, выбирается по номинальному току
генератора.
3. Для реле типов РНТ-560 и ДЗТ-11 расчетное число витков рабо-
чей обмотки
wpac4~~^c.p с.р» \?.j)
где Fcp = 100 А — магнитодвижущая сила (МДС) срабатывания реле
РНТ-560 и ДЗТ-11 (при отсутствии торможения). Если расчетное число
витков оказывается дробным, то к установке на реле принимается бли-
жайшее меньшее целое значение w аб, а затем последовательно по
уравнениям (5.5) и (5.4) уточняется ток срабатывания реле и ток сраба-
тывания защиты. Практически при использовании реле ДЗТ-11/5 число
витков рабочей обмотки принимается наибольшим и равным 144.
4. При использовании реле ДЗТ-11 число витков тормозной обмотки
принимается по выражению:
_ з ^нб.расч раб ._ ,.
wtoPm - —(3) ^' <■ • >
к. макс
где k3 = 1,5 — коэффициент запаса по избирательности реле ДЗТ; tgoc =
= 0,75 — тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной к расчетной по
избирательности тормозной характеристике реле ДЗТ-11 (при Fpa6 >
> 150 А). Если число витков тормозной обмотки оказывается дробным,
то принимается ближайшее большее целое число витков.
5. Чувствительность защиты может быть определена как по первич-
ным токам при КЗ на выводах генератора
k = j^/j >9 0
*ч iK /ic.3-z'u'
так и по вторичным токам в реле
*ч = /р.к^б//Гср^2>°>
(2)
где /р к определяется по значению 1^ в соответствии с выражением (5.4).
84
5.2. ПОПЕРЕЧНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА
Односистемная поперечная дифференциальная защита применяет-
ся при выполнении обмотки статора генератора в виде двойной звез-
ды и действует при межвитковых замыканиях в обмотке статора.
Трансформаторы тока защиты устанавливаются в цепи, соединяющей
нейтрали звезд. Ко вторичной обмотке ТТ подключается токовое реле
типа РТ-40/Ф, отстроенное от токов третьих и высших гармоник.
Ток срабатывания защиты выбирается из условия отстройки от тока
небаланса, обусловленного неравенством ЭДС параллельных ветвей и
искажением формы кривой фазных ЭДС генератора. Наличие фильтра
в реле позволяет выбирать ток срабатывания защиты по формуле:
/с.з=(0,2-0,3)/гном. (5.7)
Учитывая отсутствие тока в нейтрали, в нормальном режиме коэф-
фициент трансформации ТТ выбирается по условию
*/=0,25/гном/5.
Чувствительность защиты зависит от числа замкнувшихся витков и
при выборе уставок не оценивается. Защита действует на отключение
генератора без выдержки времени.
5.3. ЗАЩИТА ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ В ОБМОТКЕ СТАТОРА
5.3.1. Особенности выполнения защиты
Эти защиты выполняются на основе применения трансформаторов
тока нулевой последовательности шинного (ТНПШ) или кабельного ти-
пов. У ТНПШ применяется подмагничивание сердечника переменным
током для повышения чувствительности. Схема защиты (рис. 5.1, а) со-
держит трансформатор тока ТА1 типа ТНПШ, в токовую цепь которо-
го включены реле КАТ и KAZ. Реле КАТ типа РНТ-560 действует без
выдержки времени при двойных замыканиях на землю. Реле KAZ типа
РТЗ-51 действует с выдержкой времени при замыканиях на землю и
блокируется с помощью реле КА при междуфазных КЗ.
Так как магнитопровод ТНПШ охватывает все три шины генератора,
его длина во много раз превышает длину магнитопровода обычного ТТ.
Это приводит к увеличению тока намагничивания, снижению в несколь-
ко раз параллельного сопротивления ветви намагничивания 2энам и,
в целом, увеличению погрешности трансформатора тока. Поэтому соот-
85
~Ue fczTL-_J U>xf
Ж
js
гл/
ЯЛГ £4Z
JT~ KL
©TV
W
откл. Q
вкл.АГП
ГА2
тока в ветвь намагничивания потс = (zB + гэ
^п ^в^отс^в*
а б в
Рис. 5.1. Прннпипнальная схема (а) и схемы замещения (б,в) токовой цепи ТНПШ
ношение между первичным 1П и вторичным /в токами ТНПШ обуслов-
лено не только коэффициентом трансформации по виткам первичной и
вторичной обмоток Kj- wB/wn = wB при (wn = 1), но и с учетом отсоса
нам)/2э.нам(Рис-5Л>б)
(5.8)
Для ТНПШ различных типов гэиш = 10 Ом, wB = 39 витков. Кроме
того, у ТНПШ во вторичной цепи появляются дополнительные состав-
ляющие тока небаланса, обусловленные неполной компенсацией ЭДС
от обмоток подмагничивания Енб подми ЭДС Енб нес, возникающей из-за
несимметричного расположения фазных шин в окне ТНПШ. Первая
ЭДС определяется конструктивным выполнением и для ТНПШ различ-
ных типов может быть принята £нбподм= ^,1 В. Вторая ЭДС небаланса
зависит от конструкции и первичного тока. Для ТНПШ типов 1, 2, 3, Зу
с номинальными токами 1,75; 3,0; 4,5 и 7,5 кА ЭДС £нбНес составляет
соответственно 0,06; 0,085; 0,1; 0,15 В.
5.3.2. Расчет уставок срабатывания защиты и реле
Выбор параметров срабатывания защиты не связан с расчетом токов
короткого замыкания, и поэтому расчет уставок выполняется для номи-
нальных параметров генератора по первичным и вторичным цепям.
1. Ток срабатывания блокирующего реле КА отстраивается от номи-
нального тока генератора
/с.бл=(*з/*в)'г.„ом> (5-9)
86
где £3= 1,2 — коэффициент запаса по избирательности; кв = 0,85 — ко-
эффициент возврата реле.
2. Ток небаланса, приведенный ко вторичной цепи, определяется с
учетом схем замещения (рис. 5.1, б, в):
к F F
Лбл нб.нес , ^нб.подм
'нб.в
Z + Z
*э.нам в
(5.10)
где £бл = 1ср бл /7ТТ ном — кратность тока срабатывания блокирующего
реле по отношению к номинальному току ТНПШ.
Для уменьшения тока небаланса в режиме отсутствия намагничива-
ния (обрыв проводов), когда /нб = £бл Eh6hqc/zb9 во вторичную цепь
включено дополнительное сопротивление R для того, чтобы zB~ ^энам.
При использовании реле РНТ-565 и РТЗ-51 их суммарное активное со-
противление около 1 Ом, a R = 9 Ом.
3. Ток небаланса, приведенный к первичной цепи, находится в соот-
ветствии с уравнением (5.8)
^б.п^вИотсЛб.в- (5Л1)
4. Емкостный ток генератора в установившемся режиме при замыка-
нии одной фазы сети на землю
.Л/3,
/гС = ЗюСг£/ГН0М,
(5.12)
где Сг— емкость обмотки статора по отношению к земле, Ф; UrH0M —
в вольтах.
В (5.12) значение 1гС и Сг для некоторых типов турбогенераторов
приведены в табл. 5.1.
Таблица5.1
Параметры турбогенераторов и величины 1гс
Тип турбогенератора
ТВС-32 УЗ
ТВС-32 УЗ
ТВФ-63-2
ТВФ-63-2
ТВФ-120-2
ТВВ-160-2
Номинальное
напряжение, кВ
6,3
10,5
6,3
10,5
10,5
18
Утроенная емкость обмот-
ки статора, мкФ/фазу
0,54
0,54
0,52
0,61
0,72
0,462
Емкостный
ток, А
0,617
1,03
0,59
1,16
1,37
1,51
87
Для гидрогенераторов величина Сг может быть определена прибли-
женно, мкФ/фазу
405гном
Сг = — ш. (5.13)
3(^г.ном + 3600) пт
где Sru0M — мощность генератора, кВ • А; п — частота вращения,
об/мин.
5. Ток срабатывания защиты, действующей при однофазных замыка-
ниях, отстраивается от броска емкостного тока генератора и тока неба-
ланса ТНПШ:
h.iKAZ = ^з(^пер/гС + ^з^нб.п)' (5.14)
где к3 = 1,3 — коэффициент запаса по избирательности; knQ =2 — ко-
эффициент переходного процесса, обусловленного броском емкостного
тока, при tc з > 1 с к = 1,0; &3' ~ 1>5— коэффициент запаса на погреш-
ность расчета тока небаланса.
6. Ток срабатывания реле защиты от однофазных замыканий опреде-
ляется в соответствии с уравнением (5.8)
h.pKAZ = 1с.зКАг/(™в"отсУ (5Л5>
Полученное значение тока срабатывания реле должно находиться в
пределах диапазона уставок реле РТЗ-51, равном 0,02—0,12 А. Заметим,
что уменьшение или увеличение тока срабатывания может быть достиг-
нуто соответственно увеличением или снижением сопротивления R.
7. Ток срабатывания защиты, действующей при двойных замыканиях
на землю (одно в генераторе, второе в сети), отстраивается от броска ем-
костного тока сети и тока небаланса ТНПШ, с запасом можно принять
'азЛИГ-КЮА.
8. Ток срабатывания реле, действующего при двойных замыканиях
на землю, определяется в соответствии с уравнением (5.8)
h.VKAT = 1с.з КАТ /К^отс)- (5Л6)
Выбранные уставки обеспечивают необходимую чувствительность,
которая при расчете защиты не оценивается.
В заключение отметим, что трансформаторы тока типа ТНПШ нахо-
дятся в эксплуатации, но их выпуск прекращен, и в новых проектных
решениях предусматриваются устройства (например, БРЭ 1301.01.02),
в которых реализованы принципы определения замыканий на землю
на основе контроля параметров третьей гармоники, рекомендованные
для блоков генератор—трансформатор (см. п. 7.2.2).
5.4. МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА С КОМБИНИРОВАННЫМ ПУСКОМ
ПО НАПРЯЖЕНИЮ
Эта защита предназначается в качестве резервной от междуфазных
повреждений генератора и применяется при мощности генератора до
50 МВт. Защита состоит из трех токовых реле, включенных на фазные
токи и двух блокирующих реле напряжения, включенных на междуфаз-
ное напряжение и напряжение обратной последовательности.
1. Ток срабатывания защиты выбирается из условия отстройки от
номинального тока генератора
/сз=(М*в)'г,ном> (5-17)
где к3 = 1,1—1,2 — коэффициент запаса по избирательности; къ = 0,8 —
коэффициент возврата токового реле РТ-40.
При выполнении курсового проекта все расчеты удобно вести для
токов, приведенных к расчетной ступени напряжения:
^с.з = (*з/*в)^г.ср.ном- (5-18)
2. Уставка срабатывания блокирующего реле, включенного на ме-
ждуфазное напряжение, отстраивается от минимального рабочего на-
пряжения:
(/сз = ^з^/раб.мин> (5-19)
где к3 = 0,6 — коэффициент запаса по избирательности для минималь-
ной защиты
^раб.мин~ ^>у^ном.эксп*
3. Уставка срабатывания блокирующего реле, включенного на на-
пряжение обратной последовательности, отстраивается от напряжения
небаланса U2 нб нормального режима и может быть выбрана по формуле
^2с.з = *з^2нб> (5-20)
где к3 = 1,2 — коэффициент запаса по избирательности для максималь-
ной защиты.
Практически удобно воспользоваться приближенной формулой
t/2c3=0,06t/rHOM,
где UrH0M — между фазное номинальное напряжение генератора.
4. Чувствительность защиты проверяется при КЗ в конце смежного
участка (точка К2, рис. 5.2).
89
Kl K2 Kl K2
Рис. 5.2. Поясняющая схема (а) и схема замещения
(б) к расчету резервной защиты генератора
а) Для токового органа коэффициент чувствительности может быть
определен упрощенно — по двухфазному КЗ за трансформатором
*ч/='2„„(К2/'с,^2- (5-21)
б) Для органа блокировки по напряжению при симметричных повре-
ждениях коэффициент чувствительности проверяется при трехфазных
КЗ за трансформатором
^.^сз/^макс^, (5.22)
где икмлкс = л/3хт/^ — напряжение на шинах генератора при КЗ
в точке К2.
в) Для органа блокировки по напряжению при несимметричных- по-
вреждениях коэффициент чувствительности проверяется при двухфаз-
ном КЗ за трансформатором (точка К2, рис. 5.2)
^=^23^/^.3^1.5, (5.23)
где ^ з мин = Щк ~~ ^2 к хт — напряжение обратной последовательно-
сти на шинах генератора при двухфазном КЗ в точке К2.
Если чувствительность блокировки по напряжению оказывается не-
достаточной, то реле напряжения следует присоединять к трансформа-
торам напряжения тех шин, где чувствительность оказывается недоста-
точной. В этом случае UKM9KC — 0, L^ З.мин =
^ср.ном^УЗ), и чувст-
вительность всегда обеспечивается.
5. Ток срабатывания сигнального органа защиты выбирается из ус-
ловия отстройки от номинального тока генератора
Лжгн = (*з'*в) * гном ' (5.24)
где к3 =1,05 — коэффициент запаса по избирательности; кв = 0,85 — ко-
эффициент возврата реле.
90
Напомним, что при определении коэффициентов чувствительности
расчетные параметры должны быть приведены к одной и той же ступе-
ни напряжения.
6. Выдержка времени сигнального органа отстраивается от времени
действия резервных защит сети.
5.5. МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ОБРАТНОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ
С ПРИСТАВКОЙ ДЛЯ ДЕЙСТВИЯ ПРИ СИММЕТРИЧНЫХ КЗ
5.5.1. Особенности выполнения защиты
Эта защита предназначается в качестве резервной от междуфазных
повреждений и защищает ротор генератора от перегрева токами обрат-
ной последовательности.
Выбор типа защиты зависит от параметров генератора и схемы его
присоединения. Для генераторов, работающих на сборные шины мощ-
ностью от 30 до 50 МВт включительно используется фильтр-реле типа
РТФ-9 (взамен ранее выпускающихся фильтр-реле РТФ-7). Фильтр-ре-
ле .типа РТФ-9 имеет два реагирующих органа: отсечку с током сраба-
тывания (0,4—1>6)/гном и сигнальный орган с током срабатывания
(0,04—0,16)/гном. Для турбогенераторов большей мощности, обычно
работающих в блоке с трансформатором (автотрансформатором), при-
меняются токовые защиты обратной последовательности с зависимой
от тока выдержкой времени, рассмотренные в п. 7.3.3.
Допустимый перегрев ротора токами обратной последовательности
характеризуется тепловой постоянной А генератора, численно равной
Таблица5.2
Значения тепловой постоянной А для некоторых типов генераторов
и гидрогенераторов
Тип
Турбогенератор TB-2
Турбогенератор ТВ
Турбогенератор ТВФ
Турбогенераторы ТГВ, TBB, TBM
TBB-320-2 без успокоительных
обмоток
Турбогенераторы TBB-1000-4,
TBB-1200-2
Гидрогенераторы
Гидрогенераторы
Охлаждение
Косвенное
То же
Непосредственное
То же
»
»
Косвенное
Непосредственное
Тепловая постоян-
ная А, с
29
20
15
8
5
6
40
20
91
допустимому времени работы генератора с током обратной последова-
тельности, равным номинальному току статора генератора. Значения
постоянной А для некоторых типов генераторов приведены в табл. 5.2.
Для действия при симметричных КЗ токовая защита обратной после-
довательности дополняется приставкой, состоящей из двух реле: токо-
вого реле, включенного на ток фазы, и реле напряжения, включенного
на междуфазное напряжение.
5.5.2. Расчет уставок срабатывания
1. Ток срабатывания органа защиты, действующего на отключение,
определяется тепловой постоянной А генератора и допустимым време-
нем устранения ненормального режима 'доп= 120 с:
^сз^/'доп'г.ном- (5-23)
Обычно можно принять 12 с з= (0,4 — 0,5) /гном.
2. Чувствительность защиты проверяется при двухфазном КЗ в кон-
це зоны резервирования, т.е. при КЗ на шинах среднего или высшего на-
пряжения станции:
*ч2='22кЧ с.з^2- (5-24)
3. Выбор параметров приставки, действующей при симметричных
КЗ, производится так же, как и для МТЗ с блокировкой по напряже-
нию (см. § 5.4).
4. Ток срабатывания сигнального органа защиты выбирается из усло-
вия отстройки от тока небаланса фильтр-реле и может определяться как
h СИГН = 0> * ^Г.НОМ ' (5.25)
Глава шестая
ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
6.1. ПРОДОЛЬНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА С РЕЛЕ
ТИПОВ РНТ-560 И ДЗТ-11
6.1.1. Основные условия выбора типа защит
Эти условия определяют расчетные режимы и требования, предъяв-
ляемые к защите в зависимости от параметров трансформатора или ав-
тотрансформатора.
1. Продольная дифференциальная защита применяется для транс-
форматоров мощностью 6,3 MB • А и выше, а также для всех автотранс-
форматоров (при мощности трансформатора менее 6,3 MB • А применя-
ется токовая отсечка в сочетании с МТЗ). Для двухобмоточных транс-
форматоров используется двухрелейная схема защиты, для трехобмо-
точных трансформаторов и автотрансформаторов — трехрелейная схе-
ма (на стороне низшего напряжения для повышения чувствительности
ТТ соединяются в полную звезду). Защита выполняется с использовани-
ем дифференциальных реле типа РНТ, ДЗТ. Реле типа РНТ-560 обеспе-
чивают повышенную отстройку от переходных режимов с апериодиче-
ской составляющей, реле типа ДЗТ-11 — повышенную отстройку от пе-
риодических токов небаланса. Реле типа ДЗТ-20 создают отстройку от
апериодических и периодических токов небаланса.
2. Выбор типа реле определяется расчетом с учетом следующих ус-
ловий. Реле типа РНТ-560 имеют повышенную отстройку от токов неба-
ланса с апериодической составляющей, в том числе и при однополяр-
ных бросках тока намагничивания трансформатора или автотрансфор-
матора. Такие реле широко эксплуатируются, но на вновь проектируе-
мых подстанциях не рекомендуются к установке, за исключением защи-
ты двухобмоточных трансформаторов мощностью менее 25 MB • А. Ре-
ле типа ДЗТ-11 имеют магнитное торможение, что обеспечивает от-
стройку от периодических токов небаланса, в том числе на трансформа-
торах с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН).
3. Для выбора тока срабатывания защиты по условиям отстройки от
тока небаланса рассматриваются такие режимы, при которых ток неба-
ланса будет наибольшим. Выбор расчетных условий определяется пара-
93
Сторона ВН,
Рис. 6.1. Поясняющая схема к расчету дифферен-
циальной токовой защиты трансформатора
метрами системы. Для трансформаторов
с односторонним питанием расчетными яв-
ляются трехфазные КЗ на шинах среднего
(СН) и низшего (НН) напряжений (точки
К1 и К2, рис. 6.1). При двухстороннем пи-
тании расчетным может быть и КЗ на ши-
нах высшего (ВН) напряжения (точка КЗ).
П уК2 4. Для проверки чувствительности рас-
| ^ш п = ш сматриваются такие режимы, при которых
чувствительность будет минимальной. При
одностороннем питании коэффициент чувствительности проверяется
при внутреннем двухфазном КЗ на сторонах СН и НН в минимальном
режиме работы системы (точки К4 и К5, рис. 6.1). При двухстороннем
питании расчетной по чувствительности может оказаться и однофазное
или двухфазное КЗ на стороне ВН (точка Кб, рис. 6.1). Заметим, что при
нескольких трансформаторах на подстанции расчетным является режим
раздельной работы. Это справедливо как для проверки чувствительно-
сти, так и для выбора тока срабатывания.
6.1.2. Предварительный расчет защиты
Первоначально определяется ток срабатывания защиты с реле РНТ
по большему из двух условий.
1. Отстройка от броска тока намагничивания, возникающего при
включении трансформатора и автотрансформатора на холостой ход или
при восстановлении напряжения после отключения КЗ, а также от пере-
ходных токов небаланса при внешних КЗ:
(6.1)
хс.з Лотс*ном>
где k0TC =1,3 — коэффициент отстройки для реле типа РНТ; /ном — но-
минальный ток той стороны трансформатора, напряжение которой при-
нято в качестве расчетной; для автотрансформатора при определении
/ном берется типовая мощность.
2. Отстройка от максимального периодического тока небаланса, воз-
никающего при внешних КЗ:
94
где k3 = 1,3 — коэффициент запаса ло избирательности; /нб расч — мак-
симальный расчетный ток небаланса, определяемый как сумма трех со-
ставляющих, пропорциональных периодической слагающей тока КЗ,
,///
/ = / + / + / (6 3^
нб.расч нб.расч нб.расч нб.расч ' v°-J/
Составляющая /нбрасч обусловлена погрешностью трансформато-
ров тока:
'нб.расч ~~ *одн е Ас.макс > (Р^)
где кот = 1,0; е = 0,1; 1К макс — максимальный ток внешнего КЗ, приве-
денный к расчетной ступени напряжения.
Составляющая /нбрасч обусловлена регулировкой коэффициента
трансформации силового трансформатора (автотрансформатора) после
того, как защита была сбалансирована на средних отпайках. Эта состав-
ляющая определяется как сумма токов небаланса на сторонах, где име-
ется регулирование:
ш
^нб.расч = 2*^л^к.макси> ^'^
/2=1
где AUn— относительная погрешность регулировки напряжения, при-
нимается равной половине диапазона регулирования стороны п транс-
форматора (если регулирование ±10 %, то AUn =0,1); /к макс „ — мак-
симальный периодический ток, протекающий по стороне п трансфор-
матора (рис. 6.1).
Составляющая /^ обусловлена неточностью установки на реле
расчетных чисел витков:
ш
Нб.расч = XAw«7K.MaKc/i' (66)
w-I
где Aww= (м^расч - ww)/wWpac4 — погрешность выравнивания для сто-
роны п трансформатора. При предварительном расчете эта составляю-
щая не учитывается.
3. Выбор типа реле производится на основе оценки чувствительно-
сти защиты, которую определяют приближенно, полагая, что весь ток
повреждения (приведенный ко вторичной стороне) попадает в реле:
*,='к2мин/'с.з*2,0. (6.7)
95
Допускается снижение коэффициента чувствительности против
нормируемого значения для трансформаторов и автотрансформато-
ров, имеющих токоограничительный реактор на стороне низшего на-
пряжения (НН), входящей в зону дифференциальной защиты до 1,5
при КЗ за реактором. Кроме того, для трансформаторов мощностью
менее 80 MB • А такое же снижение коэффициента чувствительности
допускается при КЗ на стороне НН.
В тех случаях, когда чувствительность не обеспечивается при КЗ за
реактором, дифференциальную токовую защиту выполняют с двумя
комплектами реле: грубым и чувствительным. Грубый комплект, дейст-
вующий без выдержки времени, рассчитывается как для обычной диф-
ференциальной токовой защиты объекта. Чувствительный комплект
действует с выдержкой времени 0,5—1,0 с, что позволяет производить
отстройку от броска намагничивающего тока объекта из условия
'сз.ч= (0,75-1,0) /ном. (6.8)
4. Если чувствительность оказывается достаточной, то продолжают
расчет защиты с реле РНТ в соответствии с п. 6.1.3. В процессе расчета
уставок реле уточненный ток срабатывания (с учетом 1^расц) может
оказаться больше предварительно найденного, а чувствительность защи-
ты недостаточной. В этом случае проверяется возможность снизить ток
срабатывания за счет составляющих /^б ч и /^ ч . Составляющую
^нб расч можно не учитывать, если регулирование коэффициента транс-
формации силового трансформатора производится редко. В этом случае
уставки реле рассчитываются для каждого положения переключателя на-
пряжения (обычно для верхнего и нижнего ответвлений), т.е. при изме-
нении положения переключателя должна изменяться и уставка, выпол-
няемая на реле. Составляющую 1^ можно уменьшить за счет более
рационального выбора числа витков реле путем изменения коэффициен-
тов трансформации ТТ отдельных сторон силового трансформатора.
5. Если дифференциальная защита с реле РНТ не обеспечивает необ-
ходимой чувствительности, а расчетной является отстройка от тока неба-
ланса, то принимают реле типа ДЗТ-11, имеющее магнитное торможение
от сквозного тока КЗ. При выборе тока срабатывания защиты с реле
ДЗТ-11 в выражении (6.1) принимается котс = 1,5, а в (6.2) — к3 = 1,5.*
Причем, в качестве расчетного рас матривается внешнее КЗ, при кото-
ром торможение отсутствует.
96
Необходимо отметить, что расчетные коэффициенты для отстройки
от броска намагничивающего тока после уточнений, рекомендованных
в [19], могут быть снижены для реле РНТ-560 до котс = 0,9 (0,8) при вто-
ричном номинальном токе 5 (1) А; для реле ДЗТ-11 до котс = 1,0 (0,8)
при вторичном номинальном токе 5 (1) А.
При недостаточной чувствительности защиты с реле ДЗТ-11 приме-
няют реле ДЗТ-20.
6.1.3. Расчет уставок реле РНТ-560
1. Определяются первичные номинальные токи для всех п сторон за-
щищаемого оборудования
'„омЛ=я„ом/(Узг/ном„), (6.9)
где 5Н0М — номинальная мощность трансформатора или проходная
мощность автотрансформатора; UH0M n — номинальное напряжение сто-
роны п защищаемого оборудования.
2. Определяются вторичные номинальные токи плеч защиты:
' в.ном п = Люмп*схл' ^/л» (6.10)
где ксх п — коэффициент схемы соединения вторичных обмоток ТТ на
стороне п объекта (при соединении обмоток в звезду ксх = 1,0; при со-
единении обмоток в треугольник ксх = л/3); К1п — коэффициент
трансформации ТТ, принятый на стороне п объекта (при выборе коэф-
фициента ТТ надо учитывать, чтобы вторичные номинальные токи су-
щественно не превышали паспортные значения токов 5 А или 1 А).
Сторона с наибольшим вторичным током принимается в качестве ос-
новной, что обеспечивает наименьшую погрешность выравнивания
для реле РНТ-560 и ДЗТ-11.
3. Определяется ток срабатывания реле для основной стороны
трансформатора:
т 'с.з сх^ном.расч' ^ном п' ,, 1П
7С.Р/7 IF ' (6П)
где UH0M расч— номинальное напряжение стороны, соответствующей рас-
четной ступени напряжения. Если расчет защиты выполняется для разных
положений переключателя напряжения трансформатора, то это учитыва-
ется при определении тока срабатывания защиты введением коэффициен-
та * = (1 + A U) и крег = (1 - A U) в числитель выражения (6.11).
97
TAIII
Y^ \TAII -*r
JC4 Н'ТОР1|П
'mi£
Рис. 6.2. Упрощенные схемы дифференциальных защит с реле
РНТ-560 (а) и ДЗТ-11 (б)
4. Находится расчетное число витков для основной стороны:
^осн.расч *■ с.р "с.р*
(6.12)
Если расчетное число витков оказывается дробным, то принимается
ближайшее меньшее целое значение w0CH, что обеспечивает запас по из-
бирательности.
5. Расчетные числа витков для других сторон защиты выбираются
по условиям баланса на реле МДС защиты при внешнем КЗ или нор-
мальном режиме (рис. 6.2, а)
г wi = /,
в.ном I wl " 'в.ном II "11"" 'в.ном III wm>
Щ\ = /»
откуда
^расч п woch v* в.ном.осн ''в.ном
„).
(6.13)
Для неосновных сторон к установке на реле принимается ближай-
шее целое значение ww что обеспечивает наименьшую погрешность
выравнивания.
6. Находится ток срабатывания защиты с учетом составляющей
^нб расч ПРИ КЗ на той стороне, где ток небаланса наибольший, и уточ-
няется по выражению (6.11) ток срабатывания реле.
Если полученное значение тока срабатывания окажется больше ра-
нее найденного, то число витков на основной стороне принимается на
один меньше, а для неосновных сторон принимается ближайшее целое
число витков.
98
Расчет повторяется до тех пор, пока не обеспечится условие
^с.р/ -^c.pO-l)'
где / — номер варианта расчета при изменении м>осн.
7. Чувствительность защиты проверяется при внутренних КЗ в рас-
четных точках:
Ш
где 1ъп — вторичный ток плеча защиты со стороны п трансформатора
при расчетном КЗ (определяется по схемам токораспределения, приве-
денным в [18, 19]). Практически при сбалансированных МДС плеч за-
щит коэффициент чувствительности может быть определен по первич-
ным токам с погрешностью не более 10 %:
ч ~" к.мин с.з — *
6.1.4. Расчет уставок реле типа ДЗТ-11
1. При использовании реле ДЗТ-11 тормозную обмотку включают
обычно на той стороне, КЗ на которой дает наибольший ток небаланса
(например, точка К1, рис. 6.2,6). При этом указанный ток небаланса
при выборе тока срабатывания не учитывается.
2. Определение числа витков w бл, которые устанавливаются на
рабочих обмотках разных сторон для обеспечения баланса МДС на ре-
ле, производится также, как и для реле РНТ (см. п. 6.1.3, подп.1—5).
3. Число витков тормозной обмотки, обеспечивающее надежную от-
стройку реле от тока небаланса при данном виде КЗ, определяется как
'Мнб.расч wpa6 n ,,1П
^торм п иь **
где k3 = 1,5; /торм „ — первичный тормозной ток стороны п трансформа-
тора, на которой включена тормозная обмотка; tg а = 0,75 — тангенс уг-
ла наклона касательной, проведенной из начала координат к нижней
расчетной по избирательности тормозной характеристике (рис. 6.3).
4. Проверка чувствительности защиты при внутренних повреждени-
ях без торможения (например, точка К49 рис. 6.2, б) производится так
же, как и для реле РНТ:
*4 = /rpa6S//7c.pO> (6Л6)
99
Рис. 6.3. К определению чувствительности диф-
ференциальной защиты с реле типа ДЗТ-11 при
наличии торможения
где Fc 0 — МДС срабатывания реле ДЗТ
при отсутствии торможения;
Ш
^раб I ~ iL в л^раб п'
л = 1
о 200 400 600 ^торм,А где 1вп — вторичный ток плеча защиты
при КЗ в расчетной точке; wpa6 n— число
рабочих витков реле на стороне п трансформатора.
5. Чувствительность при внутреннем КЗ с торможением (например,
точка К4 при наличии питания со стороны п = И) производится следую-
щим образом. Первоначально определяется рабочая и тормозная МДС,
подводимые к реле
**раб£> ^торм п ~~ ^вл^торм п '
В дальнейшем на чертеже тормозной характеристики откладывают
точку A (F мп, Fptfi), соответствующую внутреннему КЗ с торможе-
нием. Точку А соединяют с началом координат прямой линией. Пересе-
чение этой линии с верхней расчетной по чувствительности тормозной
характеристикой дает точку Б (рис. 6.3). Проекция точки Б на ось орди-
нат соответствует МДС срабатывания реле Fc p при наличии торможе-
ния для данного расчетного режима.
Коэффициент чувствительности определяется как
^ч=^раб1^с.р^Ь8.
6.2. ПРОДОЛЬНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА С РЕЛЕ ДЗТ-20
6.2.1. Основные характеристики защиты и реле
Дифференциальные токовые защиты с реле типа ДЗТ-20 использу-
ются в качестве основных защит трансформаторов и автотрансформато-
ров (включая защиту этих объектов в составе блоков с генераторами)
от междуфазных повреждений на стороне с изолированной нейтралью и
от всех видов КЗ на сторонах с эффективно заземленной нейтралью.
Защита выполняется в трехфазном трехрелейном исполнении с об-
щим выходом трех фаз у реле ДЗТ-21 и пофазным выходом у реле
ДЗТ-23 для защиты группы однофазных силовых трансформаторов или
автотрансформаторов.
гс.р 0 -
1
Область
1 срабаты-
Г ва
—А
Г //
&Аа
НИЯ
ч
/О 1 Область
4 торможения J
100
У реле ДЗТ-20 применены времяимпульсный способ распознавания
форм дифференциального тока и торможение от второй гармоники, что
обеспечивает повышенную отстройку от бросков намагничивающего то-
ка и переходных токов небаланса и позволяет снизить минимальный ток
срабатывания защиты до 30 % номинального тока трансформатора или
автотрансформатора. Кроме того, у реле ДЗТ-20 для повышения быстро-
действия предусмотрена токовая отсечка, а чувствительный орган имеет
торможение от сквозного тока КЗ, что обеспечивает отстройку от уста-
новившихся токов небаланса. Собственно реле ДЗТ-20 обеспечивает
двухстороннее торможение, но с помощью трехфазных приставок ГТТ-1
для дополнительного торможения создается требуемое многосторон-
нее торможение (стороны п — /,//, III, рис. 6.4). Реле ДЗТ-20 выполне-
но для вторичного номинального тока 5 А и имеет номинальные токи
ответвлений трансреактора 7^К/0ТВН0М на выводах 6-1 (рис. 6.4) соот-
ветственно 2,5; 3,0; 3,63; 4,25; 4,6; 5,0 А при номинальных токах от-
ветвлений в цепях трансформаторов тока ТА1, ТА2, ТАЗ /отвторм на вы-
водах 4-1 (рис. 6.4) соответственно 2,5; 3,0; 3,75; 5,0 А.
Особенностью выполнения дифференциальной защиты с реле ДЗТ-20
по сравнению с реле РНТ-560 и ДЗТ-11 является применение промежу-
точных автотрансформаторов тока ТЫ, TLI1 (рис. 6.4), обеспечивающих
согласование вторичных номинальных токов сторон защиты /в j, /вШ до
величин /g j, /gin , соответствующих уставкам реле ДЗТ-20. Изменение
приведенного вторичного тока в автотрансформаторах тока ТЫ, TLII
происходит за счет различного числа витков, включенных в цепь транс-
/ЛСГ7М/ ТЫ АТ-31 |г
' "T"i ^ QH и И woo тао
У4^ 1А2\ ГФТТФТП I
ДЗТ-20 |
I
I
TLII AT-32
p^^TVTVTVIVTyjVfVTV^N
|2|5|фЫ7|ф|7Ш Л
ооо ТАЯ (ПТ-П
г»т<СТЖ)
тт1Ц taiii"^-твш
2
QUI
Рис. 6.4. Поясняющая схема включения токовых цепей диф-
ференциальной защиты автотрансформатора с реле ДЗТ-20
101
форматоров тока TAI, TAlll (рис. 6.4) и в цепь реле ДЗТ-20, исходя из
баланса намагничивающих сил подводимых и отводимых токов (ток на-
магничивания промежуточных автотрансформаторов тока мал и в ба-
лансе намагничивающих сил не учитывается).
Промежуточный автотрансформатор тока ТЫ типа АТ-31 (рис. 6.4)
выполнен повышающим для увеличения приведенного вторичного тока, в
том числе и при применении трансформаторов тока со вторичным номи-
нальным током 1 А. Условие баланса намагничивающих сил для АТ-31
(рис. 6.4) IBiW{_6 = /B'i>vM1, и, поскольку wuu < wU6, приведенный
ток увеличивается. Комбинацией ответвлений на автотрансформаторе
ТЫ и трансформаторе TAV можно получить с малым шагом до 100 зна-
чений тока срабатывания реле (табл. 6.1).
Промежуточный автотрансформатор тока Till типа АТ-32 (рис. 6.4)
выполнен понижающим для уменьшения приведенного вторичного тока
при вторичных номинальных токах более 5 А. Условие баланса намаг-
ничивающих сил для АТ-32 (рис. 6.4) /jujWj^ = ^111^1-2» и> поскольку
Wj_2 > ^i-5' приведенный ток снижается. Комбинацией ответвлений
на автотрансформаторе ТЫ! и трансреакторе ТА V можно получить с ма-
лым шагом более 100 значений тока срабатывания реле (табл. 6.2).
Для выбранных номинальных ответвлений реле ДЗТ-20 (70ТВ ном —
на трансреакторе ТА V, /отвторм — на трансформаторах тока ТА) преду-
смотрены следующие регулировки уставок срабатывания:
для токовой отсечки — 6 или 9 ступенчато
**С.ОТС~~ ^С.ОТС^ОТВ.НОМ' \Р>1')
для чувствительного органа по цепям срабатывания — от 0,3 до 0,7
плавно
*с.р.мин~ ^с.р.мин'^отв.ном' vp.ioj
для чувствительного органа по цепям торможения — 0,6 или 1,0 сту-
пенчато
^*торм.нач ~~ ^торм.нач.в '^отв.торм * V"* *"'
Отстройка от периодических токов небаланса при сквозных коротких
замыканиях обеспечивается автоматическим увеличением тока срабаты-
вания с помощью тормозной характеристики, приведенной на рис. 6.5.
Тормозная характеристика /*с р (/*торм ) приведена в осях
^*с.р = ^с.р ^отв.ном > (6.20)
102
Таблицаб.1
Номинальные токи для ответвлений автотрансформатора тока типа АТ-31
при подключении к различным ответвлениям трансреактора ТА V
^отв.ном
7Х, а
оСР—
0,37
0,4
0,41
0,43
0,44
0,48
0,49
0,52
0,53
0,54
0,56
0,58
0,6
0,63
0,64
0,65
0,68
0,71
0,72
0,74
0,75
0,76
0,78
0,8
0,81
0,82
0,82
0,85
0,87
0,88
0,89
0,95
0,97
0,97
1,03
1,06
1,1
1,И
1,12
1,2
1,22
1,23
1,28
1,29
№ ответвлений
кТТ |
ГГ~*
1-2
1-2
1-2
1-2
1-3
1-2
1-2
1-2
1-3
1-2
1-3
1-3
1-4
1-3
1-3
1-4
1-2
1-4
1-4
1-2
1-3
1-4
1-4
1-2
1-5
1-3
1-3
1-4
1-4
1-5
1-3
1-4
1-3
1-5
1-5
1-5
1-6
1-4
1-6
1-6
1-4
1-5
1-5
[ 1-4
kTAV
—Mi
1-10
1-9
1-11
1-8
1-11
1-9
1-11
1-8
1-11
1-10
1-8
1-10
1-11
1-9
1-11
1-10
1-11
1-9
1-11
1-10
1-11
1-8
1-10
1-9
1-11
1-10
1-11
1-9
1-11
1-10
1-11
1-10
1-10
1-11
1-8
1-10
1-11
1-8
1-11
1-10
1-11
[ 1-8
1-10
| 1-8
'отв.ном
ТАК А 1
%5 1
2,5
2,5
3
2,5
2,5
3
3,63
3
3,63
3
2,5
3
2,5
3
3,63
2,5
5
2,5
3
5
4,25
2,5
3
5
2,5
4,25
4,6
3
3,63
2,5
5
3,63
5
3
2,5
3
2,5
3,63
2,5
2,5
5
1 3
3,63
| 4,25
'отв.ном
TL,A
пз
1,34
1,38
1,39
1,45
1,49
1,5
1,56
1,58
1,62
1,71
1,74
1,75
1,76
1,84
1,89
1,97
2,02
2,04
2,05
2,1
2,14
2,21
2,21
2,32
2,36
2,39
2,49
2,57
2,66
2,68
2,8
2,84
2,9
3,12
3,14
3,15
3,16
3,41
3,64
3,68
3,92
3,93
3,95
1 4,29
№ ответвлений
кТТ |
Пб
1-6
1-5
1-6
1-7
1-5
1-5
1-6
1-7
1-5
1-7
1-6
1-5
1-5
1-7
1-6
1-8
1-6
1-6
1-7
1-7
1-8
1-7
1-6
1-8
1-8
1-6
1-7
1-3
1-7
1-7
1-6
1-8
1-7
1-8
1-7
1-7
1-7
1-7
1-8
1-7
1-9
1-8
1-8
1-8
kTAV
Ь9
1-11
1-11
1-8
1-11
1-11
1-10
1-9
1-10
1-11
1-9
1-10
1-8
1-9
1-8
1-9
1-11
1-11
1-10
1-9
1-11
1-10
1-8
1-11
1-9
1-11
1-9
1-9
1-10
1-11
1-10
1-8
1-11
1-11
1-10
1-8
1-9
1-10
1-9
1-10
1-8
1-10
1-11
1-9
1-10
* отв.ном
ТАК А
%5
3
4,25
2,5
2,5
4,6
2,5
3
2,5
5
2,5
3,63
4,25
4,6
2,5
3,63
2,5
4,6
4,5
3
3,63
2,5
3
5
2,5
3
4,6
3,63
3
4,6
4,25
5
3,63
5
3,63
4,25
4,6
5
5
4,25
5
4,25
5
4,25
5
103
Таблица6.2
Номг'-альные токи ответвлений автотрансформатора тока типа АТ-32
при подключении к различным ответвлениям трансреактора TAV
'отв.ном
7Х, А
Ш~"~
5,13
5,18
5,31
5,39
5,41
5,44
5,47
5,5
5,61
5,77
5,84
5,88
5,93
6,1
6,19
6,22
6,35
6,41
6,42
6,44
6,6
6,74
6,84
6,94
6,98
6,99
7,17
7,32
7,41
7,49
7,51
7,52
7,6
7,82
7,92
7,97
8,05
8,14
8,25
8,5
8,63
8,76
8,81
№ ответвлений
кТТ |
ПЗ
1-10
1-7
1-6
1-6
1-4
1-3
1-5
1-5
1-7
1-6
1-7
1-4
1-6
1-7
1-8
1-7
1-6
1-5
1-6
1-5
1-9
1-7
1-7
1-6
1-5
1-6
1-8
1-7
1-7
1-8
1-6
1-7
1-5
1-8
1-9
1-8
1-7
1-7
1-10
1-9
1-8
1-8
1-7
к TAV
ЬЗ
1-7
1-4
1-3
1-5
1-3
1-2
1-4
1-2
1-3
1-2
1-5
1-2
1-4
1-2
1-5
1-4
1-5
1-3
1-3
1-4
1-5
1-3
1-5
1-4
1-3
1-2
1-3
1-2
1-5
1-5
1-4
1-4
1-2
1-2
1-5
1-4
1-5
1-3
1-5
1-4
1-3
1-5
1-4
'отв. ном
ТАК А 1
£53 Г
2,5
2,5
3
4,25
5
5
4,25
3,63
2,5
3
3,63
5
3,63
2,5
3
3
5
4,6
3,63
5
2,5
3
4,25
4,25
5
3,63
2,5
3
4,6
3,63
3,63
3,63
5
2,5
3
3
5
3,63
2,5
2,5
3
4,25
4,25
'отв.ном
TL, А
ш~~~
9,2
9,38
9,49
9,53
9,55
9,57
9,61
9,64
9,9
10,0
10,2
10,3
10,32
10,38
10,39
10,41
10,62
11,05
11,2
11,3
11,4
11,5
12,05
12,12
12,2
12,35
12,38
12,5
12,75
13,2
13,3
13,35
13,8
14,01
14,4
14,51
15,0
15,2
15,42
15,60
15,65
15,95
1 16,5
№ ответвлений
кТТ |
Пб
1-9
1-8
1-8
1-7
1-7
1-9
1-6
1-8
1-10
1-9
1-9
1-11
1-7
1-7
1-11
1-8
1-10
1-9
1-7
1-8
1-8
1-10
1-10
1-9
1-7
1-9
1-11
1-10
1-10
1-9
1-11
1-9
1-10
1-10
1-11
1-9
1-10
1-10
1-10
1-8
1-11
1-11
1-10
к TAV
ПЗ
1-3
1-2
1-5
1-3
1-4
1-5
1-2
1-4
1-5
1-2
1-4
1-5
1-3
1-4
1-5
1-3
1-4
1-3
1-3
1-4
1-2
1-3
1-5
1-5
1-2
1-4
1-5
1-2
1-4
1-5
1-4
1-3
1-3
1-5
1-3
1-2
1-2
1-5
1-4
1-2
1-2
1-4
1-5
'отв.ном
ТАК А
5
2,5
3
4,6
4,25
4,6
3,63
5
3,63
3
2,5
3
2,5
4,6
5
2,5
3,63
2,5
3
5
4,25
3,63
2,5
3,63
4,6
5
3,63
3
2,5
3
5
2,5
3,63
3
4,25
2,5
3,63
3
4,6
3,63
5
2,5
3
5
104
Окончание табл. 6.2
'отв. ном
7Z, А
167
16,9
17,0
17,25
17,51
18,05
18,15
18,4
18,75
18,95
19,25
19,52
19,55
20,0
№ ответвлений
кТТ
1-10
1-9
1-9
1-11
1-11
1-10
1-10
1-9
1-11
1-11
1-11
1-10
1-10
1-9
кТАУ
1-3
1-3
1-4
1-3
1-5
1-4
1-2
1-3
1-2
1-5
1-4
1-3
1-4
1-2
'отв. ном
ТАК А
3,63
4,6
5
■з
4,25
4,25
3,63
5
3
4,6
3,63
4,25
4,6
5 J
'отв.ном
7Х, А
20,6
20,9
21,2
21,25
22,6
22,7
23,0
24,4
24,6
25,0
26,6
28,8
31,3
№ ответвлений
кТТ
1-11
1-11
1-10
1-10
1-11
1-11
1-10
1-11
1-11
1-10
1-11
1-11
1-11
к ТАК
1-5
1-3
1-4
1-2
1-4
1-2
1-2
1-4
1-3
1-2
1-2
1-3
1-2
'отв. ном
ТАК А
5
3,63
5
4,25
4,25
3,63
4,6
4,6
4,25
5
4,25
5
5
•с.р
4
3
2
К
У 1
1
\ 1
7*раб' j
i
*торм'
у/К
торм
*торм = 0'3
1
0,9
О / 2
" *торм.нач
5/,
*торг:
Рис. 6.5. Тормозные характеристики реле ДЗТ-20
/♦
торм
0,5 £(/.
торм.в п отв.торм
*>
(6.21)
и состоит из горизонтального и наклонного участков характеристики
с координатами точки перегиба (/*срмин> ^*торм.нач)- Наличие гори-
зонтального участка повышает чувствительность защиты при внут-
ренних повреждениях с торможением. Наклон характеристики опре-
деляется коэффициентом торможения, который может плавно регули-
роваться от 0,3 до 0,9, и в реальной расчетной области /*торм ^ 2 опре-
деляется выражением
К
'♦ер"'*
с р.мин
торм
♦торм *торм.нач
(6.22)
105
6.2.2. Расчет уставок срабатывания с балансировкой токов плеч
на автотрансформаторах тока
В отличие от методик расчета дифференциальной защиты с реле
РНТ-560 и ДЗТ-11 расчет защиты с реле ДЗТ-20 дополнительно учиты-
вает наличие выравнивающих автотрансформаторов тока, возможность
изменения параметров срабатывания реле и специфику выполнения
тормозной характеристики. Эти особенности выполнения защиты по-
зволяют сразу (а не подбором вариантов) выбирать ответвления авто-
трансформаторов тока и элементов реле ДЗТ-20 из условия баланса на-
магничивающих сил плеч защиты по номинальным параметрам, а затем
однозначно определять уставки срабатывания защиты и реле.
Ток срабатывания защиты с реле ДЗТ-20 выбирается аналогично за-
щите с реле РНТ-560 и ДЗТ-11 по большему из значений, полученных по
(6.1) и (6.2). При этом в (6.1) коэффициент отстройки от режимов броска
намагничивающего тока и переходных токов небаланса при внешних КЗ
для реле ДЗТ-21 принимается котс = 0,3, а для автотрансформаторов но-
минальный ток определяется по проходной мощности. В (6.2) коэффици-
ент запаса по избирательности принимается равным к3- 1,5.
При расчете защиты учитывается, что тормозная характеристика ре-
ле имеет два участка, и отстройка от переходных и установившихся ре-
жимов внешних КЗ должна производиться как для режима без торможе-
ния, по которому определяются /срмин, ^торм.нач.в» так и для режима
с торможением, по которому определяется коэффициент торможения.
Рекомендуется [19] следующая методика расчета.
1. Определяются по (6.9) расчетные первичные токи и находятся по
(6.10) вторичные номинальные токи в плечах защиты для всех сторон
защищаемого объекта.
2. Выбираются ответвления автотрансформатора тока TL для основ-
ной стороны (например, сторона основного питания) по табл. 6.1 или 6.2
по условию
^отв.ном.осн TL ~ ^в.ном.осн' \р.4э)
где /отв ном осн TL — значение тока автотрансформатора тока для основ-
ных ТТ защиты; для выбранного тока в табл. 6.1 или 6.2 дается значение
тока трансреактора реле ^0твномосн тауи указываются соответствующие
ответвления автотрансформатора тока и трансреактора. При отсутствии
выравнивающих автотрансформаторов тока на основной стороне
'отв.ном.осн TAV — "*в.ном.осн * \Р-£Ч)
106
3. Определяются расчетные значения токов ответвлений автотранс-
форматоров тока (при их отсутствии трансреактора реле ТА V) для неос-
новных п сторон защиты
^отв.расч л~ ^в.ном hv'otb.hom.och'^в.ном.осн
). (6.25)
4. Выбираются ответвления автотрансформаторов тока TL для неос-
новных п сторон по табл. 6.1 или 6.2
* отв.ном п — * отв.расч п» ip.zo)
для выбранного тока в табл. 6.1 и 6.2 дается значение тока трансреакто-
ра реле /отвном п тауи указываются соответствующие ответвления авто-
трансформатора тока и трансреактора.
5. Определяются типы автотрансформаторов тока (АТ-31, АТ-32) и
их коэффициенты трансформации по данным табл. 6.1 и 6.2
KTLnz=IoibMOM ТТл^отв.ном ТАУп' (6.27)
6. Находятся расчетные токи ответвлений трансформаторов тока
* отв.торм.расч п~~ * в.ном n'^TLn' VO.zoj
7. Выбираются номера ответвлений и соответствующие номиналь-
ные токи трансформаторов тока ТА реле (и приставки ПТ-1)
^отв.торм.ном п — ^отв.торм.расч п *
(6.29)
8. По схеме включения тормозных обмоток в плечах защиты выби-
рается относительный тех начала торможения:
торможение осуществляется от всех плеч защиты /*нач.торм = *»
торможение осуществляется не от всех плеч защиты /*нач торм = 0,6.
9. Определяется первичный тормозной ток, соответствующий нача-
лу торможения
п
торм.нач п ' ном 2L ток /Л отв.торм.ном п отв.торм.расч п'» vO.JUj
I
где ктокп = /Кй//К£ — коэффициент распределения тока внешнего КЗ
по сторонам п объекта (в долях от полного тока сквозного КЗ в расчет-
ной точке).
10. Находится первичный ток небаланса в режиме, соответствующе-
му началу торможения
^нб.торм.нач ~~ * нб Z торм.нач п > (O.J lj
107
где
/*
нб!
( п п-\ \
к к г + Х MJ к +VA/i
пер одн^ Zrf п ток п L я мя
VI I У
(6.32)
— относительный суммарный ток небаланса; £пер =1,0 — коэффициент,
учитывающий переходной режим; кот = 1 — коэффициент однотипно-
сти ТТ; е = 0,05 — относительная полная погрешность ТТ; AUn— отно-
сительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на
стороне я, принимается равной половине диапазона регулирования;
п ~ ^ отв.расч п ~~ отв.ном и) ' отв.расч п \0.jj)
— погрешность выравнивания на неосновной стороне (л— 1) объекта.
11. Определяется начальный первичный ток срабатывания чувстви-
тельности органа защиты по большему из двух условий:
а) отстройка от первичного тока небаланса в режиме начала тормо-
жения
'с.з.мин ~ *з^нб.торм.нач> VO.J4)
б) отстройка от броска тока намагничивания и переходных токов
внешних КЗ
7с.з.мин= °>3/ном- (6-35)
12. Определяется относительный начальный ток срабатывания
чувствительного органа при отсутствии торможения на расчетной сто-
роне объекта
Т _ с.з.мшЛ ср.ном ном п) сх ((. --.
7*с.з.мин ~ "Р—"Р 7 • (0.36)
г^1п£^Т1п1отв.номп
13. Определяется максимальный расчетный ток небаланса при
внешнем трехфазном КЗ на стороне, обеспечивающей наибольший ток
небаланса,
^нб.расч = ^нбхЛс.макс' (6.37)
где /*HQ % определяется по (6.32) при &пер= 2; е = 0,1.
14. Находится коэффициент торможения защиты
„ _ з *нб.расч^ в.ном.осн отв.ном.осн' *с.р.мин //: iq\
торм~о?е7 и 77 ГГ7 ' ( }
' *торм.расч /Л отв.торм.расч п отв.торм.ном п' *торм.нач
108
где i*HgpaC4 ^нб.расч/ ном' ^*торм.расч п к.макс ток л ном относи-
тельный расчетный тормозной ток стороны п\ к3 = 1,5 — коэффициент
запаса по избирательности.
15. Определяется первичный ток срабатывания отсечки по условию
отстройки от максимального первичного тока небаланса при расчетном
внешнем трехфазном КЗ
^с.отс.расч ~~ *з'*нб£*к.макс> (6.39)
где к3 - 1,5 — коэффициент запаса по избирательности; /*но-£ — отно-
сительный суммарный ток небаланса определяется по (6.32) при кт =
= 3; 8 = 0,1.
16. Находится относительное расчетное значение тока срабатывания
отсечки
т _ с.отс.расч *сх ((. лт
у*оТС.расч J jFjF- • &А")
отв.ном.осн / TL
Принимается к установке ближайшее большее значение уставки
(6 или 9).
17. Определяется коэффициент чувствительности защиты (ее чувст-
вительного органа) [19]
Лт) ,(т)
Am) к.мин сх п ,г АЛ.
4 = Т7^' (б,41)
сз *сх п
где 1^ м^н — минимальный ток КЗ на стороне п объекта при расчетном
(aw) виде повреждения в зоне защиты.
Отношения к^п/к^хп составляют: при трехфазных КЗ — 1; при
двухфазных КЗ на стороне звезды — 2/л/З, на стороне треугольника — 1;
при однофазном КЗ— 1/^3 [19].
6.2.3. Методика расчета защиты с балансировкой намагничивающих сил
плеч на трансреакторе реле
Выравнивающие автотрансформаторы тока позволяют изменять ко-
эффициент трансформации токов в плечах защиты, а реализация диффе-
ренциального принципа защиты осуществляется в трансреакторе реле
(аналогично реле РНТ-560 и ДЗТ-11) путем взаимной компенсации (ба-
109
лансировки) МДС плеч защиты при внешних КЗ. Поскольку промежу-
точные автотрансформаторы тока обеспечивают более 100 комбинаций
отводов и коэффициентов трансформации, то с их помощью можно по-
лучить соответствие приведенных к реле вторичных токов номиналь-
ным токам ответвлений трансреактора реле с погрешностью 2—3 %.
Это обеспечивает практическую сбалансированность плеч защиты, что
упрощает расчет уставок.
Кроме того, поскольку все параметры реле даны для вторичных то-
ков, то расчет уставок срабатывания защиты и реле целесообразно вес-
ти по токам, приведенным ко вторичной стороне защиты. При этом ис-
пользуются следующие расчетные выражения.
1. Отстройка от броска намагничивающего тока, возникающего при
включении трансформатора или автотрансформатора на холостой ход
или при восстановлении напряжения после отключения КЗ, а также от
переходных токов небаланса при внешних КЗ
^С.р " ^ОТС^В.НОМ.ОСН ' (6.42)
где котс = 0,3 — коэффициент отстройки от режимов подп. 1 для реле
ДЗТ-21; /в ном осн— вторичный ток стороны защиты, принятой в качест-
ве основной, определяется по (6.10).
При выборе основной стороны для уменьшения погрешности реко-
мендуется принимать сторону с наибольшим вторичным током. При на-
личии выравнивающих автотрансформаторов тока TL выбор основной
стороны должен производиться по приведенным к реле вторичным но-
минальным токам
7в.ном п = Aj.hom n/KTL n ' (6-43)
где К TL n— коэффициент трансформации выравнивающего автотрансфор-
матора тока TL определяется по данным табл. 6.1 и 6.2 по формуле (6.27).
На стороне, где выравнивающие автотрансформаторы тока не уста-
навливаются, /в ном п = /в ном п и ответвления на трансреакторе ТА V вы-
бираются по формуле
Лггв.ном TAV- Aj.hom • (6.44)
Условие (6.44) позволяет выполнить на реле минимальную уставку
/*с = 0,3 (а не несколько большее значение), но при этом может возрас-
тать погрешность выравнивания на неосновной стороне. Поэтому, если
значения токов в (6.44) отличаются менее чем на 5 %, то выбирается
ближайшее /отв ном TAV. Если же значения токов различаются на 0,5 А и
ПО
более, то для снижения погрешности выравнивания и на этой стороне
целесообразно установить выравнивающие автотрансформаторы тока.
Поскольку наличие выравнивающих автотрансформаторов тока
позволяет сбалансировать намагничивающие силы на трансреакторе
ТА V достаточно хорошо, то выбор основной стороны не сказывается
существенно на погрешности выравнивания. Поэтому в качестве ос-
новной стороны удобно принять сторону питания, что упрощает рас-
чет чувствительности защиты. При наличии на стороне питания вы-
равнивающих автотрансформаторов тока подбор ближайших ответв-
лений (см. табл. 6.1 и 6.2) следует производить для значений KTL,
обеспечивающих больший приведенный вторичный ток.
2. Отстройка от расчетного периодического тока небаланса внешне-
го КЗ
'с.р = *з'нб.расч.в» (6.45)
где к3 = 1,5 — коэффициент запаса по избирательности для реле ДЗТ-21;
/нб расч в — ток небаланса дифференциальной защиты в расчетном ре-
жиме, приведенный к реле для основной стороны.
Расчетный ток небаланса определяется как сумма трех составляю-
щих, пропорциональных периодической составляющей тока КЗ
нб.расч.в ~~ нб.расч.в нб.расч.в нб.расч.в' vO.hoj
Составляющая /нб в обусловлена погрешностью трансформато-
ров тока
нб.расч.в ~" пер одн^ к.расч.в» \У-^/)
где Лпер = (1—3) — коэффициент, учитывающий переходной режим;
кот = 1,0 — коэффициент однотипности трансформаторов тока; ^ —
относительная полная погрешность трансформаторов тока;
^к.расч.в = ^к расч *сх.осн ^К1осн KTLосн ^ (6.48)
— полный ток внешнего КЗ в расчетном режиме, приведенный к реле
для основной стороны.
Составляющая /н'брасчв обусловлена регулировкой коэффициента
трансформации силового трансформатора (автотрансформатора) после
того, как защита была сбалансирована на средних отпайках. Эта состав-
111
ляющая определяется как сумма токов небаланса на сторонах, где име-
ется регулирование
С.расч.в=ХДЧЛ.расч.вИ' (6-49)
I
где AUn — относительная погрешность регулирования напряжения,
принимаемая равной половине диапазона регулирования на стороне п
трансформатора; /красчв/7— ток внешнего КЗ, протекающий по сто-
роне п трансформатора в расчетном режиме и приведенный к реле для
основной стороны.
Составляющая /н'брасчв обусловлена неточным соответствием рас-
четных вторичных токов неосновных сторон защиты, принятым от-
ветвлениям трансреактора для этих сторон. Эта составляющая опреде-
ляется как алгебраическая сумма погрешностей выравнивания неос-
новных сторон
п-\
^нб.расч.в = X AAiAc.pac4.nw» (6.50)
I
^ отв.расч п отв.ном п) отв.расч п
(6.51)
— погрешность выравнивания стороны п трансформатора;
^отв.расч п "'отв.ном.осн .ном я' в.ном.осн' \Ь.Ы)
— расчетное значение тока ответвления на стороне п трансформатора
ТА V; /отв ном п — принятые ответвления трансформатора ТА V на неос-
новных (п) сторонах; /красчвл— ток внешнего КЗ, протекающий по
стороне п трансформатора в расчетном режиме и приведенный к реле
для основной стороны.
3. Выбор минимального тока срабатывания реле производится по
большему из условий (6.42) и (6.45). При этом периодический ток неба-
ланса определяется для режима отсутствия торможения, когда ток
внешнего КЗ [см. (6.48)] принимается равным току начала торможения
(^красч= ^торм нач)» а относительная полная погрешность трансформа-
торов тока не превышает 0,05. При определении составляющих тока
небаланса /н'б расч в по (6.49) и /н'брасч в по (6.50) распределение пол-
ного тока внешнего КЗ по сторонам трансформатора (1К расч п) прини-
мается для расчетного случая, обеспечивающего наибольший суммар-
ный ток небаланса.
112
4. Выбор относительного тока начала торможения определяется схе-
мой включения тормозных обмоток в плечах защиты:
торможение осуществляется от всех плеч защиты ^*нач.торм = *
торможение осуществляется не от всех плеч защиты ^*нач торм = ®£
Подбор ответвлений трансформаторов тока ТА реле ДЗТ-20 произво-
дится по приведенному вторичному току
отв.торм п в.ном п ' \p.j3)
На трансформаторах тока ТА принимаются ближайшие к 1'ъ ном п от-
ветвления /отв торм п. Для этого случая рекомендуется принимать
ДЛЯ i*Ha4 торм ~~ * ^торм.нач ~~ ^ном.осн'
•^ля * нач. торм ~ "& торм.нач — *>^ ном.осн *
5. Коэффициент торможения реле ДЗТ-20 определяется по (6.22)
в расчетном режиме внешнего КЗ, при котором А^то получается макси-
мальным. Из (6.22) следует, что расчетный режим должен соответство-
вать максимальному току небаланса по (6.46), (6.45) и минимальному
суммарному току торможения по (6.21) в режиме сквозного КЗ, когда
к.расч.в п ~ торм.в п '
6. Ток срабатывания отсечки определяется по большему из токов,
найденных по (6.42) и (6.45). При этом в (6.42) принимается котс = 6, ес-
ли приведенные вторичные токи примерно соответствуют ответвлениям
рабочей цепи трансреактора TAV (/отном„ = 4НомД и *отс = 9> если
выбранные ответвления существенно меньше приведенного вторичного
номинального тока. При отстройке от периодических токов небаланса в
(6.45) принимается к3 = 1,5 и вводится сомножитель кпер) учитывающий
переходный процесс, поскольку отсечка реагирует на среднее значение
напряжения трансреактора ТАК Значения кп зависят от группы соеди-
нения и типа высоковольтных трансформаторов тока. При наиболее ха-
рактерном соединении трансформаторов тока по сторонам защиты
в звезду и треугольник и однотипных трансформаторах тока (только
встроенных или только выносных) к = 2,5, при разнотипных транс-
форматорах тока £пе =3,0.
7. Коэффициент чувствительности защиты (чувствительного органа)
определяется при внутренних металлических КЗ при отсутствии и нали-
чии торможения в расчетных режимах, соответствующих минимальным
113
значениям кч. Выбор расчетных режимов производится так же, как и
для защит с реле РНТ-560 и ДЗТ-11.
При внутренних КЗ без торможения коэффициент чувствительности
определяется как
*ч=-^>2,0, (6.54)
*с.р.мин
п
где 7*Раб = Х^к.мин.в/^тв.ном.осн) — приведенный рабочий (диффе-
I
ренциальный) ток реле; /кмин.Вл— ток внутреннего КЗ в минимальном
режиме, протекающий по стороне п трансформатора и приведенный
к реле для основной стороны.
Необходимо отметить, что использование выравнивающих транс-
форматоров тока TL позволяет сбалансировать вторичные токи защит
достаточно точно. Это приводит к тому, что относительные токи сраба-
тывания реле для различных сторон
'♦с.р.мин — ^c.pw '^отв.ном п
будут практически одинаковы и их отдельное вычисление не требуется.
Кроме того, при сбалансированности плеч защиты суммарный рабочий
ток реле с погрешностью менее 5 % равен приведенному вторичному
току полного тока внутреннего КЗ, поэтому оценку чувствительности
защиты при отсутствии торможения можно производить по первичным
токам с учетом схемы соединения ТТ на сторонах защиты [19]
2/(2) (1)
Уз/С3 7з/сд
где /с 3= Ic.pkIochKtloch ^сх.осн — ток срабатывания защиты.
При наличии торможения коэффициент чувствительности определя-
ется по графику тормозной характеристики, для чего на рис. 6.5 нано-
сится точка А с координатами (/*раб> ^*ТОрм)' К0Т0Рая соединяется с на-
чалом координат. Прямая А О является геометрическим местом точек,
соответствующих изменяющемуся переходному сопротивлению в месте
КЗ (от 0 до оо). Поскольку эта прямая во всех случаях пересекает гори-
зонтальный участок тормозной характеристики (что соответствует сра-
батыванию защиты на пределе чувствительности), то коэффициент чув-
ствительности определяется по (6.36), но требования к нему в соответ-
ствии с ПУЭ [1] снижены до 1,8.
114
Отметим, что для реле ДЗТ-20 при выборе /с 3 = 0,3 /ном чувствитель-
ность защиты обеспечивается с большим запасом, и контрольную про-
верку чувствительности следует производить в минимальном режиме,
при КЗ за наибольшим сопротивлением трансформатора или автотранс-
форматора и неблагоприятном коэффициенте трансформации.
Чувствительность дифференциальной токовой отсечки не опреде-
ляется, так как она является вспомогательным элементом, предназна-
ченным дублировать чувствительный орган защиты при больших
кратностях тока КЗ, когда последний может работать с недопустимым
замедлением.
Рекомендуется следующий порядок расчета.
1. Определяются первичные номинальные токи для всех п сторон за-
щищаемого оборудования по (6.9).
2. Определяются вторичные номинальные токи плеч защиты по (6.10).
3. Выбираются ответвления промежуточных автотрансформаторов
тока TL, ближайшие к значениям вторичных номинальных токов сторон
защиты по табл. 6.1 и 6.2, при которых рекомендуемые ответвления на
TAVбудут больше.
4. Выбираются ответвления на трансреакторе TAV на сторонах, где
отсутствуют промежуточные автотрансформаторы тока по (6.44).
5. Определяется коэффициент трансформации автотрансформаторов
тока KTL n по (6.27).
6. Находятся вторичные номинальные токи, приведенные к реле
7в.ном* ПО (6.43).
7. Выбирается основная сторона защиты по большему из токов
/р ном п с учетом замечаний п. 6.2.3 (подп. 1).
8. Находятся расчетные значения ответвлений трансреактора TAV
для неосновных сторон защиты по (6.52).
9. Выбираются ответвления трансреактора ТА V для неосновных сто-
рон и определяются по (6.51) А1п — относительные погрешности вы-
равнивания для этих сторон.
10. Определяются стороны, на которых используется торможение, на-
ходятся по (6.53) номинальные ответвления трансформаторов тока ТА и
принимаются токи начала торможения в соответствии с п. 6.2.3 (подп. 4).
11. Находится минимальный ток срабатывания реле по большему
из значений, полученных по (6.42) и (6.45). При определении состав-
ляющих токов небаланса по (6.49) и (6.50) значение /к расч в находится
по (6.48) при /к расч = /нач торм и токораспределению внешнего КЗ по
115
сторонам защиты в режиме, обеспечивающем наибольший суммарный
ток небаланса.
12. Определяется по (6.18) относительный минимальный ток сраба-
тывания /*с мин для выполнения уставки на реле.
13. Находится коэффициент торможения защиты по (6.22). Входя-
щие в (6.22) значения /*с р и /*торм определяются по (6.20), (6.45) и
(6.21) в режиме сквозного КЗ при токораспределении по сторонам
объекта, обеспечивающим наибольший ток небаланса при минималь-
ном торможении.
14. Определяется ток срабатывания отсечки по большему значению из
(6.42) и (6.45) в расчетных режимах с учетом замечаний п. 6.2.3 (подп. 6).
Находится по (6.17) относительный ток срабатывания и принимается к
установке ближайшее большее значение.
15. Вычисляются по (6.54), (6.55) значения коэффициентов чувст-
вительности при внутренних КЗ в расчетных точках с минимальными
токами.
6.3. МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
6.3.1. Особенности выполнения защиты
Выбор схем выполнения защиты [18] производится в зависимости от
типа защищаемого оборудования (трансформатор или автотрансформа-
тор), числа обмоток и схемы питания (одностороннее или двухстороннее).
1. Для двухобмоточных трансформаторов защита устанавливается
на стороне питания (ВН) и выполняется в двухрелейном исполнении
с соединением ТТ в треугольник для повышения чувствительности.
Первоначально рассчитывается МТЗ без пуска по напряжению, а если
чувствительность недостаточна, то применяют пуск по напряжению с
помощью двух блокирующих реле напряжения, включенных соответст-
венно на междуфазное напряжение и напряжение обратной последова-
тельности. Если на стороне низшего напряжения (НН) имеется сдвоен-
ный реактор или обмотка НН расщеплена (и имеет токоограничиваю-
щие реакторы), то в цепи каждого ответвления устанавливается отдель-
ная МТЗ, как правило, с пуском по напряжению. Защита действует
с двумя выдержками времени: с первой выдержкой отключается выклю-
чатель ответвления НН, со второй — все выключатели объекта.
2. Для трехобмоточных трансформаторов с односторонним питани-
ем МТЗ с комбинированным пуском по напряжению устанавливается на
стороне питания (ВН) и выполняется в трехфазном трехрелейном ис-
полнении. Для повышения чувствительности комбинированный пуск по
116
напряжению осуществляется со стороны среднего (СН) и низшего (НН)
напряжения. Кроме того, для резервирования присоединений СН и НН
на этих сторонах также устанавливаются МТЗ (как правило, с пуском
по напряжению). Защита на стороне НН действует с двумя выдержками
времени: с первой выдержкой времени отключается выключатель на
стороне НН присоединения трансформатора, со второй выдержкой вре-
мени отключаются все выключатели трансформатора. Защита на сторо-
не СН действует с тремя выдержками времени: с первой — отключается
секционный выключатель стороны СН, со второй выдержкой времени
отключается выключатель стороны СН, с третьей — все выключатели
трансформатора. Защита на стороне ВН согласуется по времени с защи-
тами сторон НН и СН и имеет наибольшую выдержку времени.
3. Для трехобмоточных трансформаторов с двухсторонним питани-
ем МТЗ с комбинированным пуском по напряжению устанавливается на
каждой стороне трансформатора (при наличии на стороне НН сдвоенно-
го реактора на каждом ответвлении реактора). Блокировка по напряже-
нию осуществляется со стороны НН и СН. Защиты на сторонах ВН и
СН резервируют как основные защиты трансформатора, так и отходя-
щие присоединения своей стороны. Выдержки времени защит осущест-
вляются аналогично защитам трехобмоточных трансформаторов с одно-
сторонним питанием.
4. Для автотрансформаторов понижающих подстанций в качестве
резервной защиты от междуфазных повреждений применяют макси-
мальную токовую защиту обратной последовательности с приставкой
для действия при симметричных КЗ. Поскольку автотрансформаторы
имеют, как правило, двухстороннее питание, эта защита чувствительна
к несимметричным повреждениям в прилегающих сетях ВН и СН. По-
этому наряду с резервированием междуфазных повреждений в авто-
трансформаторе защита резервирует дифференциальные защиты оши-
новок и несимметричные КЗ на примыкающих линиях сетей ВН и СН.
МТЗ обратной последовательности с приставкой для действия при сим-
метричных КЗ выполнена одноступенчатой с подключением токовых
цепей к ТТ, встроенным на стороне ВН автотрансформатора. Цепи на-
пряжения подключаются к трансформаторам напряжения стороны ВН.
Защита выполняется направленной в сторону сети ВН, имеющей мень-
шие выдержки времени резервных защит по сравнению с выдержками
времени резервных защит сети СН. В сторону сети СН защита действу-
ет как ненаправленная, но с большими выдержками времени. На каждой
стороне автотрансформатора ВН и СН защита действует с тремя вы-
держками времени: с первой выдержкой времени, большей выдержек
времени резервных защит примыкающей сети, отключается шиносоеди-
117
нительный или секционный выключатель, со второй — выключатель
автотрансформатора соответствующей стороны, с третьей — все вы-
ключатели автотрансформатора.
Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напря-
жению дополнительно устанавливается на стороне НН автотрансформа-
тора, так как МТЗ обратной последовательности имеет недостаточную
чувствительность к КЗ на стороне НН. Для увеличения зоны действия
защиты токовые реле подключают к встроенным ТТ на стороне НН ав-
тотрансформатора, блокировка по напряжению осуществляется со сто-
роны НН. При наличии на стороне НН регулировочных устройств и
сдвоенного реактора на каждом ответвлении реактора к секциям НН до-
полнительно устанавливается отдельная МТЗ с комбинированным пус-
ком по напряжению, выполняемая так же, как и для стороны НН транс-
форматоров.
6.3.2. Расчет уставок срабатывания максимальной токовой защиты
1. Ток срабатывания МТЗ без пуска по напряжению отстраивается
от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной
нагрузки
/с з = (к3/кв)кс /нагрмакс, (6.56)
где к3= 1,2 — коэффициент запаса по избирательности; кв = 0,8 — ко-
эффициент возврата реле РТ-40; кс — коэффициент самозапуска, учи-
тывающий увеличение тока заторможенной двигательной нагрузки
после восстановления напряжения (определяется расчетом); при выпол-
нении курсового проекта можно принять кс = (1,5—2,5);/н мак~макси~
мальный ток нагрузки обычно принимается равным номинальному току
трансформатора.
2. Коэффициент чувствительности защиты определяется при двух-
фазном металлическом КЗ в минимальном режиме
*4='Sh„/'c3- (6-57)
При выполнении МТЗ функции основной защиты шин — кч> 1,5;
при выполнении защиты функции резервирования смежных элементов —
кч= 1,2 при КЗ в конце зоны резервирования.
3. Выдержка времени защиты выбирается по условиям согласова-
ния с временем действия /с 3 см чувствительных защит резервируемых
элементов
'с.з='с.з.сМ+4'- (6-58)
118
4. Ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению отстраивается от
номинального тока трансформатора или автотрансформатора Хноьл на
стороне, где установлена защита
'с.з=(*з/*.).1ном- (6-59)
Значения коэффициентов к3 и кн такие же, как и в подп. 1.
5. Напряжение срабатывания пускового органа минимального на-
пряжения, выполненного в виде реле, включенного на междуфазное на-
пряжение, определяется по условиям возврата реле после отключения
внешнего КЗ
^.э<Ц.ин/(*з*А.). (6-60)
а также по условиям отстройки от токов самозапуска двигательной на-
грузки при восстановлении напряжения
Ц,з<^смин/*в> (6-61)
где кв= 1,2 — коэффициент возврата для реле минимального напряже-
ния; UMliH — минимальное междуфазное напряжение после отключения
внешнего КЗ; Uc мин — минимальное междуфазкое напряжение в усло-
виях самозапуска при восстановлении напряжения (при выполнении
курсового проекта можно принять £/мин= 0,9£/ном £/с>мин= 0,7£'ном).
6. Напряжение срабатывания пускового органа по обратной последо-
вательности комбинированного пуска по напряжению принимается рав-
ным минимальной уставке фильтр-реле
Ч/2сз=0,06С/ном. (6.62)
7. Чувствительность защиты проверяется при двухфазном КЗ в кон-
це зоны резервирования (при выполнении курсового проекта — на ши-
нах НН объекта):
для токового органа
(6.64)
для минимального реле напряжения
*4lJ ~ ^с.з' ^з.макс
для фильтр-реле напряжения обратной последовательности
*чС/2=У2з.мин/£/2с.з» (б-б5>
где U3 макс и U2 з мин — расчетные значения напряжения в месте уста-
новки защиты при КЗ в конце зоны резервирования (при выполнении
119
курсового проекта U3 макс и U2 змш определяются на шинах в месте ус-
тановки защиты).
Значения нормируемых коэффициентов чувствительности для (6.64)
и (6.65) такие же, как и для токового органа (см. подп. 2).
6.3.3. Расчет уставок срабатывания максимальной токовой защиты
обратной последовательности
1. Первичный ток срабатывания защиты отстраивается от тока на
выходе фильтра обратной последовательности при максимально воз-
можной нагрузке автотрансформатора
/2с.з==(^з/^в)(^нб/нагр.макс +/2нес)> (6-66)
где к3 = 1,2 — коэффициент запаса избирательности; къ = 0,8 — коэффи-
циент возврата исполнительного органа фильтр-реле обратной последо-
вательности; кнб = 0,03 максимальный коэффициент небаланса фильтр-
реле обратной последовательности; /нагр макс — максимально возмож-
ный ток нагрузки автотрансформатора; 12 нес — ток обратной последо-
вательности, обусловленный спецификой работы электроприемников
рассматриваемой сети.
2. Согласование с защитами линий по току обратной последователь-
ности, эквивалентному уставкам срабатывания защит линий,
h с.з = *з ^2 расч > (6.67)
где к3 - 1,1 — коэффициент запаса по избирательности; /2раСч — ток °^"
ратной последовательности в месте установки защиты в условиях, когда
защита, с которой производится согласование, находится на грани сра-
батывания; рассматриваются режимы, при которых обеспечивается наи-
больший ток срабатывания 12 расч .
Согласование с защитами смежных линий рекомендуется произво-
дить для сетей с эффективно заземленной нейтралью с чувствитель-
ными ступенями земляных защит, а для сетей с изолированной ней-
тралью — с чувствительными ступенями дистанционных или макси-
мальных токовых защит.
При согласовании с земляными защитами смежных линий (70 с.з.см)
рассматриваются режимы однофазного КЗ, двухфазного КЗ на землю и
длительный неполнофазный режим смежной линии [19].
120
>и однофазном КЗ
2 расч
"2л
"О л.см
•и двухфазном КЗ на землю
/(1Л) =к
'2 расч Ки
и2л
и0 л.см
*1
*±
1 С.З.СМ
"1 '
С.З.СМ
1
х01
*21
При неполнофазном режиме работы
(неп) = , А) с.з.см *0£
12 расч к2 ток Ч ~ '
(6.68)
(6.69)
(6.70)
где «2л = п\п— доля тока, протекающая через выбираемую защиту
в расчетном режиме, определяется по схеме замещения прямой после-
довательности; «ол см — доля тока> протекающая через смежную за-
щиту в расчетном режиме, определяется по схеме замещения нулевой
последовательности; kn = 1,2 — коэффициент, учитывающий влияние
переходных сопротивлений в месте КЗ; x2i (*ц) и *oi — результи-
рующие сопротивления обратной (прямой) и нулевой последователь-
ностей при металлическом КЗ в конце смежной линии; &2ток— макси-
мальный коэффициент токораспределения, равный отношению токов,
протекающих через выбираемую защиту, к току смежной защиты в
режиме каскадного отключения.
Из приведенных условий (6.68)—(6.70) расчетным обычно является
(6.69). При выполнении курсового проекта с запасом в сторону избира-
тельности можно принять
/2сз=(1,5-2,0)/0сзсм. (6.71)
Если при выполнении курсового проекта уставки земляных защит
смежных линий не выбирались, то значение /2расч в (6-47) находится
как ток обратной последовательности, протекающий через выбираемую
защиту при несимметричном КЗ в конце смежной линии.
Отстройка от неполнофазного режима на смежной линии обеспечи-
вается с запасом при /2с3 > 0,75/нагрмакссм.
Согласование с дистанционными защитами смежных линий сети НН
рассмотрено в [19]. При выполнении курсового проекта согласование
121
производится с МТЗ смежных линий сети НН, значение 12 расч определя-
ется через ток срабатывания /с 3 см МТЗ отходящих линий
72 расч = к2 ток^.з.сл/^3 ' (6.72)
где к2 ток — то же, что и в (6.70).
3. Чувствительность выбираемой защиты проверяется при металли-
ческом междуфазном КЗ в конце смежной линии
*ч=/22выб^2с,^Ь2. (6.73)
При выполнении курсового проекта оценку чувствительности допус-
тимо произвести при двухфазном КЗ на шинах СН и ВН.
Приведенные условия выбора уставок защит обратной последова-
тельности автотрансформатора являются расчетными для смежной сети
СН. При согласовании с защитами сети ВН расчетные значения уставок
получаются существенно меньше из-за малых значений А2ток> "2л> и
при выполнении курсового проекта согласование со смежными защита-
ми сети ВН не производится.
6.4. ДИСТАНЦИОННЫЕ ЗАЩИТЫ АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
6.4.1. Особенности выполнения защит
1. Выбор схем выполнения защиты зависит от уровня напряжения,
схемы и длин линий смежных сетей ВН и СН с учетом необходимости
решения следующих задач:
а) согласования смежных защит линий высшего или среднего напря-
жения с защитами автотрансформаторами;
б) обеспечения дальнего резервирования в сетях ВН и СН;
в) частичного резервирования основных защит автотрансформатора.
2. Для автотрансформаторов с высшим напряжением 220 кВ обычно
используется одна панель дистанционной защиты типа ПЭ 2105 в соста-
ве первой ступени (реле КРС-2) и второй ступени (КРС-3). В зависимо-
сти от необходимого объема решаемых задач применяют два варианта
включения панели ПЭ 2105.
Первый вариант предусматривает установку панели ПЭ 2105 только
на одной стороне автотрансформатора (обычно СН) для решения всех
задач подп. 1, поскольку для стороны ВН условия подп. 1 не являются
расчетными. Защита подключается к трансформаторам тока и напряже-
ния на стороне СН и действует на отключение последовательно с тремя
122
выдержками времени: с первой выдержкой времени отключается шино-
соединительный или секционный выключатель стороны СН, со второй
— выключатель автотрансформатора стороны СН, с третьей — все вы-
ключатели автотрансформатора.
Второй вариант предусматривает подключение первой ступени защиты
к трансформаторам тока стороны СН, второй ступени — к трансформато-
рам тока стороны ВН, а общие цепи напряжения защиты подключаются к
трансформаторам напряжения стороны НН. Такое подключение обеспечи-
вает решение задач подп. 1, б, в для защит сторон СН и ВН при условии,
что решение по подп. 1, а не является расчетным. Каждый комплект реле
действует на отключение последовательно с тремя выдержками на сторо-
нах СН и ВН аналогично первому варианту выполнения защиты.
3. Для автотрансформаторов с высшим напряжением 330 кВ применя-
ются две панели дистанционной защиты ПЭ 2105, подключенные к
трансформаторам тока и напряжения сторон СН и ВН аналогично перво-
му варианту включения защиты для автотрансформаторов с ВН 220 кВ.
Такое подключение защиты обеспечивает решение всех задач подп. 1 как
на стороне СН, так и на стороне ВН. Защита действует на отключение
последовательно с тремя выдержками времени на сторонах СН и ВН
автотрансформатора: с первой выдержкой времени отключается секци-
онный или шиносоединительный выключатель соответствующей сто-
роны, со второй — выключатель автотрансформатора этой стороны,
с третьей — все выключатели автотрансформатора.
6.4.2. Расчет уставок срабатывания
1. Проверяется обеспечение чувствительности смежных защит ли-
ний высшего и среднего напряжений в условиях отстройки этих защит
КЗ за автотрансформатором по (2.15). Для линий ВН — это защиты 7,
2 (рис. 6.6, а) при отстройке от КЗ в точке К2, для линий СН — это за-
щита 5, 4 при отстройке от КЗ в точке К1. Если чувствительность не
обеспечивается, то на автотрансформаторах устанавливаются дистан-
ционные защиты 7 и 6 (рис. 6.6, а) для согласования с защитами 7, 2 и
3, 4 соответственно.
Необходимость установки дистанционных защит автотрансформато-
ров обусловлена тем, что при непосредственном согласовании защит 7,
2 с защитой 5 (рис. 6.6, а) возможно неселективное действие защит сети
ВН при КЗ в сети СН (точка КЗ ) и отказе выключателя или защиты 5.
123
Рис. 6.6. Расчетные условия для выбора уставок дистанционных защит автотранс-
форматора (а) и характеристики срабатывания (б) реле без смещения (пунктир-
ные линии) и со смещением (сплошные линии) относительно начала координат
Из (2.15) при к3 = 0,87 и кц = zC3/zn> 1,25 можно определить дли-
ны линий смежных сетей ВН и СН, при которых требуется установка
дистанционных защит автотрансформаторов
*л>2,32атВсГ*Т0К. (6.74)
Необходимо отметить, что значения кТОК для линий сети СН, как пра-
вило, намного меньше значений кток, чем для линий сети ВН, и условие
(6.74) для линий сети СН не выполняется. Поэтому направленная дис-
танционная защита автотрансформатора устанавливается только на сто-
роне СН. Последнее соответствует первому варианту включения защи-
ты (см. п. 6.4.1).
2. Уставка срабатывания первой ступени дистанционной защиты ав-
тотрансформатора согласуется г, уставками первых ступеней защит от-
ходящих линий стороны, на которой устанавливается защита
гс.з.ат - *з 2с.з.см ' *ток.ат' (6.75)
где къ = 0,87 — коэффициент запаса по избирательности; zC3CM — ус-
тавка срабатывания первой ступени защиты, с которой производится
согласование; £ток = /Зат^з.см — коэффициент токораспределения рав-
ный отношению тока, протекающего через автотрансформатор, к току,
протекающему через защиту, с которой производится согласование при
КЗ в конце зоны действия согласуемой защиты.
При сильно разветвленных сетях 220 и 110 кВ значения кТ0К малы
и условие (6.74) не является расчетным как для сети ВН, так и для сети
124
СН, но дистанционная защита автотрансформатора все же устанавлива-
ется для обеспечения дальнего резервирования отходящих линий. При
этом используется второй вариант включения защиты (см. п. 6.4.1), для
которого уставка срабатывания первой ступени [19] для стороны СН и
ВН автотрансформатора выбирается как
2с.з.атСН = *з2атС + ^з2с.з.смСН//^ток.атСН' (6.76)
2с.з.ат ВН ~ Мат В + К zс.з.см ВН^ток.ат ВН > (б-77)
где к3 = 0,87, &3' = 0,78 ; zaxC и zaxB — сопротивления обмоток средней
и высшей сторон трансформатора; ^СЗСмСН и 2сзсмВН — уставки
срабатывания первых ступеней линий СН и ВН; кТ0К атСН и к10К ат вс —
коэффициенты токораспределения, равные отношению токов через со-
ответствующие стороны автотрансформатора к токам, протекающим че-
рез согласуемые защиты при КЗ в конце зоны действия первой ступени.
3. Уставка срабатывания второй ступени дистанционной защиты
автотрансформатора отстраивается от максимального тока нагрузки
автотрансформатора по (2.18) или по углу Дер (рис. 6.6,б) при смеще-
нии характеристики [19].
4. Чувствительность второй ступени дистанционной защиты авто-
трансформатора определяется по (2.19) при КЗ в конце зоны дальнего
резервирования (каскадное отключение КЗ на смежной с отходящей от
автотрансформатора линией).
Для частичного резервирования основных защит трансформатора и
увеличения зоны дальнего резервирования рекомендуется [19] частич-
ное смещение характеристик первой ступени в третий квадрант, а ха-
рактеристик второй ступени — в первый квадрант (рис. 6.6, б).
Полный объем расчетов уставок дистанционных защит предусматри-
вает проверку чувствительности реле по току точной работы (см. п. 2.2.3)
и выбор уставок блокировки от качаний (см. § 2.2).
6.5. МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ
6.5.1. Особенности выполнения защит
1. Выбор схем максимальной токовой защиты нулевой последова-
тельности на сторонах с эффективно заземленной нейтралью зависит от
типа защищаемого оборудования (трансформатор или автотрансформа-
тор) и схемы подключения объекта на стороне высшего напряжения
(сборные шины, четырехугольник, мостик).
125
2. Для трансформаторов МТЗ от замыканий на землю устанавливает-
ся на стороне ВН только при наличии двухстороннего питания и выпол-
няется одноступенчатой. Защита подключается к трансформатору тока,
установленному в нейтрали трансформатора, и действует на отключе-
ние с двумя выдержками времени: с первой отключается выключатель
стороны ВН, со второй — все выключатели трансформатора.
3. Для автотрансформаторов МТЗ от замыкание на землю устанавли-
вается на сторонах ВН и СН и подключается, как правило, к трансформа-
торам тока, встроенным во втулки на сторонах ВН и СН автотрансфор-
маторов. На стороне СН защита выполнена трехступенчатой и направ-
ленной в сторону отходящих линий сети СН. Каждая ступень действует
на отключение с двумя выдержками времени: с первой отключается вы-
ключатель стороны СН, со второй — все выключатели автотрансформа-
тора. На стороне ВН при наличии сборных шин или многоугольника за-
щита также выполняется трехступенчатой и направленной в сторону от-
ходящих линий сети ВН, т.е. аналогично защите стдроны СН. При нали-
чии на стороне ВН схемы мостика МТЗ от замыканий на землю на сторо-
не ВН выполняется одноступенчатой и ненаправленной.
Токовые органы третьих ступеней земляных защит совместно с реле
контроля непереключения фг образует защиту от неполнофазного ре-
жима автотрансформатора.
При выводе из работы защит шин СН или ВН вводится оперативное
ускорение по времени первой (или второй) ступеней зашит от замыка-
ний на землю. Защита действует последовательно на разделение систем
(секций) шин, отключение выключателя на стороне установки защиты и
отключение всех выключателей автотрансформатора.
6.5.2. Расчет уставок срабатывания
При расчете уставок максимальных токовых защит от замыканий на
землю используются те же подходы, что и при выборе уставок вторых и
третьих ступеней земляных защит линии с эффективно заземленной
нейтралью (см. § 2.3). Обязательное заземление нейтралей автотранс-
форматоров ухудшает связь по нулевой последовательности между се-
тями СН и ВН, что позволяет выполнить земляные защиты селективны-
ми по отношению к сетям смежных напряжений СН и СН.
1. Ток срабатывания первой ступени защиты выбирается по больше-
му из двух условий:
а) согласование с уставками первых (вторых) ступеней защит от за-
мыканий на землю отходящих линий данной стороны автотрансформато-
ра (защиты /,2 с защитами 5, 6\ защиты 3,4 с защитами 7, 8, рис. 6.7);
126
Рис. 6.7. Расчетные условия для выбора уставок МТЗ от
замыканий на землю для автотрансформаторов
б) отстройка от тока 3/0 неполнофазного режима сети.
Согласование с защитами смежных линий производится как:
/' =кк im)
О с.з.ат з ток.ат 0 с.з.см »
г«П)
(6.78)
где к3 = 1,1 — коэффициент запаса по избирательности; /0 сзсм — Ус"
тавки срабатывания первых (вторых) ступеней земляных защит отходя-
щих линий; kT0KaT= 3/0ат/3/0зсм — коэффициент токораспределения,
равный отношению тока нулевой последовательности, протекающего
по стороне автотрансформатора, для которой выбирается уставка, к то-
ку нулевой последовательности защиты, с которой производится согла-
сование, при КЗ в конце зоны действия этой ступени.
При нескольких отходящих линиях от шин данной стороны авто-
трансформатора согласование производится с защитой каждой линии в
режимах, когда kT0K ат имеет наибольшее значение. Из всех полученных
по (6.78) значений тока срабатывания защиты в качестве расчетного
принимается наибольшее.
Отстройка от тока неполнофазного режима линий юга из-за цикла
ОАПВ на смежных линиях производится как
*з^ А) неп'
' 0 с.з.ат /v3Ji0 неп' (6.79)
где к3 — коэффициент запаса по избирательности, принимается равным
1,3 при напряжении сети 110—220 кВ и 1,4—1,5 при напряжении 330—
500 кВ; 3/0 неп — определяется расчетом по схемам замещения в соот-
ветствующем режиме.
127
При выполнении курсового проекта можно принять, что отстройка
от цикла ОАПВ обеспечивается по времени срабатывания защиты, а ток
неполнофазного режима принять приближенно равным 0,75 /нагр линии,
работающей в неполнофазном режиме.
2. Ток срабатывания второй ступени защиты определяется аналогич-
но (6.78) со вторыми (третьими) ступенями земляных защит смежных
линий, проверяется по условию (6.79) и должен быть отстроен от тока
небаланса на выходе фильтра токов нулевой последовательности при
трехфазном КЗ на стороне НН автотрансформатора с учетом нагрузоч-
ного режима
'<К = (*з/*вХ*„б'к.расч + 3/0 не„). (6-80)
где к3 = 1,25 — коэффициент запаса по избирательности; ко— коэффи-
циент возврата реле (РТ-40 — 0,8; РНТ-560 — 0,6); киб — коэффициент
небаланса фильтра, принимается равным 0,05 при кратности тока КЗ
равной 3, и 0,1 — при больших кратностях; 1К расч — ток в месте уста-
новки защиты при трехфазном КЗ (асинхронном ходе, качаниях) в рас-
четном режиме; 3/0 неп — ток нулевой последовательности, обуслов-
ленный возможной работой линий в неполнофазном режиме.
При выполнении учебного проекта можно принять, что отстройка от
тока качаний, асинхронного хода и неполнофазного режима в цикле
ОАПВ выполнена по времени (tc 3 ат > 1,5 с).
3. Ток срабатывания третьей ступени защиты определяется анало-
гично (6.78) с третьими (четвертыми) ступенями земляных защит смеж-
ных линий и отстраивается по (6.80) от тока небаланса на выходе
фильтра при трехфазном КЗ на стороне НН автотрансформатора.
4. Ток срабатывания ускоряемой ступени земляной защиты должен
быть отстроен от броска намагничивающего тока автотрансформатора
в режиме разновременного включения фаз выключателя (см. п. 2.3.4).
5. Выдержка времени первой, второй и третьей ступеней защиты
принимается на ступень селективности A t = 0,5 с больше выдержек вре-
мени тех защит, с которыми производится согласование.
6. Чувствительность защиты проверяется в минимальном режиме
при однофазном металлическом КЗ
128
Для первой и второй ступеней защит чувствительность (кч > 1,3—1,5)
проверяется при КЗ на шинах в месте установки защиты (для защит 7, 2
— точка К1; для защит 3, 4 — точка К2, рис. 6.7) при условии, что вы-
бранные уставки срабатывания обеспечивают чувствительность земля-
ных защит в сети смежного напряжения.
Для третьей ступени защиты чувствительность (кч > 1,2) проверяется
при однофазных замыканиях на землю в конце смежных линий (для За-
щит 7,2 — точки КЗ, К4; для защит 3,4 — точки КЗ, Кб, рис. 6.7).
Глава седьмая
ЗАЩИТА БЛОКОВ ГЕНЕРАТОР-ТРАНСФОРМАТОР
И ГЕНЕРАТОР-АВТОТРАНСФОРМАТОР
7.1. ПРОДОЛЬНЫЕ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ БЛОКА
7.1.1. Основные условия выполнения защит
Эти условия зависят от схемы и параметров блока и определяют ви-
ды применяемых защит и расчетные режимы [20, 21, 22].
1. Для блоков с выключателем между генератором и трансформато-
ром (автотрансформатором) применяют отдельные защиты для каждо-
го элемента (см. § 5.1 и 6.2). Это относится прежде всего к блокам ге-
нератор-трехобмоточный трансформатор и генератор-автотрансформа-
тор. Некоторые блоки генератор-двухобмоточный трансформатор
мощностью 100—300 МВт выполняются также с выключателем на ге-
нераторном напряжении; для таких блоков может дополнительно уста-
навливаться общая дифференциальная токовая защита, выполняющая
функции резервной защиты и действующая на отключение с выдерж-
кой времени 0,5 с.
2. Для блоков без выключателя в цепи генератора состав применяе-
мых дифференциальных защит зависит от мощности генератора. При
мощности генератора до 30 МВт в качестве основной применяют об-
щую продольную дифференциальную защиту блока. При мощности от
30 до 150 МВт применяют в качестве основных две дифференциальные
защиты: отдельно для генератора и отдельно для трансформатора. При
мощности генератора свыше 150 МВт дополнительно к упомянутым
двум основным защитам рекомендуется, а при мощности 500 МВт и вы-
ше предусматривается применение третьей общей дифференциальной
токовой защиты блока, выполняющей функции резервной защиты и
действующей на отключение с выдержкой времени 0,3 с.
Дифференциальная токовая защита генераторов выполняется в трех-
фазном трехрелейном исполнении для возможности быстрого отключе-
ния двойных замыканий на землю, одно из которых находится в генера-
торе. В схеме защиты используется реле типа ДЗТ-11/5, имеющее маг-
нитное торможение при внешних КЗ. Тормозная обмотка включается со
стороны линейных выводов генератора, что позволяет получить ток
130
срабатывания минимально возможным при данном реле. Контроль ис-
правности вторичных цепей ТТ не предусматривается.
Дифференциальная токовая защита трансформаторов выполняется в
трехфазном трехрелейном исполнении с использованием реле типа
ДЗТ-21, позволяющим осуществлять торможение при внешних КЗ от
токов всех плеч защиты. Чтобы не загрублять ток срабатывания защиты
отстройкой от тока КЗ за трансформатором собственных нужд (ТСН),
на отпайке к ТСН используется ТТ, включаемый в схему дифференци-
альной защиты трансформатора блока.
Общая дифференциальная защита блока выполняется в трехфазном
трехрелейном исполнении с использованием реле РНТ-560 при выс-
шем напряжении блока ПО—220 кВ и реле ДЗТ-21 при высшем напря-
жении блока 330—500 кВ. Отпайка к ТСН не охватывается цепями
дифференциальной защиты. Включение тормозных цепей производит-
ся со стороны ВН блока.
Дифференциальная токовая защита ошиновки предусматривается на
блоках, присоединяемых на стороне ВН через два выключателя при на-
пряжении 330 кВ и выше. Защита выполняется с использованием реле
типа РНТ-566. Применение более сложного реле не требуется, посколь-
ку общая резервная дифференциальная защита блока, охватывающая
ошиновку, выполнена с использованием реле типа ДЗТ-21.
7.1.2. Особенности расчета уставок срабатывания
1. Выбор уставок продольной дифференциальной защиты генератора
блока производится аналогично соответствующей защите генератора, ра-
ботающего на сборные шины (см. § 5.1). Ток небаланса вычисляется по
току трехфазного внешнего КЗ или наибольшему току асинхронного хо-
да. Значение тока асинхронного хода находится по выражению
асинхр.макс /г ' \/л)
^^•^экв.мин
где *экв.мин = хг + хт + хс — приведенное к напряжению (7ср ном мини-
мальное сопротивление между генерирующими точками; jcr— переход-
ное индуктивное сопротивление генератора, определяемое по x'd\ хт—
сопротивление трансформатора блока; хс — сопротивление системы
в максимальном режиме.
При наличии выключателя между генератором и трансформатором
расчетной точкой является КЗ за выключателем генератора (точка Кб,
рис. 7.1), при отсутствии выключателя расчетной точкой является КЗ за
131
Рис. 7.1. Расчетные условия для выбора ус-
тавок дифференциальных защит блока гене-
ратор-трансформатор (сторона СН показана
условно пунктиром)
выключателем стороны ВН блока
(точка Я7, рис. 7.1).
2. Выбор уставок продольной диф-
ференциальной защиты трансформато-
ра (автотрансформатора) блока произ-
водится аналогично соответствующей
защите трансформатора (см. § 6.2).
При определении тока небаланса до-
полнительно учитываются режимы,
обусловленные наличием отпайки
к ТСН, которая охватывается цепями
дифференциальной защиты трансфор-
матора. Пр% наличии выключателя
в цепи отпайки рассматривается КЗ за
выключателем отпайки (рис. 7.1), при отсутствии такого выключателя —
КЗ на стороне НН ТСН (точка К7, рис. 7.1). Расчетными по чувствитель-
ности являются двухфазные КЗ в точках К4, К5 и Кб (при отсоединен-
ном генераторе), а также однофазное КЗ в точке К4 (рис. 7.1).
3. Выбор уставок продольной дифференциальной защиты блока про-
изводится аналогично соответствующей защите трансформатора при
использовании реле РНТ-560 (см. § 6.1) и реле ДЗТ-21 (см. § 6.2). Ток
небаланса вычисляется по току трехфазного внешнего КЗ (точка К1,
рис. 7.1) или наибольшего значения тока асинхронного хода. При этом
расчетном условии отстройка от тока небаланса обеспечивается за счет
действия тормозной цепи реле, которая предусматривается только на
стороне ВН блока. В этом случае для повышения эффективности тормо-
жения рекомендуется [21] принимать длину горизонтального участка
тормозной характеристики /*нач торм = 1, при этом
/„
'отв.торм v'"xb.hom*
(7.2)
Кроме отстройки от тока небаланса и броска намагничивающего то-
ка трансформатора (автотрансформатора) ток срабатывания дифферен-
циальной защиты блока дополнительно отстраивается от КЗ за выклю-
чателем сторон НН ТСН (точка К7, рис. 7.1). Так как отпайка к ТСН не
охватывается цепями дифференциальной защиты блока, ток срабатыва-
ния защиты в этом случае находится как для токовой отсечки
к /(3)
Л3 К.М8КС'
(7.3)
где к3 = 1,5 — коэффициент запаса по избирательности.
132
Для проверки чувствительности общей дифференциальной защиты
рассматриваются внутренние (обычно двухфазные) КЗ на всех сторонах
трансформатора (автотрансформатора) блока (рис. 7.1, точка К4 — в ре-
жиме опробывания блока, К5 — при наличии обмотки СН). В точке К4
чувствительность проверяется и при однофазном КЗ.
Выбор уставок дифференциальной токовой защиты ошиновки анало-
гичен расчету уставок дифференциальной токовой защиты трансформа-
торов (см. § 6.1). Для дифференциальной защиты ошиновки могут ис-
пользоваться трансформаторы тока с одинаковыми или разными коэф-
фициентами трансформации.
7.2. ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ БЛОКА, НЕ ТРЕБУЮЩИЕ СПЕЦИАЛЬНОГО
РАСЧЕТА УСТАВОК
7.2.1. Поперечная дифференциальная защита генератора
Применяется при выполнении обмотки статора в виде двойной звез-
ды, защита выполняется так же, как и защита генераторов, работающих
на сборные шины (см. § 5.2).
7.2.2. Защита от замыканий на землю в обмотке статора
Выполняется с помощью блок-реле БРЭ 1301, реагирующего на на-
пряжение 1-й и 3-й гармоник генератора, что обеспечивает защиту при
замыкании на землю в любой точке обмотки статора. Для турбогенера-
торов мощностью 150 МВт и выше защита должна отключать генератор
с гашением поля независимо от тока замыкания на землю.
Выпускаются два варианта исполнения защиты: БРЭ 1301.01 (ЗЗГ-11)
предусматривает установку в нейтрали однофазного трансформатора
напряжения (ТН) и БРЭ 1301.02 (ЗЗГ-12) реагирует на производную на-
пряжения 3-й гармоники на выводах генератора и не требует установки
ТН в нейтрали генератора. Поскольку защита БРЭ 1301.02 не реагирует
на постепенное снижение сопротивления изоляции, то для мощных ге-
нераторов предпочтительнее защита БРЭ 1301.01.
Защита БРЭ 1301.01 содержит два измерительных органа: орган, реа-
гирующий на напряжение нулевой последовательности 1-й гармоники
(полученное на обмотке ТН генератора, соединенной в разомкнутый
треугольник) и орган, реагирующий на соотношение напряжений 3-й
гармоники на выводах (^зв) и в нейтрали (U$H) генератора (получае-
мое от ТН, установленных на выводах и в нейтрали генератора).
133
Уставка срабатывания первого измерительного органа отстраивается
от напряжения небаланса на выходе фильтра нулевой последовательно-
сти и от напряжения электростатической индукции (наводимого через
межобмоточную емкость трансформатора блока) при КЗ на землю
на стороне ВН блока. Эти два расчетных условия примерно одинаковы,
и отстройка обеспечивается при уставке срабатывания 10—15 В.
Срабатывание второго измерительного органа надежно обеспечива-
ется при соотношении модулей напряжений 3-й гармоники
\U. I/ILL + U~ I = 1,5.
I —3 н| 1 — 3 н — 3 в| '
Для отстройки от переходных режимов выдержка времени защиты
принимается 0,5 с.
7.2.3. Защита от повышения напряжения с токовой блокировкой
Защита предотвращает повышение напряжения генератора в режиме
холостого хода, который контролируется по отсутствию тока в цепи ге-
нератора с помощью токового реле РТ-40/Р с уставкой срабатывания
0,1/гном. Уставка срабатывания по напряжению составляет 1,2/гном
для турбогенераторов и 1,5/гном для гидрогенераторов. Выдержка вре-
мени на отключение — 3,0 с.
7.2.4. Защита от перегрузки ротора
Выполняется с помощью устройства РЗР-1М с двумя ступенями дей-
ствия, каждая из которых имеет зависимую от тока ротора интеграль-
ную характеристику выдержки времени. Первая ступень с пусковым то-
ком 1,5/ротном и выдержкой времени 10 с используется для развозбуж-
дения генератора. Вторая ступень с пусковым током Ы Лют ном ПРИ
двойной кратности тока с выдержкой времени 20 с действует на отклю-
чение генератора.
7.2.5. Защита от асинхронного хода
Выполняется с помощью реле сопротивления с круговой характери-
стикой срабатывания, входящего в блок-реле БРЭ 2801. Реле включается
на разность токов двух фаз от ТТ генератора и междуфазное напряжение
от ТН на выводах генератора. Реле включено так, чтобы его область сра-
батывания находилась в III и IV квадрантах комплексной плоскости со-
противлений (это соответствует режиму потери возбуждения). Уставка
134
срабатывания зависит от сопротивления генератора zC3= 1,1*</, смеще-
ние в III квадрант zCM = 0,4х^, угол максимальной чувствительности (по
первому квадранту) — 80°. Защита с выдержкой времени 1—2 с действу-
ет на отключение блока, если асинхронный режим недопустим.
7.2.6. Защита от повреждений вводов 500 и 750 кВ трансформаторов
Выполняется с помощью устройства типа КИВ-500 для контроля
изоляции вводов трансформаторов и автотрансформаторов. Устройст-
во реагирует на несимметрию емкостных токов вводов трех фаз и дей-
ствует на сигнал при токе небаланса 0,05/ном емк и на отключение при
токе небаланса 0,2/ном емк. Выдержка времени: на отключение — 1,2 с;
на сигнал — отстраивается от максимального времени действия ре-
зервных защит блока.
7.3. РЕЗЕРВНЫЕ ЗАЩИТЫ БЛОКА
7.3.1. Основные условия выполнения защит
Эти условия зависят от схемы и параметров блока и определяют ви-
ды применяемых защит.
1. Для блоков с выключателем между генератором и трансформа-
тором (автотрансформатором) виды применяемых защит зависят от
мощности блока.
При мощности блока до 50 МВт включительно применяют отдель-
ные для каждого из этих элементов защиты, рассмотренные в гл. 5 и 6.
При мощности блока от 60 до 100 МВт включительно на генераторах
для ближнего и дальнего резервирования симметричных КЗ применяет-
ся одноступенчатая дистанционная защита, для несимметричных КЗ —
ступенчатые токовые защиты обратной последовательности.
При мощности более 160 МВт и выше на генераторах для защиты от
симметричных КЗ также применяются дистанционные защиты, а для за-
щиты от несимметричных КЗ — токовая защита обратной последова-
тельности с интегрально-зависимой выдержкой времени.
С учетом резервного действия защит генераторов при междуфазных
повреждениях в трансформаторах и автотрансформаторах блока отдель-
ные резервные защиты этих элементов упрощаются: на трансформато-
рах на стороне ВН (при отключенном генераторном выключателе) вво-
дится МТЗ с пуском по напряжению, на автотрансформаторах на сторо-
не СН устанавливается дистанционная защита, чувствительная к КЗ на
сторонах СН и ВН (см. § 6.4).
135
Резервные защиты от КЗ на землю выполняются так же, как и для
защит трансформаторов и автотрансформаторов с двухсторонним пи-
танием (см. § 6.5).
2. Для блоков без выключателя между генератором и трансформато-
ром в качестве резервных защит от междуфазных повреждений исполь-
зуются защиты, предусмотренные для генераторов блоков с выключате-
лем между генератором и трансформатором. Отдельные резервные за-
щиты от междуфазных КЗ для трансформаторов не предусматриваются.
Резервные защиты блоков от однофазных КЗ на землю подключают-
ся к ТТ, установленным в нейтрали трансформатора, и выполняются
двухступенчатыми с двумя выдержками времени для каждой ступени.
Первая, более грубая ступень, действует при КЗ на землю на стороне
ВН блока и осуществляет дальнее резервирование защит от замыканий
на землю отходящих линий стороны ВН. С первой выдержкой времени
защита действует на отключение выключателя на стороне ВН блока, со
второй — на полный останов блока. Вторая, более чувствительная сту-
пень, реагирует на однофазные КЗ в сети и на неполнофазные режимы
работы. С первой выдержкой времени защита действует на ускоренное
отключение выключателя блока (через реле контроля непереключения
фаз) при самопроизвольном неполнофазном отключении блока, со вто-
рой — на деление шин стороны ВН (при отказах резервных защит отхо-
дящих линий стороны ВН при КЗ на землю).
3. Выбор схем токовых защит обратной последовательности зависит
от мощности генератора.
При мощности генератора от 60 до 100 МВт включительно применя-
ются два блок-реле типа РТФ-9 (ранее РТФ-7) с дополнительным реле
РТ-40, что позволяет выполнить защиту четырехступенчатой. Первая
ступень реагирует на двухфазные КЗ в обмотке и на выводах статора ге-
нератора и действует на отключение генераторного выключателя, гаше-
ние поля и останов турбины; при отсутствии генераторного выключате-
ля — на полное отключение и останов блока. Вторая ступень действует
при несимметричных КЗ на стороне ВН блока. Третья ступень срабаты-
вает при удаленных несимметричных КЗ в сети ВН. Четвертая ступень
действует при несимметричных перегрузках, обусловленных неполно-
фазными и несимметричными режимами. Вторая ступень срабатывает
с двумя выдержками времени: с первой — на отключение выключателя
стороны ВН, со второй — на отключение и останов блока. Четвертая и
третья ступени имеют три выдержки времени: первая — на деление
шин ВН, вторая — на отключение выключателя ВН блока, третья —
на гашение поля ротора и останов блока.
136
Таблица7.1
Диапазон уставок блок-реле обратной последовательности
Тип реле
РТФ-9
РТФ-6М
БЭ 1101
Постоянная
А, с
5—10—20
6—10
10—20—40
Уставки по току /2* = /2// г ном
Отсечка I
ступени
0,7—1,9
Отсечка II
ступени
0,4—1,6
0,4—1,2
0,4—1,6
0,4—1,9
Пуск интеграль-
ного органа
0,08—0,36
0,08—0,53
0,08—0,53
Сигнальный
орган
0,04—0,16
0,05—0,30
0,05—0,35
0,05—0,35
При мощности генератора 160 МВт и выше применяется блок-реле
БЭ 1101 (ранее РТФ-6М), что позволяет выполнить защиту с токовой
отсечкой (для РТФ-6М — две отсечки), защиту с интегрально-зависи-
мой выдержкой времени и сигнальным токовым органом. Первая сту-
пень реагирует на несимметричные КЗ в генераторе, трансформаторе и
на стороне ВН блока и действует на отключение с двумя выдержками
времени: с первой — на деление шин стороны ВН, со второй — на от-
ключение выключателя ВН блока. Интегральный орган защищает гене-
ратор от перегрузки токами обратной последовательности и действует
сначала на отключение выключателя стороны ВН блока, а через 0,5 с на
гашение поля и останов блока.
Диапазон уставок блок-реле обратной последовательности приведен в
табл. 7.1. При составлении табл. 7.1 учтен подход, применяемый для сту-
пенчатых защит других видов: первая ступень — с наименьшей выдерж-
кой времени и с наибольшим током срабатывания, последняя ступень —
с наибольшей выдержкой времени и наименьшим током срабатывания.
Связь между тепловой постоянной генератора, кратностью тока об-
ратной последовательности 12* = ^2^г.номи допустимым для этой крат-
ности тока временем работы генератора f доп определяется выражением
Л='2Чоп- (7-4)
Соотношение (7.4) учитывается при согласовании уставок различ-
ных ступеней защиты по току и времени срабатывания.
7.3.2. Максимальная токовая защита обратной последовательности
с независимыми выдержками времени
Применяется для защиты генераторов мощностью 60—100 МВт от
токов несимметричных КЗ и несимметричной перегрузки. Защита со-
держит два блок-реле РТФ-9 и одно токовое реле РТ-40, включенное в
выходную цепь первого блок-реле (рис. 7.2).
137
РТФ-9
Г"
К2 I сту- | II сту- III сту-
' пень , пень пень
ФТОП
IV сту- сиг- |
пень нал |
Е=3
ФТОП
J pa
другим
защитам
Рис. 7.2. Упрощенная схема включения ступенчатой МТЗ
обратной последовательности
1. Ток срабатывания отсечки первой ступени выбирается, исходя из
следующих условий:
а) обеспечения расчетной чувствительности при двухфазном КЗ на
выводах генератора (точка К2, рис.^7.2)
71 =/(2) /к
/2*с.з 22*(К2)/Кч>
(7.5)
(2) (2)
где 12*{к2) = Ч(К2)//^г.тм; *ч = ^2 — расчетный коэффициент чувст-
вительности (здесь и далее токи КЗ и номинальный ток генератора при-
ведены к одной и той же ступени напряжения);
б) отстройки от КЗ на шинах ВН блока для ограничения зоны дейст-
вия отсечки I ступени (точка К1, рис. 7.2)
I1 >kl(2)
у2*с.з~ /C3i2*(/:7)'
(7.6)
где£,
там сети ВН; 12*\кп = *
2(/:/)//^г.ном
1,3 — коэффициент запаса по условиям избирательности к защи-
приведенный ток обратной по-
следовательности генератора при двухфазном КЗ на стороне ВН блока.
2. Время действия первой ступени защиты не должно превышать до-
пустимого времени, определяемого по тепловой характеристике по (7.4)
при двухфазном КЗ на выводах генератора
'1з=л/(/2(.и>2- <7-7>
По условию согласования с основными защитами блока время сраба-
тывания отсечки первой ступени должно составлять 0,4—0,5 с.
3. Ток срабатывания отсечки второй ступени выбирается, исходя из
следующих условий:
138
а) обеспечения расчетной чувствительности при двухфазном КЗ на
шинах ВН блока
где кч = 1,2 — расчетный коэффициент чувствительности;
б) согласование с защитами отходящих линий стороны ВН
72*с.з = Л:з^ток/2*см» С7'9)
где к3 - 1,1 — коэффициент запаса по избирательности; кТ0К =
= ^2звыб^2зсм — коэффициент токораспределения, равный отноше-
нию тока, протекающего через выбираемую защиту, к току, протекаю-
щему через смежную защиту при КЗ в конце зоны ее действия; /2* см —
приведенный ток срабатывания смежной защиты [для токовой отсечки
4*='с.з/(^3/г,ом)].
В реальных расчетах условие (7.9) обычно не является определяю-
щим вследствие малых значений кТ0К. Кроме того, отстройка от первых
ступеней защит отходящих линий обеспечивается по времени.
4. Время действия второй ступени защиты выбирается по меньшему
из двух условий:
а) время срабатывания не должно превышать допустимого времени,
определяемого по тепловой характеристике (7.4) при двухфазном КЗ на
стороне ВН блока
б) время действия должно быть согласовано по (7.4) с уставкой сра-
батывания отсечки первой ступени
'с"з=Л/(/кз)2- (7-11)
5. Ток срабатывания третьей ступени согласуется по (7.4) с учетом
IV
максимального времени действия четвертой ступени t = 40 с
/^сз<л/лЛ1У; (7.12)
рекомендуется принимать /2*сз = ^—^,6.
139
.IV
'доп^/'г*
All
Рис. 7.3. То ков ременные характеристики МТЗ
обратной последовательности с независимыми
выдержками времени для генератора (А = 15 с)
6. Время действия третьей ступени
согласуется по (7.4) с уставкой срабаты-
вания второй ступени
t™ = A/(ll\C3)2. (7.13)
riv ли rii ri r(2) 2* Максимальное время действия третьей
'2-с.з '2*о.з '2-с.з '2*о.з '2*да стутш (реде времени) _ g>5 C.
7. Уставки срабатывания четвертой ступени рекомендуется прини-
мать равными
40
30
20
10
-h
V
/^з = 0,25;
/J.3 = 40 с.
8. Для сигнального органа ток срабатывания принимается равным
0,05.
-СИГН
У2*с.з
9. Выдержка времени сигнального органа отстраивается от времени
действия резервных защит и обычно принимается максимальной для ре-
сигн Л
ле времени tC3 =9 с.
10. При появлении сигнала дежурный персонал должен устранить
несимметрию. Допустимое время устранения определяется по тепловой
характеристике генератора (7.4)
'доп.устр=^/(^с.з)2 (7-14)
и обычно составляет 5—10 мин.
11. На основании полученных уставок строится ступенчатая токо-
временная характеристика срабатывания (рис. 7.3), все точки которой
не должны выходить за пределы тепловой характеристики генератора,
построенной по (7.4).
7.3.3. Максимальная токовая защита обратной последовательности
с интегрально-зависимой выдержкой времени
Применяется на генераторах блоков мощностью 160 МВт и выше
для защиты от токов несимметричных КЗ и несимметричной нагрузки.
Для защиты применяется одно блок-реле типа БЭ 1101 или РТФ-6М
(выпускавшееся ранее). Отсечка I ступени реле РТФ-6М рассчитывается
так же, как I ступень отсечки реле РТФ-9. Однако на блоках рассматри-
ваемой мощности применяется резервная дифференциальная токовая
140
защита блока, при наличии которой указанная ступень реле РТФ-6М не
используется. Таким образом, расчет защиты сводится к выбору уста-
вок отсечки, установке на реле постоянной А, определению уставок сра-
батывания реле пуска интегрального органа и реле сигнализации.
1. Ток срабатывания отсечки выбирается по условию согласования
с резервными защитами от междуфазных КЗ линий стороны ВН по
(7.9). Кроме того, отсечка используется для деления шин стороны ВН.
Для обеспечения чувствительности ток срабатывания отсечки выбира-
ется по условию
/2°£, =(0,4-0,6).
(7.15)
2. Время действия отсечки выбирается по условию согласования
с резервными защитами линий стороны ВН блока
отс
с.з
/ + А/
с.з.рез
и согласовывается со временем действия интегрального органа
отс
с.з
ИНТ
+ А/,
(7.16)
(7.17)
где /инт — время действия интегрального органа при двухфазном КЗ на
шинах ВН блока, определяется по (7.10).
3. Постоянная А устанавливается на блок-реле в соответствии со
значением этой постоянной для защищаемого генератора.
4. Ток срабатывания пускового органа выбирается по условиям на-
дежного пуска интегрального органа
'2*с.з
= 0,1.
(7.18)
U с
5. Уставка срабатывания сигнального
органа принимается так же, как и для реле
РТФ-9
'2*с.з
0,05;
9 с.
2*с.з
6. Допустимое время устранения не-
симметрии токов статора определяется по
тепловой характеристике генератора (7.4)
Wt^/^s)2- (7-19)
7. На основании полученных уставок
СТРОИТСЯ ТОКОВременная характеристика Рис- 7-4- Токовременная характе-
срабатывания защиты, которая должна Р"стика мтз обратной последо-
вательности с интегрально-зави-
соответствовать тепловой характеристи- симой выдержкой времени для
ке генератора (рис. 7.4). генератора с^-8с
141
г ИНТ
*2*пуск
7.3.4. Односистемная дистанционная защита
Устанавливается на генераторах блоков для защиты от внешних сим-
метричных КЗ. В защите используется блок-реле типа БРЭ 2801, содер-
жащий три одинаковых реле сопротивления, одно из которых использу-
ется в защите от асинхронного хода, а два могут быть использованы для
выполнения односистемной двухступенчатой дистанционной защиты.
Реле сопротивления позволяет выполнить круговую или эллиптическую
характеристики срабатывания (рис. 7.5). На блоках 160 МВт и выше,
оборудованных резервной дифференциальной токовой защитой, дистан-
ционная защита выполняется одноступенчатой, действующей на отклю-
чение с двумя выдержками времени: с первой выдержкой времени дает-
ся команда на деление шин стороны ВН, со второй — на отключение
выключателя блока.
1. Сопротивление срабатывания первой ступени двухступенчатой за-
щиты согласуется с первыми ступенями дистанционных защит отходя-
щих линий стороны ВН. Поскольку защита подключается к ТТ в нейтра-
ли генератора и к ТН на стороне генераторного напряжения, то в зону
действия защиты входит сопротивление трансформатора блока. Поэтому
уставка срабатывания защиты выбирается так же, как и для второй сту-
пени дистанционной защиты линии [см. ( 2.14)] с заменой zn на zT.
2. Время срабатывания ступени, действующей на отключение вы-
ключателя ВН блока, отстраивается от времени действия УРОВ и при-
нимается равным 0,8—1,0 с. Со второй выдержкой времени, большей на
ступень селективности 0,5 с, дается команда на полный останов блока.
3. Чувствительность первой ступени проверяется при металличе-
ском трехфазном КЗ на стороне ВН блока
К = z\ 3/zT (7.20)
и должна составлять 1,5—2,0.
4. Сопротивление срабатывания одноступенчатой дистанционной
защиты (вторая ступень двухступенчатой защиты) отстраивается от
максимального сопротивления нагрузки аналогично третьей ступени
дистанционной защиты линии при круговой характеристике срабаты-
вания (рис. 7.5, а) по (2.18)
*с з = "F — » <7-21)
^3*нМнап>С08(Фм.ч-фнагр)
гае ^мин= 0,95С/НОМ; /нагр= 1,5/гном; *н= 1,2; *в= 1,05; Фмч = 80°.
142
Угол сопротивления нагрузки при неизменной активной мощности
генератора в условиях перегрузки определяется из соотношений
Л\ном = **3 ЦмюмАмюм008 Фном '
= л/ЗС/,
мин нагр
COSCp
нагр '
откуда cos фном = 0,95 • l,5cos Фнагр»что ПРИ cos(Phom = ^,9 соответствует
Фнагр^^0.
5. При использовании эллиптической характеристики (рис. 7.5, б),
найденное по (7.21) сопротивление срабатывания для круговой характе-
ристики в условиях отстройки от сопротивления нагрузки принимается
равным малой оси эллипса
6. Сопротивление срабатывания по большой оси эллипса (при отсут-
ствии смещения) отстраивается от наибольшего индуктивного сопро-
тивления, совпадающего по углу с этой осью.
Принимая максимальную индуктивную нагрузку соответствующей
0,8/>ном,ПОЛучим
и;.
60 KW*P»
гае ^„, = 0,91/^;*^ 1,2;*,= 1,05.
(7.22)
Рис. 7.5. Круговая (в) и эллиптическая (б) характе-
ристики реле сопротивления БРЭ 2801
143
7. Определяется коэффициент эллиптичности в условиях отстройки
от сопротивления нагрузки
М**.о/*б.о- (7-23)
Для реле блока БРЭ 2801 коэффициент эллиптичности может быть
установлен 0,5; 0,75; 1,0 (окружность).
8. Уточняется уставка срабатывания по малой оси эллипса при при-
нятом значении кэ
zm.o = z6.cA- С7-24)
9. Для того, чтобы зона действия дистанционной защиты охватывала
выводы генератора, предусматривается возможность смещения характе-
ристик в III квадрант на величину гсмещ равную 0,12 zc 3 (рис. 7.5, а) или
0,12 z6o (рис. 7.5,6).
10. Выдержка времени защиты согласуется с наибольшими выдержка-
ми времени дистанционных защит отходящих линий стороны ВН блока.
11. Чувствительность дистанционной защиты проверяется при КЗ в
конце отходящих линий стороны ВН аналогично III ступени дистанци-
онной защиты линии [см. (2.19)] с заменой zJI на zT.
При смещении круговой характеристики срабатывания в III квадрант
(рис. 7.5, а) чувствительность защиты определяется по выражению
. 2с.з ~~ 2смещ /-тос\
*-' m—7Г~-1>2- (7-25)
т л.см ток
При смещении эллиптической характеристики в (7.25) zc 3 замеща-
ется на z6o.
При нескольких отходящих линиях рассматриваются случаи, при
которых длина линии будет большей, а коэффициент токораспределе-
ния — меньшим.
12. Проверка чувствительности реле сопротивления по току точ-
ной работы производится так же, как и для дистанционных защит ли-
ний (см. п. 2.2.3). Блокировка от качаний ввиду значительной выдерж-
ки времени не устанавливается.
7.3.5. Максимальная токовая защита от замыканий на землю
Устанавливается на трансформаторах блоков для защиты от внеш-
них КЗ на землю и неполнофазных режимов блока. Защита выполняется
с помощью двух токовых реле, подключенных к трансформатору тока,
установленному в нейтрали трансформатора.
144
1. Ток срабатывания первой, более грубой, ступени IQ c 3 выбирается
по условию согласования с III или IV ступенями защит от замыканий на
землю отходящих линий на стороне ВН блока аналогично выбору уста-
вок II и III ступеней защиты от замыканий на землю линий (см. п. 2.3.2).
2. Ток срабатывания второй, более чувствительной ступени, прини-
мается по меньшему из значений, найденных по двум условиям:
а) обеспечению срабатывания защиты в режиме неполнофазного от-
ключения блока при минимальной нагрузке
'"с.з=0'4/т,ом/*з> (?26>
где 1Т ном — номинальный ток трансформатора, приведенный к стороне
ВН; к3= 1,2 — коэффициент запаса по избирательности;
б) согласованию с уставкой первой ступени
1 о с, = lie/К' (7-27)
где к3= 1,05 коэффициент запаса по избирательности.
3. Чувствительность защит проверяется при металлическом одно-
фазном КЗ на землю в конце отходящих линий стороны ВН аналогично
III ступеням защит от замыканий на землю линий по (2.35).
4. Выдержка времени второй ступени при ее действии по цепям уско-
рения выбирается большей из значений, найденных по двум условиям:
а) отстройки от времени разновременного действия выключателей
стороны ВН блока
уск — разновр ~~ ' '
б) отстройки от времени действия ОАПВ линии, когда один из вы-
ключателей является общим для блока и линии
'уск " 'ОАПВ - 2'5 С*
5. Выдержка времени второй ступени при ее действии на деление на
стороне ВН блока выбирается большей из значений, найденных по двум
условиям:
а) согласованию со временем действия этой защиты по цепям ус-
корения
tU =ta + Д/;
дел уск ♦
145
б) отстройки от максимального времени действия III и IV ступеней
защит от замыканий на землю отходящих линий на стороне ВН блока
дел с.з.макс
6. Выдержка времени первой ступени при ее действии на отключе-
ние выключателя блока принимается равной
'отклВН = 'дел + А''
при действии на останов блока
'ост.бл = ГотклВН + Л/*
Часть III
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И
АВТОМАТИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Глава восьмая
ПРИМЕР РАСЧЕТА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ УЧАСТКА СЕТИ
НАПРЯЖЕНИЕМ 220 кВ
Произвести расчет уставок и выбрать принципы релейной защиты и
автоматики участка сети напряжением 220 кВ, приведенного на рис. 8.1.
Параметры генераторов, трансформаторов, линий, а также режимы за-
земления нейтралей трансформаторов и места установки коммутацион-
ной аппаратуры даны на рис. 8.1. Все линии 220 кВ оборудованы грозо-
защитными тросами.
GHetgpf
0-®Spt
ГРЭС, 4x100 МВт
x'j= 0,192
cos<pr~ 0,8
UT = 10,5 кВ
ST - 125 МВт
U,
хВН
11 %
5'Т = 80МВ-А
230/11/11 кВ
^кВН=П,5%
L'kH1-H2~28%
укСН
Рис. 8.1. Исходная схема участка сети к примеру расчета
147
8.1. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
8.1.1. Составление схемы замещения прямой последовательности
Для расчета токов КЗ в именованных единицах принимаем среднее
номинальное напряжение сети Ucp ном = 230 кБ.
Сопротивление генератора станции А
Сопротивление трансформатора блока станции А
^кВН Цф.ном И 2302 .,..-.
Х^ = 100- ~ = 100 125" = 46'55 °М-
Сопротивления автотрансформатора подстанции Б:
12 2302 ,nn„, n
*««-Too "е-" 100,76 Оы;
23 2302
^-H = f0^ = 193,«3 Ом;
*ат £ С = ° '
где напряжения короткого замыкания обмоток автотрансформатора:
UK в = 0,5(С/К вс + t/K вн - ^к сн) = ОД11 + 35 - 22) = 12 %;
^к Н = 0,5(С/К вн + UK сн - С/к вс) = 0,5(35 + 22 - 11) = 23 %;
f/K с = 0,5(С/К вс + UK сн - UK вн) = 0,5(11 + 22 - 35) = - 1 % » 0.
Сопротивления трансформатора подстанции Г:
4,5 2302 „ по ^
Х^в=Т~о-бГ= 37,78 Ом;
14 2302 _
*тГН1 ~хтГН2 " Y00 ~63 117'5Э UM'
где напряжения короткого замыкания обмоток
^в = ^вн-^=^ = 11,5-| =4,5%;
148
^кН1 UkU2
^Н'-Н2 =?8 = 14 о/„.
2 2
Сопротивления трансформатора подстанции Д
4 5 2302
^тЯп = т^- —- = 74,39 Ом;
тДВ 100 32
14 2302 w AA ^
хтдт = хтдт = loo ~32~ = 231М °М-
Сопротивление прямой последовательности одной цепи линии АБ
хлАБ^х11АБ^094^0^32Ом.
Сопротивление прямой последовательности линии БВ
хпБВ = 0>4* 120 = 48 Ом.
Сопротивление прямой последовательности линии БГ
хл БГ = 0,4 • 45 = 18 Ом.
Сопротивление отпайки к подстанции Д
*отп = 0,4 • 20 = 8 Ом.
81,25 46,55 ПА
100,76 Ч^М 100,76 26
£ I 74 10
17
37,78 М ПГ
nfejjpTjlufe
ЛЗМУ^ШЛЗИ 27 П 28
Л Ju 231,44 U 231,
74,39 И ПД
Рис. 8.2. Схема замещения прямой (обратной) последовательности для рассматри-
ваемого участка сети
149
На основании исходной схемы сети составляется схема замещения
прямой (обратной) последовательности (рис. 8.2). Точки 2, 4, б, 9 приня-
ты в середине линий.
Дробные значения у сопротивлений указывают: номер сопротивле-
ния (ветви) — в числителе, значение сопротивления — в знаменателе.
8.1.2. Составление схемы замещения нулевой последовательности
1. Сопротивления нулевой последовательности трансформаторов и
автотрансформаторов:
х0тА =хтА =46,55 Ом;
*0ат£В=*ат£В = 100>76Ом;
*0ат£ Н = хат£Н = 193,13 Ом; ^
*отг = 37>78 + ^Т^ = 96'55 0м;
231 44
х0тД = 74,39 + —^— = 190,11 Ом.
2. Сопротивления нулевой последовательности одноцепных линий
определяются с учетом табл. 1.1:
*0л£Я = 3,0*л^ = 3,0-48= 144 0м;
*Ол£Г=3>°*л£Г = 3,0- 18 = 54 Ом;
*0отп=3>°*отп= 3,0-8 = 24 Ом.
3. Сопротивления нулевой последовательности двухцепной линии
определяются с учетом данных табл. 1.1 и рис. 1.8:
хо дв АБ = ^1хпАБ= 4>7 ' 32 = 150,4 Ом;
х0сАБ = 3,0хлАБ =3,0-32 = 96 Ом;
^0в^=^0дв^-^0с^ = 15М-96 = 54,4Ом;
х0сАБ'х0вАБ=96~ 54>4 = 4 * >6 0м-
4. Составляется схема замещения нулевой последовательности
(рис. 8.3). Обозначения на схеме приняты такие же, как и для схемы за-
мещения прямой последовательности.
150
Рис. 8.3. Схема замещения нулевой последовательности для рас-
сматриваемого участка сети
8.1.3. Выбор расчетных режимов и вычисление токов короткого замыкания
1. Выбор расчетных режимов. Основные режимы, при которых
расчету подлежат все точки КЗ, указанные на соответствующих схе-
мах замещения:
а) максимальный — в работе находятся все генераторы, трансформа-
торы и линии при максимальном режиме смежной системы;
б) минимальный — отключен один блок на станции Л при минималь-
ном режиме работы смежной системы.
Дополнительные расчетные режимы для согласования защит линий,
соответствующие максимальным и минимальным токам защит линий и
требуемым значениям коэффициентов чувствительности:
а) максимальный режим — отключена и заземлена одна из парал-
лельных линий, расчетные точки КЗ 1,2, 3;
б) максимальный режим — каскадное отключение КЗ у шин под-
станции А (точка Г) и у шин подстанции Б (точка 3');
в) то же, что и подп. б, но в минимальном режиме;
г) расчетные режимы для согласования защит линий.
2. Вычисление токов трехфазных КЗ. Определение токов КЗ для ка-
ждой точки производится в следующем порядке:
а) сворачивается схема замещения (прямой последовательности) от-
носительно данной точки КЗ с учетом того, что ЭДС всех источников
равны и совпадают по фазе;
151
15,49
ж., = 29,15
Рис. 8.4. Преобразование схемы замещения прямой последова-
тельности при КЗ в точке 2
б) вычисляется ток КЗ в месте повреждения по (1.4);
в) полный ток в месте повреждения распределяется по ветвям схемы
замещения.
В качестве примера приведем расчет токов КЗ для точки 2. После
преобразований сопротивлений со стороны подстанций А и Б схема за-
мещения имеет вид, приведенный на рис. 8.4, а.
Затем, объединяя источники питания, преобразуем треугольник со-
противлений 11, 29, 30 в эквивалентную звезду:
Xi iX
11Л29
32 • 31,95
*32
*33
Хп +*29+х30
*11*30
X* j i -^29 ^30
*29*30
32 + 31,95 + 60
32 • 60
32 + 31,95 + 60
31,95 • 60
хи +*29+*30 32 + 31,95 + 60
8,25 Ом;
15,49 Ом;
= 15,46 Ом.
Далее после простейших преобразований получим (рис. 8.4, б, в):
*34 = х9 + *31 = 16 + 8>25 = 24'25 0м'
*35 = *10 + *32 = 16+ 15,49 = 31,49 Ом;
*34*35 _ 24,25 -31,49
13,69 Ом;
36 *34+х35 24,25 + 31,49
X\L =Д:33 + Л:36= 15,46 + 13,69 = 29,15 Ом.
152
Полный ток в месте повреждения:
ЛЗ) . ^ном = 230 = 4>55 кА_
К
Jlxxlt л/3 • 29,15
Ток повреждения, протекающий со стороны подстанции А, ветвь 9
(то же ветвь 34):
*% = 7-^Т- С - ^/::^ 4,55 - 2,57 кА.
f(3) = х35 (3) = 31,49
*34 + *35 к 24,25 + 31,49
Ток ветви 10 (то же ветвь 35):
7йо = 43)-7в39 = 4,55-2,57 = 1,98 кА.
При КЗ посредине линии ток неповрежденной линии находится по
(3.19)
,(3) A3)
7(3) =7в.9-7вЛ0 = 2,57-1,98 =0>29кА
Ток неповрежденной линии совпадает по направлению с током по-
врежденной ветви, имеющим большее значение (в примере /^ ^ проте-
кает от подстанции А к подстанции Б).
Результаты расчетов токов трехфазных КЗ для соответствующих то-
чек и режимов приведены в табл. 8.1.
Определение токов при двухфазных КЗ производится по данным
табл. 8.1 с учетом соотношения (1.5).
3. Вычисление токов однофазных КЗ. Определение токов 3/0 при
однофазных КЗ на землю для каждой точки повреждения производится
в следующем порядке:
а) сворачивается схема замещения нулевой последовательности от-
носительно данной точки КЗ;
б) вычисляется ток 3/0 в месте повреждения по (1.6), при этом зна-
чения х12 принимаются по результатам расчета трехфазных КЗ для дан-
ной точки и данного режима;
в) распределение полного тока 3/0к производится по ветвям схемы
замещения нулевой последовательности.
Ниже для примера производится расчет токов 3/0 при каскадном
отключении однофазного КЗ на землю у шин подстанции А (точка Г,
рис. 8.5).
153
Таблица8.1
Результаты расчетов токов при трехфазных коротких замыканиях
№
точ-
ки КЗ
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
*11>
Ом
'?>.
кА
№ ветви
Доля
тока
ветви
Максимальный режим
22,49
29,15
26.65
23,99
10,67
35,65
44,65
199,9
27,99
31,99
337,8
77,03
270,1
5,91
4,55
4,98
5,53
12,44
3,72
2,97
0,665
4,74
4,15
0,393
1,72
0,49
5, 6, 7, 8
9
11
9
10
11
12
10
11
12
12
13
10,11
13
14
15
15, 16
15
24
12
13
25
12
13
26,28
12
13
20
21
10
11
12
20,21
22
0,176
0,15
0,15
0,56
0,44
0,06
0,37
0,28
0,28
0,44
0,33
0,67
0,165
0,11
0,89
1
1
1
1
0,33
0,67
1
0,33
0,67
1
0,33
0,67
0,5
0,5
0,28
0,28
0,44
0,5
1
Ток
ветви,
кА
1,04
0,875
0,875
2,57
1,98
0,29
1,69
1,38
1,38
2,22
1,84
3,69
0,92
1,38
11,06
3,72
2,97
0,665
4,74
1,57
3,17
4,15
1,38
2,77
0,39
0,13
0,263
0,86
0,86
0,48
0,48
0,76
0,245
0,49
№
точ-
ки КЗ
\\
2
3
4
1 5
6
7
8
9
10
11
12
13
*1Х>
Ом
ЛЗ)
к '
кА
№ ветви
Доля
тока
ветви
Минимальный режим
28,03
34,04
31,04
27,84
15,39
40,04
49,04
204,37
31,84
35,84
341,6
81,42
274,5
4,74
3,9
4,28
4,77
8,63
3,32
2,71
0,65
4,17
3,7
0,389
1,63
0,48
5,6,7
9
И
9
10
и
12
10
11
12
12
13
1С, 11
13
14
15
15, 16
15
24
12
13
25
12
13
26,28
12
13
20
21
| 10
11
i 12
20,21
22
0,22
0,17
0,17
0,55
0,45
0,05
0,41
0,26
0,26
0,48
0,34
0,66
0,17
0,15
0,85
1,0
1,0
1,0
1,0
0,34
0,66
1,0
0,34
0,66
1,0
0,34
0,66
0,5
0,5
0,26
0,26
0,47
0,5
1,0
Ток
ветви,
кА
1,04
0,79
0,79
2,13
1,77
0,18
1,59
1,13
1,13
2,02
1,61
3,16
0,8
1,25
7,38
3,32
2,71
0,65
4,17
1,42
2,75
3,7
1,25
2,45
0,389
0,132
0,257
0,815
0,815
1 0,43
0,43
0,77
0,24
0,48
154
Окончание табл. 8.1
№
точ-
ки КЗ
Х\Ъ
Ом
кА
№ ветви
Доля
тока
ветви
Ток
ветви,
кА J
Максимальный режим. Отключена одна ли-|
ния АБ
1
2
3
12
23,17
29,4
30,96
81,34
5,74
4,52
4,29
1,63
5, 6, 7, 8
9
9
10
10
12
10
0,186
0,26
0,61
0,39
0,48
0,52
0,48
Максимальный режим; каскадное от
ние КЗ на линии у шин ПА
Г
62,69
2,11
9, 10
11
12
0,48
1
0,52
Максимальный режим; каскадное от
ние КЗ на линии у шин ПБ
У
55,71
2,38
9, 10
11
5, 6, 7, 8
0,26
1
0,185
1,04 1
1,44
2,77
1,75
2,08
2,21
0,78 |
ключе-
1,02
2,11
1,09 |
ключе-
0,61
2,38
0,44
1 №
точ-
ки КЗ
*11.
Ом
/(3\
к 5
кА
№ ветви
Доля
тока
ветви
Ток
ветви,
кА
Минимальный режим. Каскадное отключе-
ние КЗ на линии у шин ПА
V
67,02
1,98
9, 10
11
12
0,47
1,0
0,53
0,93
1,98
1,05
Каскадное отключение КЗ на линии
у шин ПБ
У
61,69
2,15
9, 10
11
5,6,7
0,31
1
0,23
0,65
2,15
0,5
Отключена и заземлена одна линия АБ и
отключен один блок станции А
1
29,12
4,56
9
0,31
1,44
Отключен один блок станции А; каскадное
отключение у шин ПБ
У
61,12
2,17
9, 10
11
0,32
1
0,69
2,17
Минимальный режим, отключена и зазем-
лена одна линия АБ
1
5
29,4
15,62
4,52
8,51
9, 13
12
14
0,3
0,13
0,87
.,37 |
1,09
7,42
После преобразования участков схемы со стороны подстанций А и Б
и включения полного сопротивления взаимоиндукции со стороны под-
станции Б (см. рис. 1.8) схема замещения нулевой последовательности
имеет вид, указанный на рис. 8.5, а. Затем, после простейших преобра-
зований (рис. 8.5, б, в\ получим:
*о 13—14 * *0 24—26 _ ~ , 94 • 214,11 _
Х(\ lo = хл п + : = 72 + Лм _ , ЛЛ = 137,32 Ом;
*0 32
Ч) 12
*0 13—14+*0 24—26
х0 20—22 293,8
*0 33
94 + 214,11
= 146,94 Ом;
155
30 ПЕ 35
27,2 . 48,24
Рис. 8.5. Преобразование схемы замещения нулевой последовательности при кас-
кадном отключении КЗ у шин подстанции Л (точка Г)
_ хо зз ' *0 15-17 = 146,94 - 150,55
*° 34 *0 33 + Х0 15-17 146>94 + 150,55
f
):-
_ *0 32 ' *0 34 _ 137,32 • 74,36
74,36 Ом;
Л°35 *оз2 + *оз4 137,32 + 74,36 48'24°м;
х0 36 = х0 31 + х0 9 + *0 10 = ! Ь64 + 20.8 + 20>8 = 53>24 0м;
*0 37 = х0 29 + *0 30 + *0 35 = 27>2 + 27'2 + 48'24 = 102М Ом;
= хо 36 • *о 37 = 53,24 • 102,64
*°38 *0 36+*0 37 53,24+102,64 35>06Ом;
хо z = *о 39 = *о и + *о 38 = 41,6 -ь 35,06 = 76,66 Ом.
Полный ток 3/0к в месте повреждения определяется по (1.6)
Уз
ср.ном _ V3 • 230
3/
(1)
,(1)
= 1,97 кА.
0к к 2*12; + *01 2-62,96 + 77,66
Здесь дс, £ = х2£ = 62,96 Ом — сопротивление прямой последовательно-
сти при трехфазном КЗ в точке Г (см. табл. 8.1).
Ток 3/0, протекающий со стороны подстанции А по ветви 10 (то же
ветвь 36), определим по выражению:
37,
10 37
з/(1) =
102,64
1,97 = 1,29 кА.
°вЛ0 *0 36+*0 37 °К 53,24+102,64
Ток 3/0 со стороны подстанции Б (ветвь 30, то же ветвь 37):
3/0 в.29 = З/о'к-З/о в.10 = 1,97-1,29 = 0,68 кА.
156
ч
ю
2
ч
S
V
W
93
го
^
3
я
93
•в"
О
ри одн
09
О
о
н
а
о
Ь
1»
В"
w
03
о.
л
ьтат
ч
*
О)
Ток
вет-
ви, кА
04 л S
5 * £
О о Г
s
со
со
%
-
СП
И I И S
о - о
* | £2
g*2
СО
1 s I
s
со
4>
00
*
„
£-«*
ГО
W 1 W S
h°U-°
* | ss
s
Cl
3
X
4
ев
5
s
X
s
s
2:
S
*
о.
«
2
s
us
4
03
2
s
»
ed
ON
ЧО
■ '
ro
о
r~
чо4
«n
r-
u->
On
Г-*
cn
•"*
-
ro
чо
ro
ГЧ
О
00
r-r
ЧО
«rf
VO
"-^
r-
rf
ЧО
О
'"""'
-
ГЧ ГЧ
•o ro
О О
«О «О
э о
о о
ГО
о
00
<ч
—. —
"О СП
О О
rf rj-
D О
О О
о ~~!
on
rf
ГЧ
ГЧ
<N
ГЧ
О
тГ
о
о
ГЧ
ГЧ
ГЧ
О
СП
О
о
ГЧ
Tf
О
-ч-
гч
о
сГ
СП
•о
О
ГЧ
о
о
СП
С\
о
ГЧ
чО
«о
о
О
ю
г»
го
ON
о
оо
СП
ГЧ
*
ГЧ
г-
<п
о
ON
ГЧ
ГЧ
"Э-
ЧО
СП
ГЧ
NO
о
~*
Tf
Tf
О
о
"Э-
с
Tf
СП
ГЧ
»
го
ч-
о
о
•/->
ON
ГЧ
гч
ГЧ
о
SO
о
о
*-
On
ГЧ
о
г-
о
о
^м
чо
тг
о
ГЧ
о
СП
Tf
40
о
о
СП
Т!"
Г-
о
г-
о
о
•л
ГЧ
^t
СП
г-
ГО
ГО
*■
оо
о
00
о
О
ГЧ
г-
Tf
О
го
го
rt
"-
О
Г-
о
Tf
О
ГО
"fr
JO
О
ОО
о
«л
чо
ЧО
ГЧ
«о
On
О
гч
гч
о
гч
г-
о
*"■'
ГО
гч
о
гч
ON
оо
о
ГЧ
о
«о
г-
ON
о
ГЧ
о
«л
чо
тГ
о
о
ГЧ
о
гч
г-
Tf
о
о
^
гч
о
гч
ON
чо
о
чо
о
ГО
п-
г-
о
ЧО
О
го
ч*
«о
'-"
оо
го
О
гч
ГО
О
Tf
On
го*
-ч-
<Ч-
rt
чО
*""*
Г-
го
о
ГЧ
ЧО
"<t
Tf
ЧО
ГЧ
Tf
Tf
Г- ГЧ
чо оо
— о
3".
о о
го "Ч-
"*
00
г*
гч
ЧО ЧО
On 00
— О
rt On
rf -ч
О О
го Tf
ON
ON
го
ГЧ
ГЧ
TJ-
О
О
»л
ГО
Tfr
О
ON
О
о
«л
ЧО
ГО
О
ON
О
о
гч
о
*"*
оо
ГО
О
00
О
О
_,
^—,
О
"""*
ЧО
ГЧ
*"*
оо
о
ГО
ON
ON
чо
■ч-
гч
ЧО
гч
«о
On
ГЧ
ГО
О
ГО
«о
00
On
On
• «r>
ГО ОО
> -ч
«г> о
° о
—и
~~ О
ON
ГО
«О
•""
чО On
п *—
00 О
г- гч
оо о
О О
__
Ч- *"
~ CD
~*
t>
ЧО
О
го
ОО
О
гч
о
ГЧ
«о
оо
о
чО
оо
О
о
гч
rf
О
гч
^f
ЧО
О
«п
ON
ГО
On
rf
Tf
Tt
ЧО
Г^
гч
гч
гч
чО
О
«п
00
-<*
ГО
я
ГО
«ч-
ЧО
"О
чО
го
О
чО
Tf
О
О
Tf
N
90
ГО
О
О
«л
чО
«О
ГО
чО
го
""*
«О
о
ЧО
ГЧ
г-
гч
г-
г*
Г-*
«*
г-
оо
rf
"—
•Г)
о
чО
—
On
ГЧ
оо
го
г-
rf
Г^
ЧО
■о
"-*
ю
О
г-
-ч-
о
ON
Tf
ГО
"Ч-
ON
rf
О
г-
«г>
чО
Tf
rf
г-
гч
чО
го
о"
гч
-^
«л
го
оо
On
ON
ON
ГЧ
ЧО
Г-
о
Tt
гч
оо
ГО
оо
On
оо чо
■о оо
— о
чЯ
° о1
ГО «Г)
"Ч-
оо
^
го
00 ГО
■О VN
1-И *ш*
ш -*
"О Tf
о о
ГЧ ГО
ON
On
Г*
гч
«г>
ЧО
гч
чО
г-
О
rf
^^
ON
О
rf
гч
О
«О
ЧО
О
ч*
ГО
о
гч
ГО
го
ЧО
го
«Л
«о
о
ГО
го
О
ГЧ
00
ГО
ГО
Tf
00
ГО
«г*
о
ЧО — ГЧ
—■ on гч
—• О ГЧ
Г- On —«
■о гч г-
о" о" о"
го ЧО «О
""*■
00
«гГ
го
гч гч чо
"О rf On
—• ГЧ О
On ГЧ ОО
■о г^ гч
О О О
го »Л чО
ON
ON
~
ГО
Окончание табл. 8.2
№
точ-
ки
КЗ
*oz
Ом
з/(1)
j/0k '
кА
№ ветви
Доля
тока
ветви
Ток
вет-
ви, кА
Максимальный режим, отключена и зазем-
лена одна линия АБ
1
3
10,45
23,71
27,88
30,96
6.Н8
4,44
5,6,7,8
9,29
10,30
12
15
20,21
0,22
0,12
0,42
0,2
0,18
0,095
1,54 1
0,7
1,87
0,9
0,88
0,43
Максимальный режим. Каскадное отключе-
ние КЗ на линии АБ у шин ПА
V
76,7
62,96
1,97
10
30
20,21
11
0,66
0,34
0,055
1,0
1,29 1
0,68
0,11
1,97
Максимальный режим. Каскадное отключе-
ние КЗ на линии у шин ПБ
У
79,66
55,71
2,08
10
11
29
0,43
1,0
0,57
0,89 1
2,08
1Л9
Отключена и заземлена одна линия АБ и
отключен один автотрансформатор под-
станции Б
1
3
10,54
23,71
30,79
30,96
| 6,87
4,29
1 5
29
12
30
12
1 15
20, 21
0,22
0,09
0,04
0,47
0,22
0,15
0.08
1,55
0,65
0,27 !
2,0
1 0,96
С,66
0,336
Включение линии БЗ со стороны ПБ
10
1 79.4
79~6
1 1,67
1 Ъ
26
1 0 58
0,42
1 0,97
0,70
точ-
ки
КЗ
*oz
*iz'
Ом 1
з/(1)
3/0к '
кА
№ ветви
Доля
тока
ветви
Ток
вет-
ви, кА
Минимальный режим. Каскадное отключе-
ние КЗ на линии АБ у шин ПА
Г
78,37
67,02
1,87
10
11
30
0,64
1,0
0,36
1,2
1,87
0,67
Минимальный режим. Каскадное отключе-
ние КЗ на линии АБ у шин ПБ
У
81,02
61,69
1,95
10
11
30
0,44
1,0
0,56
0,86
1,95
1,09
Минимальный режим, отключена и зазем-
v лена одна линия АБ
1
5
13,49
29,4
21,32
15,62
5,5
7,56
29
12
13
12
13
0,13
0,045
0,03
0,12
0,18
0,72
0,247
0,166
0,91
1,37
Отключен трансформатор ПД
5
19,65
10,67
9,72
13
14
0,11
0,89
1,04
8,68
Отключены один автотрансформатор ПБ и
трансформатор ПД
3
36,34
26,65
4,01
30
12, 13
0,42
0,22
1,67
0,875
Отключена и заземлена одна линия AS и от-
ключен один блок станции А
1
1 13,48
29,12
| 5,55
1 М
1 0,13
1 0,73
Включение линии БВ со стороны НВ
10
1 76,5
50
1 2,25 1 25
26
1 0,6
0,4
1 1,35
0,9
158
Ток 3/0 со стороны автотрансформаторов подстанции Б и трансфор-
матора подстанции Г:
3/»•» " ^кТг Щ« = 74,з1"ш,32 °'68 " О'44 ■*•
Напряжение 3U0 на шинах подстанции 2>:
3^0 Б = *0 34 З/ов.34 = ™>36 * ОМ = 32,72 кВ.
Расчеты токов 3/0 при однофазных КЗ на землю в других точках вы-
полняются аналогично и ввиду их простоты не приводятся. Результаты
расчетов 3/0 при однофазных КЗ приведены в табл. 8.2.
Определение токов 3/0 при двухфазных КЗ на землю производится
по данным табл. 8.2 с учетом соотношения (1.8).
8.2. МАКСИМАЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ
8.2.1. Расче! максимальной токовой защиты для линии
с односторонним питанием
1. Ток срабатывания отсечки первой ступени защиты линии БГ от-
страивается по (2.1) от тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ подстанции
Г (максимальный режим, точка 8):
'е., = V2L = 1.3 • 665 = 864 А.
2. Чувствительность защиты определяется по (2.3) при двухфазном
КЗ в конце защищаемой линии (минимальный режим, точка 7):
Л2)
I = ук.мин = 0,865 - 2710
*- Л 864 А71 > 1,5.
7с.з
3. Остаточное напряжение на шинах подстанции Б находится при КЗ
в конце зоны действия отсечки по (2.4). Так как на подстанции Г нет вы-
ключателя со стороны высокого напряжения, зона действия отсечки ох-
ватывает и часть трансформатора подстанции Г. В этом случае зона, за-
щищаемая отсечкой, определяется аналитически по (2.2):
U^ — 230
срн™-х1ТЗ = ~~ 31,04 = 122,75 Ом,
V3/\ '" УЗ- 0,864
с.з
159
где jc1z з = 31,04 Ом — сопротивление на шинах подстанции Б в мини-
мальном режиме.
Тогда
U„ - ^= ,00 - ^ ■ °-™ ■ '22'75 .00 - 79,8 Г,
Таким образом, отсечка первой ступени принимается в качестве ос-
новной защиты на линии БГ, так как эта отсечка надежно защищает
всю линию и обеспечивает высокое остаточное напряжение на шинах
транзитной подстанции Б; в связи с этим отсечка второй ступени не ус-
танавливается.
4. Ток срабатывания третьей ступени защиты отстраивается от мак-
симального тока нагрузки подстанции Г и определяется по (2.9):
£' = £V«P - Щ^ • 184 = 476 А,
где/нагр= ^ = 6300° = 184 А.
нагр V3 • 0,9С/НОМ S • 0,9 • 220
5. Чувствительность максимальной токовой защиты проверяется по
(2.10) при двухфазном КЗ на шинах 10 кВ подстанции Г (минимальный
режим, точка 8):
,(2)
, ш _ ук.мин _ 0,865 • 650 _
*ч "-га 476 M8<U-
с.з
Поскольку чувствительность защиты недостаточна, то можно реко-
мендовать уточнить кс и снизить /сз, при необходимости — приме-
нить МТЗ с комбинированным пуском по напряжению. Предваритель-
но можно принять:
,Ш U , /ч ,Л. **.* л , 0,865 • 650
/сз """" 0^5 1>9 " 184 = 5 A>T0™a К = -^-^й = Ь24> 1,2.
К установке рекомендуется двухступенчатая токовая защита с устав-
ками: l\3 = 864 A; /J" = 452 А.
Время срабатывания максимальной токовой защиты должно быть
больше времени работы резервных защит трансформатора подстанции
Г, предварительно можно принять /с 3 = 3—4 с.
160
8.2.2. Расчет токовых отсечек для линий с двухсторонним питанием
Эти отсечки входят в состав панелей и шкафов комбинированных за-
щит, как правило, в виде дополнительных защит от междуфазных КЗ
на линиях АБ и БВ.
1. Предварительно производится построение кривых спадания токов
по линиям при трехфазных КЗ в максимальном и минимальном режи-
мах (см. рис. 8.3). В дальнейшем по этим кривым определяются зоны,
защищаемые отсечками.
2. Ток срабатывания отсечки определяется по (2.12) с учетом дан-
ных табл. 8.1 в расчетных режимах (для параллельных линий одна из
них отключена) и отстройкой от тока качаний по (2.11)
Ток качаний по линии АБ (отключена одна из линий):
„^Берном _ 2,1 -230
кач.макс /т г- ^^- *п-
^Зхжвмш V3 • 123,95
Ток качаний по линии БВ (линии АБ включены параллельно):
2,1 • 230
--■мнв " VTlo^i
3. Зоны, защищаемые отсечкой в максимальном и минимальном ре-
жимах определяются по рис. 8.6.
ПА ПБ ПВ
Рис. 8.6. Кривые спадания токов по линиям АБ и БВ при трехфазных КЗ в макси-
мальном (сплошные линии) и минимальном (пунктирные линии) режимах
161
4. Зона, защищаемая в каскаде, находится с учетом (2.2) в расчетном
режиме. Например, для отсечки, установленной на подстанции А,
хотсА = хзащ-л:2:сист= 49,24-23,17 = 26,07 Ом;
™е *защ = ^ср.номА^З /сз) = 230/(V3 • 2,7) = 49,24 Ом;
XZ сист= Х1Ъ расч = 23,17 0м
(определяется по данным табл. 8.1, точка 1, режим максимальный, от-
ключение одной линии АБ).
Зона, защищаемая отсечкой
'оты = (*отсЛ 1хаб)^ = (26,07/32)100 = 81,47 %.
5. Остаточное напряжение на шинах подстанции А определяется по
(2.4) и табл. 8.3:
а) в максимальном режиме
^остЛ= V3/c.3^OTC^00/t/cpHOM= V3 -2,7- 14,8- 100/230 = 30,05%,
где хотсА = хл потсА /100 = 46,25 • 32 /100 = 14,8 Ом;
б) в режиме каскадного отключения
U0CTA = 73 ' 2,7 • 26,07 • 100/230 =52,9 %.
Результаты расчетов по подп. 2—5 для других защит приведены
в табл. 8.3.
6. Дополнительно проверяется чувствительность отсечек при двух-
фазном КЗ в минимальном режиме в месте установки защиты (по дан-
ным кривых спадания токов КЗ на рис. 8.6).
Линия АБ:
7(2)
, 7к.мин _ 0,865 - 3,95 _
Ка=Т7~ 2,57 "1'26>1'2'
сз
0,865 • 3,15
2,7
кчБ= ' „„ ' = 1,01 < 1,2.
Линия БВ:
0,865 • 7,38
3,1
Кв = ' -, ' =2,06>1,2.
162
Таблица 8.3
Расчет токовых отсечек от междуфазных КЗ для линий с двухсторонним питанием
Ли-
ния
АБ
БВ
Место
уста-
новки
защиты
ПА
ПБ
ПБ
ПВ
Расчетные условия — вид и
место КЗ, (т. — точка, в. —
ветвь), расчетный режим
Трехфазное КЗ на шинах
ПБ; режим максимальный,
отключена и заземлена од-
на линия АБ (т. 3, в. 10)
Трехфазное КЗ на шинах
ПА; режим максимальный,
отключена и заземлена од-
на линия АБ (т.1, в. 9)
Трехфазное КЗ на шинах
ПВ; режим максимальный
(т. 5, в. 13)
Трехфазное КЗ на шинах
ПБ; режим максимальный
(т.З, в. 12)
Ток ли-
нии при
КЗ, кА
2,08
1,44
1,38
2,22
Ток линии
при качани-
ях, кА, вы-
числяется
по (2.11)
2,25
2,58
Ток сраба-
тывания за-
щиты, кА,
вычисляет-
ся по (2.12)
2,7
3,1
Зона, защищаемая отсеч-
кой, определяемая по
рис. 8.6 или с учетом (2.2)
макс. *
мин.
46,25
32,5
23,75
13,75
0
0
58,3
50,83
каскад,
макс*
81,47
57,12
—
Остаточное напря-
жение, вычисляется
по (2.4), %
макс. *
мин.
30,05
21,15
15,45
8,95
0
0
65,25
56,91
каскад,
макс*
52,9
37,12
—
Назначе-
ние защиты
Дополни-
тельная
Дополни-
тельная
Не устанав-
ливается
Основная
макс, мин. — максимальный и минимальный режимы.
8.3. ДИСТАНЦИОННЫЕ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ
8.3.1. Расчет уставок дистанционных защит
1. В рассматриваемой сети дистанционные защиты могут быть уста-
новлены на линиях с двухсторонним питанием АБ и БВ. Выбор коэффи-
циентов трансформации ТТ и ТН производится:
а) длительно допустимый ток для линии АБ, выполненной прово-
дом АС 300/39, по условиям нагрева проводов составляет 690 А; для
линии БВ, выполненной проводом АС 400/51, составляет 835 А; прини-
маются коэффициенты трансформации ТТ соответственно К1АБ = 750/5
нК1БВ= 1000/5;
б) на подстанциях А, Б и В установлены измерительные трансформа-
торы напряжения с коэффициентом трансформации
220 000А/3 =220()
юо/Уз
2. Вычисляются полные первичные сопротивления линий
znAE = (0,098ч-у0,429)80 = (7,84 +/34,32) Ом; гАБ = 35,2 Ом;
zn БВ = (°>075 +/0,42) 120 = (9,0 +у50,5) Ом; zEB = 51,2 Ом;
г*тБВ = (°>12 + /0,435)20 = (2,4 +у8,7) Ом; z0TnEB = 9,02 Ом;
zn БГ = (0,12 +у0,435)45 = (5,4 +у 19,57) Ом; гБГ = 20,3 Ом.
3. Расчеты уставок дистанционных защит выполнены в соответствии
с § 2.2. Расчетные условия и примеры определения коэффициентов то-
кораспределения приведены на рис. 8.7. При выборе уставок согласова-
ние защит линий произведено по полным сопротивлениям, поскольку
различие в углах сопротивлений отдельных линий не превышает 3—5°.
Расчет уставок и проверка чувствительности дистанционных защит
приведены в табл. 8.4.
На основании выполненных расчетов следует, что дистанционные
защиты участка сети ПА—ПБ—ПВ во всех случаях обеспечивают ближ-
нее резервирование. Дальнее резервирование в сети 220 кВ обеспечива-
ют защиты, установленные на ПА и ПВ. Дистанционные защиты на ПБ
(в сторону ПА и ПВ) не обеспечивают дальнего резервирования в сети
220 кВ из-за значительной мощности источников на ПА и ПВ. Поэтому
на ПА и ПВ необходима установка устройств резервирования отказа вы-
ключателя (УРОВ). Кроме того, дистанционные защиты на линии БВ не
164
Таблица 8.4
Расчет уставок и проверка чувствительности дистанционных защит
Линия,
длина, мар-
ка провода
и сопро-
тивление
Место
уста-
новки
защи-
ты
Сту-
пень
за-
щи-
ты
Расчетные режимы для выбора параметров сра-
батывания и проверки чувствительности
(т. — точка, в. — ветвь)
Рас-
чет-
ное
выра-
жение
Расчет параметров срабатывания
[z (Ом)] и чувствительности
защиты
Принятые значе-
ния параметров
срабатывания
[z (Ом), / (с)]
АБ, 80 км,
АС 300/39,
= 35,2 Ом
ПА
I
Отстройка от КЗ на шинах подстанции Б
(2.13)
I
zc з = 0,85 • 35,2 = 29,92
4 = 30>°
<;.з - о
а) Согласование с первой ступенью защиты ли-
нии БВ при отключении одной линии АБ\
сток
1 (рис. 8.7, а)
б) Согласование с I ступенью защиты парал-
лельной линии со стороны ПБ в режиме каскад-
ного отключения КЗ у шин ПА; кток= 0,48
(рис. 8.7,5, табл. 8.1, т.Г, в.9/в.П)
в) Отстройка от КЗ на шинах 110 кВ ПБ при от-
ключении одной линии АБ; кток= 0,48 (табл. 8.1,
т.З, в. 10)
(2.14)
(2.14)
(2.15)
О zc 3 = 0,85 • 35,2 +
= 63,86
^ п п0< Кох °'78 *29'92
б) zc 3=0,85-35,2+ Q48
= 78,54
в) z;l3 = 0,85
7,84 +./34,32 +
Принимается
меньшее из значе-
ний а), б), в)
г"з = 63'39
При наличии
УРОВ на ПБ
+J
(1-0,12) 100,76
0,48 2
6,66+у 98,25
z" = 98,29
с.з '
г) Чувствительность защиты при КЗ на шинах ПБ
г) *ч = 63,9/35,2= 1,81 > 1,25
Продолжение табл. 8.4
Место
уста-
новки
защи-
ты
Сту-
пень
за-
щи-
ты
Расчетные режимы для выбора параметров сра-
батывания и проверки чувствительности
(т. — точка, в. — ветвь)
Рас-
чет-
ное
выра-
жение
Расчет параметров срабатывания
[z (Ом)] и чувствительности
защиты
Принятые значе-
ния параметров
срабатывания
[z (Ом), / (с)]
ПА
III
а) Отстройка от максимального тока нагрузки
линии по нагреву проводов
б) Чувствительность при КЗ на шинах ПВ
*ток= °>5 (табл 8 *> т-5> в.9/в.12)
в) Чувствительность при КЗ на шинах 220 кВ ПГ
*ток= °>26 (табл- 81> т-3> в1°)
г) Чувствительность в режиме каскадного от-
ключения КЗ у шин ПА кТОК = 0,48 (табл. 8.1,
т. Г, в. 10)
(2.18)
(2.19)
(2.19)
(2.19)
ч III 0,9 • 220
a) z = — =
сз УЗ-1,1-1,2-0,69-0,707
= 177,7
*ч , Ш 178 , _п , _
б)к«=ЩШЖ5 = 1'29>1'2
Ч ЬШ 178 1 СО 1 О
B)*H=35,2+20,3/0,26 = 1'58>U
г) к„ = „тл ^„ „ ,Л лЛ = 1,63> 1,2
' ч 35,2+35,2/0,48
ПБ
Отстройка от КЗ на шинах ПА
(2.13)
z*3 =0,85 • 35,2 =29,92
z\ = 30,0;/* =0
а) Согласование с I ступенью защиты параллель-
ной линии со стороны ПА в режиме каскадного
отключения КЗ у шин ПБ, отключен блок стан-
ции А; кТ0К = 0,32 (рис. 8.7, в, табл. 8.1, т.З'
в.Ю/в.П)
(2.14)
v II ло, ,--. 0,78 -30,0
а) *„, = 0,85 • 35,2 + —-—-—
' сз 0,32
103,0
£-*»
<П = 0,8
Продолжение табл. 8.4
АБ, 80 км,
АС 300/39,
= 35,2 Ом
БВ, 120 км,
АС 400/51,
zn =
= 51,2 Ом;
отпайка,
20 км,
АС 240/32,
готп ~
= 9,02 Ом
ПБ
ПБ
II
III
I
II
б) Отстройка от КЗ за трансформатором (авто-
трансформатором) станции А не расчетная —
блок имеет быстродействующие защиты
в) Чувствительность защиты при КЗ на шинах ПА
а) Отстройка от максимального тока нагрузки
линии по нагреву проводов
б) Чувствительность защиты в режиме каскадно-
го отключения КЗ у шин ПБ на параллельной
линии *ток = 0,26 (табл. 8.1, т.З', в. 10/в. 11)
Отстройка от КЗ на шинах ПВ
а) Ввиду отсутствия данных системы принима-
ется ориентировочно zC3> 1,25 z^ для обеспе-
чения защиты линии при КЗ на шинах ПВ
б) Чувствительность защиты в конце отпайки
у шин ПДкТОК =0,33 (табл. 8.1, т. 10, в.12/в.25)
(2.15)
(2.18)
(2.13)
(2.17)
Расчетное условие а) не должно
быть превышено. Для повышения
избирательности эта уставка может
быть снижена, исходя из условия
обеспечения надежной чувстви-
тельности
*"= 1,5; z"3= 1,5-35,2 =52,8
в) it" = 52,8/35,2 = 1,5 > 1,25
ч П1 III ._--
а) *,., яв *,., л = 177,7
' с.з ь с.з А '
б)*Ш= П8 = 1,04<1,2
' ч 35,2+35,2/0,26 ' '
Дальнее резервирование не обеспе-
чивается, на шинах станции А не-
обходимо УРОВ
ZL = °'85 " 51'2 = 43>5
a)z"3 = 1,25 * 51,2 =64
И 64
fC\ It — — 1 *Ч с 1 ">S
б)*" 25,6+9,02/0,33 1-1--1-5
4 - "»
4 = »
4" «.5
4=о
с.з
Продолжение табл. 8.4
Место
уста-
новки
защи-
ты
Сту-
пень
за-
щи-
ты
Расчетные режимы для выбора параметров сра-
батывания и проверки чувствительности
(т. — точка, в. — ветвь)
Рас-
чет-
ное
выра-
жение
Расчет параметров срабатывания
[z (Ом)] и чувствительности
защиты
Принятые значе-
ния параметров
срабатывания
[z (Ом), / (с)]
ПБ
в) Для обеспечения чувствительности к КЗ
в конце отпайки кч = 1,25 из (2.17) получим
2сз ~ ч.норм^гл 7отп ток'
(2.17)
О 2*3 = 1,25(25,6 + 9,02/0,33) =
= 66,2
II
zc,= 66,2
При УРОВ на ПВ
III
а) Отстройка от максимального тока нагрузки
линии по нагреву проводов
б) Чувствительность защиты при КЗ на стороне
НН ПД *ток = 0,33 (табл. 8.1, т.П, в.12/в.26)
(2.18)
«о*;
III
0,9 • 230
сз Л-1,1 -1,2 -0,835 -0,704
146,8
147
б)*.
III
147
III
2с.з:
сз '
= 0,15<1,2
4 25,6+314,8/0,33
Дальнее резервирование не обеспе-
чивается
ПВ
Отстройка от КЗ на шинах ПБ
(2.13)
z* =0,85 • 51,2 =43,5
сз ' ' '
** =43,5
сз '
0, = о
сз
а) Согласование с I ступенью защиты линии БА;
*ток= 1,5 (рис. 8.7,г и 8.6)
(2.14)
a)z»3=0,85-51,2 + 0'78-29'92
' сз ' '
1,5
= 59,08
Окончание табл. 8.4
ПВ
III
б) Отстройка от КЗ на шинах 110 кВ ПБ при от-
ключенной одной линии АБ, kT0K~ 0,52
(табл. 8.1, т.З, в. 12)
в) Чувствительность при КЗ на шинах ПБ (zQ 3 =
= 59,08)
г) Согласование со II ступенью защиты линии
БА, kT0K= 2,0 (табл.8.1, т.1)
д) Чувствительность при КЗ на шинах ПБ (zc -
= 64,1)
е) Чувствительность в конце отпайки у шин ПД
(табл. 8.1, т.Ю, вЛЗ/в.25)
а) Отстройка от максимального тока нагрузки
линии по нагреву проводов
б) Чувствительность при КЗ на шинах ПА. При
отключении одной линии АБ (кТ0К = 1)
в) Чувствительность при каскадном отключении
КЗ у шин ПА (кчьуг 0,52) (табл. 8.1, т.Г, в.12/в.П)
г) Чувствительность на стороне НН ПД
(табл. 8.1, т.И, в.13/в.28)
(2.15)
(2.14)
(2.17)
(2.19)
(2.19)
(2.17)
6)z;;3=0,85|9,0+y50,4 +
+/
"3 = 0,85 J 9,0+/
(1-0,12) 100,'
65+у 106,6
*« - 106'9
в) Л£= 59,08/5,12 = 1,15 < 1,25
ч П по< <1^0'78' 52>28
г) zc 3 = 0,85-51,2 + -
= 64,1
д) *"= 64,1/51,2 = 1,25
ч f И 64,1 , .. , . _
ч III III ,.,п
а)гс.зГ2с.з5=146'9
б)*™. "* =1,7>1,2
4 51,2 + 35,2
в) кч =
147
4 51,2+35,2/0,52
III 147
= 1,24>1,2
= 0,3< 1,2
Г) *ч 25,6+314,8/0,67
Дальнее резервирование не обеспе-
чивается
Принято меньшее
из б) и г)
11 СЛ 1
zC3=64,l
С, = °>8 + °>5
С.З ' '
1,3
гс.з= 147
С.З '
ПА [зГв] 7з.вы6 ПБ
а
ПА [ЗЛЕ] 2звыб ПБ
ПА [ЗЛЕ] 2з.выб
яд
I3.CII
б
-of©
е4 1' о,85гл '|o-^=^-pje
Рис. 8.7. Расчетные условия для согласования за-
щит рассматриваемого участка сети
чувствительны к КЗ на стороне НН ПД. Поэтому на подстанции Д необ-
ходима установка МТЗ на стороне ВН трансформатора, чувствительная
к КЗ на стороне НН и действующая на короткозамыкатель и отделитель.
Соответственно земляные защиты сети 220 кВ должны надежно отклю-
чать замыкания на землю в конце отпайки.
При оценке области применения защиты следует учитывать, что ли-
нии АБ и БВ связывают электростанцию А и электроэнергетическую
систему В и по ним осуществляется транзит мощности. Поэтому основ-
ные защиты этих линий должны быть быстродействующими. Примене-
ние дистанционных защит в качестве основных возможно на участке
параллельных линий, если остаточное напряжение на шинах подстан-
ции А и Б будет больше 60 % в минимальном режиме.
Согласно (2.4)
л/3 • 0,85 z_/K R. л 85 • 35 2 • 1 4
V^A'—n —100 = V3 °'**:5* 1'4100=31>5%<60%;
^ср.ном ZJU
UoaB - Уз-0,85- 35,2 -1,0 ш 2г5%<60%
ост Б 230
170
Здесь токи линии при КЗ в конце действия I ступени 1кА = 1,4 кА и
/к5 = 1,0 кА определены по кривым спадания (рис. 8.6).
Таким образом, дистанционные защиты на линиях АБ и БВ рекомен-
дуются к установке в качестве резервных.
8.3.2. Проверка чувствительности реле сопротивления
по току точной работы
Эта проверка выполняется для I и II ступеней дистанционных защит
линии АБ и БВ, поскольку чувствительность реле сопротивления III сту-
пеней по току точной работы, как правило, обеспечивается. Проверка
надежности работы реле сопротивления по току точной работы произ-
водится в следующей последовательности (на примере I ступени дис-
танционной защиты, установленной на ПА).
1. Определяется по (2.21) и данным табл. 8.4 уставка срабатывания
реле сопротивления
z\vA = z\3AKI/Ku = 30(750/5)/2200 = 2,05 Ом.
2. Находится ток точной работы реле сопротивления по данным
табл. 2.2 или 3.1. Принимается *устмин = 1 Ом/фазу, что соответствует
диапазону точной работы от 1,6 до 50 А.
3. Определяется ток в реле при КЗ в конце зоны действия защиты
W = 'змии/*/ = 1280/(750/5) = 8,52 А,
(3)
где /3 мин = 1,28 кА — ток линии в расчетной точке (0,85 /), определяет-
ся по кривым спадания токов на рис. 8.6.
4. Проверяется по (2.22) чувствительность реле сопротивления по
току точной работы
*ч.точн = Vmhh^t.p.mhh = 8'52/ Ьб = 5,32 > 1,5.
Результаты расчета реле сопротивления по току точной работы для
дистанционных защит рассматриваемой сети приведены в табл. 8.5. За-
метим, что для защиты установленной на ДБ, при z ст мин = 1 Ом/фазу
токи в реле при КЗ на линии превосходят 1Т макс = 50 А. Поэтому для
защит ПВ принято zyCT мин = 0,5 Ом/фазу, что соответствует диапазону
токов точной работы от 3,2 до 100 А.
171
Таблица8.5
Результаты расчета реле сопротивления по току точной работы
Наименование
линии
Место установ-
ки защиты
Ступень защиты
zC3,Om
zcp, Ом
'т.р.мин» А
'р.мин» ^
* Ч.ТОЧН
А—Б
ПА
I
30
2,05
1,6
8,52
5,32
II
63,9
4,35
1,6
7,53
4,7
ПБ
I
30
2,05
1,6
6,67
4,17
II
58,2
3,95
1,6
5,27
3,29
Б—В
ПБ
I
43,5
3,95
1,6
6,5
4,06
II
66,2
6,02
1,6
6,25
3,9
ПВ
I
43,5
3,95
3,2
10,75
3,36
II
64,1
5,83
3,2
10,1
3,15
8.3.3. Расчет уставок блокировки при качаниях
Расчет проведен для устройства блокировки типа КРБ-126 по упро-
щенной методике без использования токаЗ/0 в следующей последова-
тельности.
1. Определяем кратности тока качаний по линиям (см. табл. 8.3):
линия ЛБ I*
линия БВ I*..
кач.макс АБ 2250
г 1 ТТ ном
кач.макс БВ
750
2580
1000
= 3;
= 2,58.
11 ТТ ном
2. По табл. 2.3 определяем уставки блокировки:
1-й вариант — /2уст = 0,5 A, Кторм = 0,07 (7 %);
2-й вариант —12 уст = 0,75 А, Кторм = 0,06 (4 %).
Поскольку Х"торм в обоих вариантах близки, то в качестве расчетных
выбираем меньшее значение уставки /2уст = 0,5 А и £торм = 0,07 (7 %).
3. Чувствительность блокировки проверяется при двухфазном КЗ на
землю в минимальном режиме работы при повреждении в конце защи-
щаемой линии и в конце зоны резервирования (для параллельных линий
и при каскадном отключении).
Проверка чувствительности блокировки от качаний выполнена
в следующей последовательности (на примере комплекта защиты, уста-
новленного на подстанции А, при двухфазном КЗ на землю в конце зо-
ны резервирования — на шинах подстанции В).
172
1. Определяются по (2.27), (3.42) — (3.45) токи всех последователь-
ностей в месте установки защиты при КЗ в расчетной точке (т. 5):
ДМ) _
fi в ~
^ср.номЛ1л
230-0,075
Лфп
Х\<?Х{
1£л0£
= 2,64 А;
Л-750Г15 39+15>39'26-241
V3 — ^5,39+1$>39 + 26j24 J
МЛ)
Z2b
ср. ном п\ л
230-0,075
aJ3 KjX^
л1т
—+2
\*ох j
'о в
^ср.ном л0л
230-0,026
1,66 А;
-/ЗАГДдг^ + гх^) 73-^(15,39 + 2-26,24)
= 0, 34 А.
2. Определяется по (2.29) ток торможения (аварийную составляющую):
ли) = /fi (ли)лик + /(i.i)]2 з (1,1) ли) 2
7торм.в J|_2 1" 2в 0в J 4 1в 2в
= J[j (2,64- 1,66) + 0,34]2 +1 (2,64 + 1,66)2 = 3,82 А;
с учетом нагрузки /.
(1,1)
торм.в.нагр
I2 3
I +4'
= 3,82 + 4,6 = 8,42 А.
3. Определяются по (2.30) расчетные коэффициенты чувствительности:
без учета нагрузки
.(1,1) v МЛ)
к = у2в -^тормЧормв = 1,66-0,07-3,82 = 2 78 > 1 2 •
2 уст
с учетом нагрузки
0,5
r(U)
•К.
МЛ)
к-
2 в лторм7торм.в.нагр _ 1,66-0,07*8,42 _
'2 уст
0,5
= 2,14.
Результаты расчетов чувствительности блокировок от качаний дис-
танционных защит рассматриваемой сети приведены в табл. 8.6. Можно
сделать вывод, что блокировка обеспечивает достаточную чувствитель-
ность во всех расчетных аварийных режимах; при этом не требуется до-
бавка по 3Iq.
173
Таблица 8.6
Ли-
ния
АБ
БВ
, Место
уста-
новки
защи-
ты
ПА
ПБ
ПБ
ПВ
Расчет чувствительности блокировки типа КРБ-126 при двухфазном КЗ на землю
Режим, место КЗ
Минимальный режим,
шины ПБ
Минимальный режим,
шины ПВ
То же, каскадное отклю-
чение у шин ПА
Минимальный режим,
шины ПА
То же, каскадное отклю-
чение у шин ПБ
Минимальный режим,
шины ПВ (отключена и
заземлена одна линия АБ)
Минимальный режим,
шины ПБ
Минимальный режим,
шины ПА (отключена и
заземлена одна линия АБ)
Результирую-
щее сопро-
тивление в
месте КЗ, Ом
*11
31,04
15,39
67,02
28,03
61,69
15,62
31,04
29,4
*01
31,73
26,24
78,37
13,79
81,02
21,32
31,73
13,49
Доля тока линии
"1л
(табл. 8.1)
0,26
0,075
0,47
0,17
0,31
0,13
0,48
0,3
л0л
(табл. 8.2)
0,17
0,026
0,64
0,05
0,44
0,12
0,16
0,03
Вторичные токи в месте установки за-
щиты, А
,0,1)
Чк
К1
по (3.45)
4,92
2,64
4,04
4,04
2,84
3,5
6,83
5,16
7ОЛ)
по (2.27)
2,49
1,66
2,17
1,33
1,61
2,02
3,45
1,62
,0,1)
'О к
Kj
по (1.8)
1,6
0,34
2,53
0,8
1,74
1,37
1,12
0,35
70,1)
торм.к
по (2.29)
7,01
3,82
6,4
5,12
4,52
5,25
9,33
6,24
k4 по (2.30)
Без уче-
та тока
нагрузки
4,0
2,78
3,44
1,94
2,58
3,31
5,59
2,36
С учетом
тока на-
грузки
3,35
2,14
2,8
1,3
1,94
2,73
5,01
1,78
8.4. МАКСИМАЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ
Для рассматриваемого участка сети МТЗ от замыканий на землю ус-
танавливаются на всех линиях 220 кВ. На линиях ЛБ и БВ предусматри-
вается ТЗНП в составе панели типа ЭПЗ 1636.
Расчет уставок срабатывания выполняется в соответствии с реко-
мендациями § 2.3.
1. Предварительно производятся построения кривых спадания токов
3/0 по линиям при однофазных КЗ в максимальном и минимальном ре-
жимах (рис. 8.8). В дальнейшем по этим кривым определяются зоны
действия отсечек и строятся токовременные характеристики защиты.
2. Определяются по (2.31) уставки первых ступеней всех защит сети,
и по кривым спадания токов (рис. 8.8) определяются защищаемые зоны
в максимальном и минимальном режимах. Для тупиковых линий при
выборе уставок срабатывания учитываются соотношения (2.34) и (2.36).
3. Определяются по (2.32) уставки срабатывания вторых ступеней
всех защит, а по (2.33) оценивается их чувствительность в расчетных
Рис. 8.8. Кривые спадания токов 3/0 по линиям при однофазных КЗ в максималь-
ном (сплошные линии) и минимальном (пунктирные линии) режимах и токовре-
менные характеристики защиты
175
режимах (в том числе и при каскадном действии защит). Для ускоряе-
мых ступеней защит учитывается условие (2.36).
4. Определяются по (2.32) уставки срабатывания третьих (четвер-
тых) ступеней всех защит сети. Учитываются условия (2.34), (2.36), а
чувствительность защиты проверяется по (2.35).
5. По соотношению найденных уставок срабатывания (по току и по
времени) для каждой линии принимается решение о введении органа
направления мощности.
Расчет уставок и проверка чувствительности МТЗ от замыканий на
землю для рассматриваемой сети выполнены в табл. 8.7.
Отстройка от броска намагничивающего тока. При выборе уста-
вок защит наряду с выполнением условий согласования производится
отстройка от бросков тока намагничивания силовых трансформаторов и
автотрансформаторов для линий, включение которых возможно совме-
стно с этими объектами. В рассматриваемой сети такими линиями явля-
ются линия БВ с отпайкой к ПД и линия БГ. Расчет выполняется в сле-
дующей последовательности (на примере защиты ПБ линии БВ):
1. Определяется (см. п. 2.3.4) относительное расчетное сопротивле-
ние трансформатора ПД при включении на холостой ход
4.отн =(12,7 + £/кВН)/1,35 = (12,7+11,5)/1,3 = 18,6%.
2. Определяется сопротивление трансформатора при включении,
приведенное к среднему номинальному напряжению сети
TJ2 2
(I) т.отн ср. ном 18,6 230
л: = ——- = = 307 Ом.
100 5Т 100 32
3. Находится расчетное сопротивление контура включения
Vc4=*lX + *l£B/2+^oTn + 4l)=48 + 24 + 8 + 307 =387 Ом.
4. Определяется относительное время срабатывания защиты
Ч.з= ^.3^220= ЬЗ/0,25 = 5,2;
^с.з.уск==^уск/^220=0Л/0,25 = 0,4,
где /сз= 1,3 с — время срабатывания защиты (табл. 8.7); при ускоре-
нии II ступени tск =0,1 с; т220 = ^>25 с — средняя постоянная времени
сети 220 кВ.
176
Таблица 8.7
Расчет уставок и проверка чувствительности МТЗ от КЗ на землю
Ли-
ния
АБ
Ме-
сто
уста-
нов-
ки за-
щиты
ПА
Сту-
пень
за-
щи-
ты
I
II
Расчетные условия для выбора
параметров срабатывания защи-
ты [значения токов 3/0 (кА)
из табл. 8.2]
а) Отстройка от КЗ на землю на
шинах ПБ, режим максимальный,
отключена и заземлена одна линия
АБ и отключен автотрансформа-
тор Я£3/0(1) = 2,0 (т.З, в.30)
б) Отстройка от КЗ на землю при
каскадном отключении КЗ на па-
раллельной линии у шин ПА\ ре-
жим максимальный; 3/0 = 1,29
(т. Г, в. 10)
а) Согласование с I ступенью за-
щиты линии БВ; режим макси-
мальный, отключена и заземлена
одна линия АБ и отключен авто-
трансформатор ПБ. Токораспре-
деление определяется по т.З при
исключении в. 12 /З.выб= V3(b
'з.см = *Z~~ 'в.12> *ток =
= 0,47/0,78 = 0,6
Уставки
срабатыва-
ния защи-
ты смеж-
ной ли-
нии, кА.(с)
1,35
(0,1)
Расчет параметров срабаты-
вания, [/ (кА); / (с)]
^ЛН^ОмаксГ1'3-2^'6
б) Iq = 1,3 • 1,29 = 1,68
а) /0П = 1,1-0,6-1,35 =0,89
/" = 0,1+0,5 =0,6
Принятые значения
параметров срабаты-
вания [/ (кА); / (с)];
направленность за-
щиты
Принято по больше-
му из условий а) и б);
/J =2,6; / = 0
ненаправленная, так
как
I I
10А>10 Б
Принято по больше-
му из условий а) и б)
/"=0,89; /"=0,8;
направленная, так
II И
как t0A<iQ Б
Оценка чувствитель-
ности защиты
Отсечка защищает
47 % линии в макси-
мальном и 39 % в
минимальном режи-
мах (рис. 8.8)
Минимальный ре-
жим КЗ на шинах ПБ
(т.З, в. 11)
/ П 0,74 ,
к*шт<1
То же, но в режиме
каскадного отключе-
ния (т.З', в. 11)
4 0,89
Продолжение табл. 3.7
Ли-
ния
АБ
Ме-
сто
уста-
нов-
ки за-
щиты
ПА
Сту-
пень
за-
щи-
ты
II
III
IV
Расчетные условия для выбора
параметров срабатывания защи-
ты [значения токов 3/0 (кА)
из табл. 8.2]
б) Согласование с I ступенью за-
щиты параллельной линии со
стороны ПБ; режим каскадного
отключения КЗ у шин ПА, мак-
симальный режим кТ0К = 0,66
(т.З', в. 1 О/в.И).
а) Согласование со II ступенью
защиты линии БВ; при тех же ус-
ловиях, что и для II ступени
*ток = 0,6
б) согласование со II ступенью
защиты линии БА; кток = 0,66
а) Согласование с III ступенью
защиты линии БВ при тех же ус-
ловиях, что и для II ступени
*ток = 0,6
б) Согласование с III ступенью
защиты линии БА при тех же ус-
ловиях, что и для II ступени
*ТОк = 0,66
Уставки
срабатыва-
ния защи-
ты смеж-
ной ли-
нии, кА (с)
1,2
0,55
(0,8)
0,43
(1,3)
0,16
(1,3)
0,18
(2,3)
Расчет параметров срабаты-
вания,
[/(кА);/(с)]
б) /" = 1,1-0,66-1,2 =0,87
Отстройка от каскадного
действия поперечной защи-
ты*1^ 0,8
а) /0Ш = и -0,6-0,55 =0,363
/ш= 0,8 + 0,5 = 1,3
б) /0Ш = 1,1-0,66-0,43 =0,31
/ш= 1,3+ 0,5 = 1,8
a) /0IV = 1,1 -0,6 -0,16 =0,105
fIV= 1,3 + 0,5 = 1,8
б)/0IV = 1,1-0,66-0,18 =0,13
fIV= 2,3 +0,5 = 2,8
Принятые значения
параметров срабаты-
вания [/ (кА); / (с)];
направленность за-
щиты
Принято с запасом в
сторону избиратель-
ности
/0Ш = 0,37;,Ш = ,,8.
Направленная, так
как
, III , Ш
U <1Б
Принято с запасом
IV IV
/0 =0,13; / =2,8
Оценка чувствитель-
1 ности защиты
Минимальный ре-
жим, КЗ на ПБ (т.З,
вШ*Ш=^ = 2
} ч 0,37
Минимальный ре-
жим, КЗ на ПВ (т.5,
1|ч ,1П 0,18 ,
Минимальный ре-
жим, КЗ на ПВ (т.З,
в.П)
Продолжение табл. 8.7
АБ
ПА
ПБ
IV
I
II
в) Отстройка от тока небаланса ТТ
при трехфазном КЗ на шинах
110 кВ ПБ при отключенной одной
линии АБ /л(3) = 0,78 (т. 12, в. 10)
а) Отстройка от КЗ на землю на
шинах ПА; режим максимальный,
отключена и заземлена одна ли-
ния АБ и один блок ГРЭС
3/0(1Л) = 0,92 (т.1, в.П)
б) Отстройка от КЗ при каскад-
ном отключении КЗ на парал-
лельной линии у шин ПБ
3/0(1Л) = 0,89(т.З;в.10)
а) Согласование с I ступенью за-
щиты параллельной линии со
стороны ПА при каскадном от-
ключении КЗ у шин ПБ; режим
максимальный, кТОК = 0,44
(т.З; в.Ю/в.П)
б) То же, согласование со II сту-
пенью кТОК = 0,44
2,6
0,89
(0,8)
в) /0IV = 1,25-1-0,1 -0,78 =
= 0,098
/IV= 1,8 + 0,5 = 2,3
а) 1*= 1,3-0,92 =1,2
б) /0!= 1,3-0,89 =1,16
а) /" = 1,1-0,44-2,6 =1,26
не принимается, так как соиз-
мерима с уставкой I ступени
б) /"=1,1-0,44-0,89 = 0,43
/" = 0,8 + 0,5 =1,3
/J» 1,2 ;/! = <)
направленная, так
как
I I
У0 Бк10А
Принимается по ус-
ловию б)
/"=0,43; /П = 1,3;
направленная, так
как
И И
У0£<У0Л
Отсечка защищает
70 % линии в макси-
мальном и 63 %
в минимальном ре-
жимах (рис. 8.8)
Минимальный ре-
жим, КЗ у шин ПА
(т.1, в.И)
,11 0,32 ,
При каскадном от-
ключении у шин ПА
(т.Г, в.И)
4 0,43 4"*У
_
Продолжение табл. 8.7
Ли-
ния
АБ
БВ
Ме-
сто
уста-
нов-
ки за-
щиты
ПБ
ПБ
Сту-
пень
за-
щи-
ты
III
Т
II
III
Расчетные условия для выбора
параметров срабатывания защи-
ты [значения токов 3/0 (кА)
из табл. 8.2]
Согласование с III ступенью за-
щиты при тех же условиях, что и
для II ступени, кТ0К = 0,44.
Отстройка от КЗ на землю на ши-
нах ПВ; режим максимальный,
отключена отпайка 3/0 = 1,04
(т.5, в.13)
а) Ввиду отсутствия данных сис-
темы принимаем ориентировочно
из условия обеспечения кц =1,5
(т.5, в. 12) при 3/0 Мин = 0,83
б) Отстройка от броска намагни-
чивающего тока трансформатора
ПД при ускорении II ступени за-
щиты (табл. 8.8)
а) Отстройка от тока небаланса
при трехфазном КЗ на ПВ
7mL s 1,29 (табл. 8.1, т. 5, в. 13)
Уставки
срабатыва-
ния защи-
ты смеж-
ной ли-
нии, кА (с)
0,37
(1,8)
Расчет параметров срабаты-
вания,
[/(кА);/(с)]
/q" = 1,1 • 0,44 - 0,37 =0,18
/ш = 1,8 + 0,5 = 2,3
7^= 1,3-1,04 =1,35
^=0
a)70 = 3/0Mm/*4^
= 0,83/1,5 = 0,55
,"=0,5
б) /"=0,31
,"=0,1
а)/0Ш= 1,25-0,1-1,29 =0,16
Гш=0,8 + 0,5 = 1,3
Принятые значения
параметров срабаты-
вания [/ (кА); / (с)];
направленность за-
щиты
/■" = 0,18; /"=2,3;
направленная, так
, III . III
т10Б<10Л
/(5=1,35; /*=0;
ненаправленная, так
,1 I
как /0 Б>10 в
Принято:
/"=0,55; /"=0,8;
при УРОВ на ПВ;
направленная, так
,п -И
как tE < tB
Принято:
/0Ш=0,16;,Ш = .,3;
Оценка чувствитель-
ности защиты
Минимальный ре-
жим, КЗ у шин ПА
km = °21 - . 78
*- 0Д8 1J8
Отсечка защищает
62 % линии в макси-
мальном и 55 %
в минимальном ре-
жимах (рис. 8.8)
а) Минимальный ре-
жим, КЗ у шин ПВ
*? = ..5
б) Минимальный ре-
жим, КЗ у шин ПД
*" - L2E - 1 92
Минимальный ре-
жим, КЗ у шин ПВ
(т.5, в.13)
к11 = ^ = 5 19
*" 0,16 5'19
Продолжение табл. 8.7
БВ
ПБ
ПВ
III
I
II
б) Отстройка от броска тока на-
магничивания трансформатора
ПД (табл. 8.8)
Отстройка от КЗ на землю на ши-
нах ПБ\ отключен автотрансфор-
матор ПБ, отключена отпайка
3/0(1) = 0,875 (т.З, в.13).
а) Согласование с I ступенью за-
щиты линии БА\ режим макси-
мальный, отключен автотрансфор-
матор ПБ и трансформатор ПД;
кТ0К с запасом определяется по
т.1. Токораспределение определя-
ется по т.З при исключении в.30
7з.выб = 7в.13; 'з.см = (7Z- 7в.30У
/2; *ток = 0,22/0,29 = 0,76
б) То же, согласование со II сту-
пенью защиты линии БА
в) Согласование с I ступенью за-
щиты линии БГ\ режим макси-
мальный, отключены один авто-
трансформатор ПБ и трансформа-
тор ПД. Токораспределение опре-
деляется по т.З при исключении
в.15 *ток = 0,22/(1,0 — 0,18) = 0,27
1,2
0,43
(1,3)
0,59
(0,1)
б)/0Ш=0,09;/П1 = 1,3
/<!= 1,3-0,875 =1,14;
;!=0
а) /" = 1,1-1,2-0,76 =1,0;
*п=0,8;
не принимается, так как со-
измерима с уставкой I сту-
пени
б) /"=1,1-0,43-0,76 = 0,36;
/п= 1,3 + 0,5 = 1,8
в) /"=1,1-0,27-0,59 = 0,175;
/п=0,1 +0,5 = 0,6
/({=1,14; /*=0;
направленная, так
Л Л
как /0 B<IQ Б
Принято наибольшее
из условий б), в) и г)
/" = 0,36; /" = 1,8
Отсечка защищает
73 % линии в макси-
мальном и 58 % в
минимальном режи-
мах (рис. 8.8).
Минимальный ре-
жим, КЗ у шин ПБ
(т.З, в.13)
/ И 0,69 , м
*ч=^ = 1,92
Минимальный ре-
жим, КЗ у шин ПД
(т. 10, в.13)
kll = il^-322
** оМ 3'22
Продолжение табл. 8.7
Ли-
ния
БВ
Ме-
сто
уста-
нов-
ки за-
щиты
ПВ
Сту-
пень
за-
щи-
ты
II
III
IV
Расчетные условия для выбора
параметров срабатывания защи-
ты [значения токов 3/0 (кА)
из табл. 8.2]
г) Отстройка от броска тока на-
Мс /ничивания трансформатора
ПД при ускорении (*уск = 0,1)
II ступени защиты (табл. 8.8)
а) Согласование с III ступенью
защиты линии БА при тех же ус-
ловиях, что и для II ступени
*ток - 0,76
б) Отстройка от броска тока на-
магничивания трансформатора ПД
(табл. 8.8)
Отстройка от тока небаланса ТТ
при трехфазном КЗ на шинах
110 кВ ПБ /^с - 0,76 (т. 12, в. 12)
Уставки
срабатыва-
ния защи-
ты смеж-
ной ли-
нии, кА (с)
0,18
(2,3)
Расчет параметров срабаты-
вания,
[/(кА);/(с)]
г) 1*=0М; 1^*0,1
а)/0Ш= 1,1-0,18-0,76 =0,15
/ш= 2,3 + 0,5 = 2,8
б) /0Ш=0,1; |Ш = 1,8
7™ =1,25-1-0,1 -0,76=0,095
/IV= 2,8+ 0,5 = 3,3
Принятые значения
параметров срабаты-
вания [/ (кА); / (с)];
направленность за-
щиты
Принято:
/0Ш = 0,15;,Ш=2,8;
направленная
Принято:
/0IV=0,l;,IV=3,3;
направленная
Оценка чувствитель-
ности защиты
Минимальный ре-
жим, КЗ у шин ПА
(т.1, в.13)
,Ш 0,14 f
*ч =0Т5<1-
Для обеспечения
дальнего резервиро-
вания вводится IV
ступень.
Минимальный ре-
жим, КЗ у шин ПА
(т.1, в.13)
bIV 0'14 1Л 1Л
*" =0Х=М>1'2
Окончание табл. 8.7
БГ
ПБ
I
а) Отстройка от токов небаланса
трансформаторов тока при трех-
фазном КЗ на шинах 10 кВ ПГ
/^с = 0,665 (табл. 8.1, т.8, в.15)
б) Отстройка от броска тока на-
магничивания трансформатора
ПГ (табл. 8.8)
в) Отстройка от КЗ на шинах ПБ,
режим максимальный 3/Q =
= 0,97 (т.З, в.15).
а)/0!= 1,25-2-0,665=0,166;
/!=0
б)/01=0,59при/откл=0,1
в) /0!= 1,3-0,97 =1,26
^=0
По большему из ус-
ловий а) и б)
/0 = 0,59; ^=0,1;
направленная
Минимальный ре-
жим, КЗ у шин ПГ
(т.7, в. 16)
*l = g=U>8<l,2
Для повышения чув-
ствительности защи-
ту рекомендуется
выполнить направ-
ленной. При этом ус-
ловие в) не расчет-
ное, тогда
Л 1,36 _, ,„
*- = оЗГ2'3>1'2
5. Находится коэффициент затухания броска тока намагничивания
(при использовании реле РТ-40, рис. 2.10): при t* = 5,2 С
(1)
0,26;
0,4 С
(1)
0,91.
пРи/*уск: ^- ^б
6. Определяется по (2.36) уставка срабатывания защиты по условиям
отстройки от броска намагничивающего тока трансформатора ПД
U С(1)
иномсб
'Ос.з
л/3.
расч
220 - 0,26
V3 • 387
= 0,09 кА.
При ускорении защиты /0с 3 = 0,31 кА.
Результаты расчета уставок земляных защит по условиям отстройки
от броска тока намагничивания трансформаторов ПГ и ПД приведены
в табл. 8.8.
На основании выполненных расчетов следует, что многоступенча-
тые токовые защиты нулевой последовательности в рассматриваемой
сети обеспечивают надежное ближнее и дальнее резервирование КЗ на
землю. На параллельных линиях АБ вторые ступени не обеспечивают
необходимой чувствительности при КЗ в конце линии, но они рекомен-
дуются к установке, так как обеспечивают быстродействие и высокую
чувствительность в режимах каскадного отключения КЗ у шин прием-
ных подстанций. Кроме того, эти ступени используются для согласова-
ния защит, что позволяет снизить общее время ликвидации КЗ на зем-
лю в рассматриваемой сети. Защиты от замыканий на землю магист-
Таблица8.8
Результаты
Линия
БВ
БГ
Место
установки защиты
ПБ
ПВ
ПБ
расчета отстройки от броска тока намагничивания трансформатора
Мощность транс-
форматора, MB • А
32
32
63
Напряжение корот-
кого замыкания, (7К, %
П,5
11,5
11,5
Сопротивление
трансформато-
ра при включе-
(1)
НИИ, Xj
%
18,6
Ом
307
при уск
Сопротивление
линии х i л, Ом
32
орении
Сопротивление, приведен-
ное к шинам, х i£ , Ом
48
защить
к
X
и
I*
8°
§• *■
О се
о а.
о х
о
в &
о X
ев о
Рц В
387
18,6 | 307 | 32 | 12 | 351
при ускорении защиты
18,6
156,0
18
26,6
201
Время срабатывания
защиты, с
1,3
0,1
1,8
0,1
0,1
Относительное время
срабатывания
5,2
0,4
6
0,4
0,4
Расчетный ток отстройки
от броска токов , кА
0,09
0,31
0,1
0,34
0,59
184
ральных линий выполнены трехступенчатыми на подстанции Б и четы-
рехступенчатыми на подстанциях А и В. Последнее необходимо для
обеспечения дальнего резервирования КЗ на землю на линии БВ,
имеющей отпайку к ПД. Чувствительность защиты от КЗ на землю на-
дежно обеспечивается вторыми ступенями защит. Защита от КЗ на зем-
лю на линии БГ выполнена одноступенчатой направленной и имеет
чувствительность больше 2.
8.5. ПОПЕРЕЧНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ НАПРАВЛЕННАЯ ЗАЩИТА ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ
ЛИНИЙ
Для рассматриваемого участка сети поперечная дифференциальная
направленная защита в составе панели ЭПЗ 1637 (комплекты КЗ-6, КЗ-7)
устанавливается на линиях АБ. Расчет уставок защиты выполняется в со-
ответствии с рекомендациями § 3.2.
Расчет уставок комплектов защиты КЗ-7, действующих при замыка-
ниях на землю, приведен в табл. 8.9. Уставка срабатывания токовых
пусковых органов нулевой последовательности принята больше расчет-
ной для удобства эксплуатации, поскольку чувствительность пусковых
органов по току весьма высока во всех режимах. Уставка пускового ор-
гана по напряжению нулевой последовательности также обеспечивает
необходимую чувствительность защиты. Следует отметить, что при зна-
чительной длине параллельных линий чувствительность пусковых орга-
нов по напряжению в расчетных режимах каскадного отключения мо-
жет быть недостаточной. Но и в этих случаях защита может быть реко-
мендована к установке, если МТЗ от замыканий на землю в режимах
каскадного отключения надежно резервируют работу комплекта защи-
ты КЗ-7. Кроме того, уставка пускового органа по напряжению нулевой
последовательности может быть снижена при эксплуатации с учетом
фактического напряжения небаланса.
Расчет уставок комплектов защиты КЗ-6, действующих при между-
фазных повреждениях приведен в табл. 8.10. При отсутствии блокиров-
ки по напряжению чувствительность токовых пусковых органов в точке
одинаковой чувствительности недостаточна (кч = 1,73 < 2). Использова-
ние в защите реле блокировки по напряжению позволяет снизить устав-
ку токовых пусковых органов и получить их высокую чувствительность
(кч = 9,66 > 2). Однако при этом чувствительность органа блокировки
по напряжению ниже рекомендуемой. Поэтому с целью упрощения за-
щиты целесообразно отказаться от блокировки по напряжению, так как
защита имеет достаточную чувствительность в максимальном режиме, а
несколько сниженная чувствительность токовых пусковых органов при
185
Таблица 8.9
Расчет уставок комплекта защиты от замыканий на землю (комплект КЗ-7)
Место
уста-
новки
I защиты
Выбор уставок срабатывания
Расчетные условия [вид и место КЗ,
(т. — точка, в. — ветвь), расчетный
режим]
а) Отстройка по (3.13), (3.14) оттока|
небаланса при однофазном КЗ на
шинах ЯД режим максимальный,
т.З, в.Ю+в.П 3/0(1)= 1,68 кА
Расчетное значение пара-
метров срабатывания. При-
нятые уставки
[/ (кА), U (кВ)]
Проверка чувствительности
по току в точке
одинаковой
чувствительно-
сти, по (3.18)
по току в каска-
де при КЗ в кон-
це линии, по
(3.20)
по напряжению в кас-
каде при КЗ в конце
линии, по (3.21)
ПА
ПБ
а)/0с 3=1,25-0,084 = 0,105
где
/^=0,5-0,1-2-1^ = 0,084
^нб = ° ' так КаК С = °
б) Отстройка от тока небаланса при
двухфазном КЗ на землю у шин/ТЛ;
т. 1; режим минимальный
3/,
(1.1)а
0 мин
б) Отстройка не расчетная.
Принимаем /0 = 1 А или
/0сз = 0,001(75(У5) =0,15
0,79 кА
в) Отстройка по (3.16), (3.17) от на-
пряжения небаланса Uqhq - U0c -
= 5В
в) U.
0 с.з
0,005
220 000
юоУз
= 6,36
Режим мини-
мальный, т.2,
3/,
(1)
0 мин
= 3,75 кА
3,75
4 2-0,15
12,5 > 2
Режим мини-
мальный, т.З'
3'ом„„=1.95кА
3/(1) =
0 парал
= 0,86 кА,
= 1,95 + 0,86
*ч 0,15
= 18,7 > 1,5
Режим максималь-
ный, т.З'
С/0сз= 1,19-11,64 =
= 13,85 кВ,
13,85
*ч =
6,36
= 2,18 > 1,5
Режим мини-
мальный, т. Г
З/о^нн-ЦЛкА,
3/,
(1)
0 парал
= 1,2 кА,
^_ 1,87+1,2 =
*ч 0,15
= 20,47 > 1,5
Режим максималь-
ный, т.1'
ЗС/0сз=0,11 -293,89 =
= 32,33 кВ,
32 33
*4 = w=5,08>1'5
Таблица 8.10
Расчет уставок комплекта защиты от междуфазных повреждений (комплект КЗ-6)
Место
уста-
новки
I защиты
Выбор уставок срабатывания
Расчетные условия (вид и место КЗ,
расчетный режим)
а) Отстройка по (3.22), (3.23) от тока
небаланса при трехфазном iv3 на
шинах ПБ; режим максимальный,
Расчетное значение пара-
метров срабатывания и при-
нятые уставки,
[/(кА), 1/(кВ)]
Проверка чувствительности
по току в точ-
ке одинако-
вой чувстви-
тельности, по
(3.28)
по току в каскаде
при КЗ в конце
линии, по (3.29)
по напряжению в кас-
каде при КЗ в конце
линии, по (3.31)
ПА
ПБ
т.З
в.Ю+в.И /J?! =2,76кА
б) То же, но КЗ на шинах подстанции
ПА, т.1, B.9+B.11
г О)
1,75 кА
в) Отстройка по (3.25) от макси-
мального тока нагрузки
= 690 А
н г макс
г) Отстройка по (3.26), (3.27) от то-
ка неповрежденной линии при кас-
кадном отключении однофазного
КЗ на землю
д) Напряжение срабатывания органа
блокировки по (3.30)
а) 7с.з.бл ;
= 0,175,
где
1,25-0,138 =
2,76
/н'б=0,5-0,1-2-^~^ =0,138
/н'£ = 0 , так как С = 0
б) Отстройка не расчетная
в) / =( 1,2/0,85) -0,69=0,97
г)/сз= 1,25-0,74=0,925,
где
/неп = 0,69 +0,15/3 =0,74.
Принято /с 3 = 0,97
0,9 • 220
Д)[/о.з=ПТй=150
Режим мини-
мальный, т.2,
/(2) =
к. мин
= 3,37 кА,
3,37 __
4 2-0,97
= 1,73 < 2.
То же, режим
максимальный
/(2) =
к. макс
= 3,92 кА;
3,92
4 2-0,97
= 2,02.
При введении
блокировки по
напряжению
* =-М?-=
4 2-0,175
= 9,66 > 2
Режим мини-
мальный, т.З'
/к.«ин=1.86кА,
'к.парал=0'56кА;
Режим максималь-
ный, т.З'
^к.макс=^3-2^^2:
= 131,75 кВ;
150
к =
1,86+0,56.
4 131,75
= 1,14<1,3
0,97
2,54 > 1,5
Режим мини-
мальный, т. 1'
!км\т= *'71 кА>
^.парал^'3^
_ 1,71+0,8 _
4 0,97
= 2,59> 1,5
Режим максималь-
ный, т. 1'
= 116,8 кВ;
КЗ посредине линии в минимальном режиме резервируется дистанцион-
ными защитами, отключающими КЗ в указанной точке без выдержки
времени. Кроме того, уставка токовых органов может быть снижена
с учетом фактической нагрузки линии. В режимах каскадного отключе-
ния чувствительность поперечной защиты достаточна.
Таким образом, при одновременной параллельной работе линий АБ
поперечная дифференциальная направленная защита может быть при-
нята в качестве основной.
8.6. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНАЯ ВЫСОКОЧАСТОТНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ
Для рассматриваемого участка сети высокочастотная дифференци-
ально-фазная защита в составе панелей ДФЗ-201 устанавливается на ли-
ниях АБ и БВ, через которые осуществляется транзит мощности парал-
лельно работающих станций. Для линии с отпайкой принято, что двига-
тельная нагрузка на подстанции Д незначительна и установка полуком-
плекта защиты на этой подстанции не предусматривается. Расчет уста-
вок защит выполняется в соответствии с рекомендациями § 3.3.
1. Определяются вторичные токи нагрузки:
для линии АБ /в нагр = ImTVMaKC/Kj = 690/(750/5) = 4,6 А;
для линии БВ /в = 835/(1000/5) = 4,18 А.
2. По (3.33) находится ток срабатывания реле пуска передатчика:
для линии АБ /с р п п = (*/*■) ^.нагр = < U/0,85) 4,6 = 5,95 А;
длялинии£Я /српп = (1,1/0,85)4,18 = 5,4 А.
3. По (3.34) находится ток срабатывания реле подготовки цепи от-
ключения:
для линии АБ /српо = Vc.p.n.n = М ' 5,95 = 8,33 А;
для линии БВ /српо = 1,4 • 5,4 = 7,6 А.
4. Чувствительность токовых пусковых органов проверяется по
(3.35), (3.36) для каждого полукомплекта защиты при трехфазных КЗ
в конце линии в расчетных режимах.
Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А ли-
нии АБ, чувствительность реле пуска передатчика и подготовки от-
188
ключения при трехфазном КЗ на подстанции Б в максимальном режи-
ме определяется как
*ч.п.п=^в(3Ч.р.п.п=9?24/5,95 = 1,54<2;
*ч.п.о = ^в3)//с.р.п.о = 9,24/8,33 = 1,1 < 1,5,
где /в(3) = lJul/Kj = 1380/(750/5) = 9,24 А (см. табл. 8.1, т.З, в.Ю).
Результаты расчета коэффициентов чувствительности для других
полукомплектов защит в различных режимах приведены в табл. 8.11.
5. Уставка срабатывания реле сопротивления находится по (3.37):
0,9 • 220
для линии АБ zr = — = 155 0м;
л/3 • 1,2 • 1,05 • 0,69 • cos(75° - 40°)
для линии БВ zC3 = 129 Ом (/нагрмакс = 0,833 кА).
6. Чувствительность реле сопротивления проверяется по (3.38) при
КЗ в конце линии:
для линии АБ кч = гсз/гл = 155/34,2 = 4,53 > 1,5 ;
для линии БВ кч = 129/49,6 = 2,6 > 1,5 .
7. Чувствительность реле сопротивления по току точной работы
проверяется по (2.22) для каждого полу комплекта защиты при КЗ в кон-
це линии в расчетных режимах.
Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А ли-
нии АБ чувствительность реле сопротивления по току точной рабо-
ты при трехфазном КЗ на подстанции Б в максимальном режиме оп-
ределяется как
*,.точ„ = 'в(3Ч.р.мин = 9-2/1,6 = 5,7 > 1,5,
где /трмин определяется по данным табл. 2.2.
Результаты расчета коэффициентов чувствительности защиты при
симметричных КЗ для других полу комплектов защит в различных режи-
мах приведены в табл. 8.11.
8. По (3.46) и (3.49) находятся токи срабатывания цепи подготовки
отключения по обратной (при /2 нес п = 0) и нулевой (при 3/0 нес п = 0)
последовательностям тока:
189
для линии ЛБ
'2с,.„о - ^ (*2-WJ = 03|^5)(0'025*690) = °'55 А'
аналогично /0с р п 0 = 0,55 А;
для линии БВ
'**>** = ЩШ/з](0'025*835) = °'5А; 7°српо = о,5а.
Эти уставки не расчетные, так как меньше минимально возможных
уставок реле.
9. По (3.39) для каждого полукомплекта защиты находится ток об-
ратной последовательности, подводимый к защите при двухфазном КЗ
в конце линии в расчетных режимах.
Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции Л линии
ЛБ, при двухфазном КЗ на подстанции Б в максимальном режиме
722в =/к2),71л/(^^/) = 4300-0,28/(л/3-750/5) =4,62 А,
где /к(2) = /к(3)л/3/2 = 4,3 кА (табл. 8.1, т.З); пи = 0,28 (табл. 8.1,
т.З, в.Ю).
(2)
Результаты расчета /2 в для других полукомплектов защиты в раз-
личных режимах приведены в табл. 8.11.
10. Выбирается по (3.47) уставка срабатывания фильтр-реле обрат-
ной последовательности цепи подготовки отключения из условий
обеспечения коэффициента чувствительности не менее двух в наихуд-
шем режиме:
для линии ЛБ /2 срп0 = /2 вмин/2 = 2,63/2 = 1,32 А,
принимается 12 српо = 1 А;
для линии БВ /2 =3,12/2 = 1,56 А,
принимается /2 с п 0 = 1 А.
11. Чувствительность защиты к двухфазным КЗ определяется
по (3.48) во всех расчетных режимах. Результаты расчета приведены
в табл. 8.11.
12. Чувствительность пусковых органов по цепям отключения при
однофазных КЗ определяется для каждого полу комплекта защиты на
основании предварительно найденных токов обратной и нулевой по-
190
следовательности, подводимых к реле при КЗ в конце линии в расчет-
ных режимах.
Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии
АБ, при КЗ в конце линии вторичные токи находятся по (3.40) и (3.41)
72(1в =/к1)л1л/(3^/) = 4720-0,28/(3-750/5) =2,93 А,
где /к(1) = 3/0(1к} = 4720 кА (табл. 8.2, т.З); л1л= 0,28 (табл. 8.1, т.З в.Ю).
3/0(1в = 1к1)п0п/К1 = 4720-0,18/(750/5) = 5,66 А,
где п0п =0,18 (табл. 8.2, т.З в.Ю).
Хотя чувствительность рассматриваемого полукомплекта защиты
обеспечивается только от тока /2 в и добавки тока 3/q b не требуется,
все же для обеспечения чувствительности обоих полукомплектов защи-
ты линии АБ (уставки полукомплектов защит по концам линии всегда
одинаковы) при двухфазных КЗ на землю у шин подстанции А принима-
ется уставка /0 = 2<2,12А. Тогда суммарный коэффициент чувст-
вительности при 3/^*вфакт = 3/QB/3/0yCT = 5,66/2 = 2,83 А и кч =
= 2,93 (экстраполяция по верхней кривой рис. 3.7) имеем кч% = 4,5.
13. Чувствительность пусковых органов по цепям отключения при
двухфазном КЗ на землю определяется для каждого полукомплекта за-
щиты так же, как и при однофазных КЗ.
Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии
АБ, при КЗ в конце линии вторичные токи находятся по (3.42)—(3.45)
/1в1) = !\1к)гг\я/К1 = 3240-0,28/(750/5) = 6,05 А,
где
7(1,1) = ^ср.ном7^ = 230/УЗ =
lK x\it + x\zx0Z/<<x\z + x0Z^ 26,65 + 26,65 • 31/(26,65 + 31)
= 3,24 кА;
«1л = 0,28 (табл. 8.1, т.З, в.Ю); jc1z= 26,65; jcoi= 31,0 (табл. 8.2, т.З).
^в0 =/1b1)jcoi/(jc12:+jcoi) =6,05-31/(26,65 + 31) = 3,25 А;
3/0вП = 111Л)п0п/К1 = 4490-0,18/(750/5) = 5,39 А,
191
где /3(U) = /3UcpH0M/(xx^2x01r) = /3 • 230/(26,65 +2 • 31) = 4,49 кА;
и0л = 0,18(т.3,в.10).
Суммарный коэффициент чувствительности при 3Iq*b факт = 5,39/2 =
= 2,7 и кц2 = 3,25 (экстраполяция по верхней кривой рис. 3.7) имеем
*ч2>4,5.
14. Определяется по (3.53) расчетный коэффициент фильтра органа
манипуляции
*расч = *зС врасч^г в.расч) = 1,5(10,65/3,25) = 4,92,
™ h в.расч = 'в.расч + 'Гв0 = 4'6 + 6'05 = 10'65 А'
На основании расчетов коэффициента фильтра для обоих полуком-
плектов защиты линии ЛБ во всех расчетных режимах принимается наи-
большая уставка К = 8.
15. Проверяется надежность манипуляции при симметричных (3.55)
и несимметричных (3.54) КЗ в расчетных режщ^ах.
Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии
АБ, ток надежной манипуляции определяется:
при симметричных КЗ по току трехфазного КЗ в начале линии
/1(3в)ман=/в.™ч(1-*нб.ф-^е/3)=33'53(1-0'08-8-°.1/3)=22>2А,
гае /в3нач = i(hIIab/ki = 5030/(750/5) = 33,53 А (рис. 8.6);
при симметричных КЗ по току трехфазного КЗ в конце линии
/.(3в.ман=^(31(1-*нб.ф-^/3) = 9,2(1-0,08-8-0,1/3)= 6,03>2 А,
^ /в(31 - iSIas/K, = 1380/(750/5) = 9,2 А;
при несимметричных КЗ по току двухфазного замыкания на землю
при КЗ в конце линии
^1(в.ма„=^2в.расч-Лв.РаСч =8-3,25-10,65 = 15,35 > 2 А.
Результаты расчета тока надежной манипуляции для других полу-
комплектов в различных режимах приведены в табл. 8.11.
В целом данные табл. 8.11 позволяют сделать следующие выводы.
Чувствительность токовых пусковых органов при симметричных КЗ
в конце линии не обеспечивается, за исключением режимов каскадного
отключения на параллельных линиях. Поэтому в защите применено ре-
ле сопротивления, чувствительность которого достаточна на всех лини-
ях и во всех режимах.
192
Таблица 8.11
Расчет дифференциально-фазной высокочастотной защиты
Ли-
ния
АБ
БВ
Место
установ-
ки за-
щиты
ПА
ПБ
ПБ
ПВ
Расчетный режим и место КЗ
Режим максимальный, КЗ на ПБ
Режим минимальный, КЗ на ПБ
То же, каскадное отключение у
шин ПБ
Режим максимальный, КЗ на ПА
Режим минимальный, КЗ на ПА
То же, каскадное отключение у
шин ПА
Режим максимальный, КЗ на ПВ
Режим минимальный, КЗ на ПВ
Режим максимальный, КЗ на ПБ
Режим минимальный, КЗ на ПБ
Расчет пусковых органов при симметричных КЗ
Проверка чувствительности
Вторичный
ток при трех-
фазном КЗ, А
9,2
7,53
14,33
5,83
5,27
13,2
6,9
6,25
И,1
10,01
,
*ч.п.п
по (3.35)
1,54
1,26
2,4
0,98
0,88
2,2
1,27
1,15
2,04
1,84
*ч.п.о
(3.36)
1,1
0,9
1,72
0,7
0,63
1,58
0,9
0,82
1,45
1,30
кЧ2
по (3.38)
4,53
4,53
4,53
4,53
4,53
4,53
2,6
2,6
2,6
2,6
лч.точн
по (2.22)
5,7
4,7
8,9
3,64
3,3
8,2
4,3
3,9
6,9
6,26
Расчет пусковых органов при
несимметричных КЗ
Двухфазное КЗ
по (3.39)
4,62
3,76
7,16
2,91
2,63
6,6
3,45
3,12
5,55
5,00
'2 ср.п.с
А, по
(3.47)
Принято
1,0
Принято
1,0
*ч/2
по (3.48)
4,62
3,76
7,16
2,91
2,63
6,6
3,45
3,12
5,55
5,00
Продолжение табл. 8.1 J
Ли-
АБ
АБ
БВ
Место
установ-
щиты
ПА
ПБ
ПБ
ПВ
Расчетный режим и место КЗ
Режим максимальный, КЗ на ПБ
Режим минимальный, КЗ на ПБ
То же, каскадное отключение у
шин ПБ
Режим максимальный, КЗ на ПА
Режим минимальный, КЗ на ПА
То же, каскадное отключение у
шин ПА
Режим максимальный, КЗ на ПВ
Режим минимальный, КЗ на ПВ
Режим максимальный, КЗ на ПБ
Режим минимальный, КЗ на ПБ
п\л>
(табл. 8.1)
0,28
0,26
1
0,15
0,17
1
о,п
0,15
0,44
0,48
Расчет пусковых органов при несимметричных
КЗ
Проверка чувствительности по цепям отключения
/(1) А
у2в ' А
по (3.40)
2,93
2,45
4,33
2,38
2,15
4,15
1,8
1,74
3,46
3,4
3/(1) А
по (3.41)
5,6
4,93
13
2,06
2,13
12,4
4,25
4,15
3,7
3,45
Однофазное КЗ
*ч/2~
по (3.48)
2,93
2,45
4,33
2,38
2,15
4,15
1,8
1,74
3,46
3,4
3^0*в.расч
(рис. 3.7)
—
—
0,1
0,15
—
^0 в.ср'А
по (3.51)
Принято
2,0, так
как для
ПБ
*(U)<2
ч/2
Принято
2,0
3^0* в.факт
по (3.52)
2,8
2,46
6,5
1,03
1,06
6,2
2,12
2,07
1,85
1,72
^ч!
(рис. 3.7)
4,5
4
>5
3,2
4
>5
3,4
3,2
4,5
4,4
Продолжение табл. 8.11
Ли-
АБ
АБ
БВ
Место
установ-
ки за-
щиты
ПА
ПБ
ПБ
ПВ
Расчетный режим и место КЗ
Режим максимальный, КЗ на ПБ
Режим минимальный, КЗ на ПБ
То же, каскадное отключение у
шин ПБ
Режим максимальный, КЗ на ПА
Режим минимальный, КЗ на ПА
То же, каскадное отключение у
шин ПА
Режим максимальный, КЗ на ПВ
Режим минимальный, КЗ на ПВ
Режим максимальный, КЗ на ПБ
Режим минимальный, КЗ на ПБ
Расчет пусковых органов при несимметричных КЗ
Проверка чувствительности по цепям отключения
Двухфазное КЗ на землю
*1Z, Ом
(табл. 8.1)
26,65
31,04
61,69
22,49
28,03
67,02
10,67
15,39
26,65
31,04
*02 . °м
(табл. 8.2)
31,01
31,73
81,02
10,64
13,79
78,37
19,11
26,24
31,01
31,73
МЛ)
Мк >
кА, по
(3.45)
3,24
2,84
1,37
4,47
3,57
1,29
7,59
5,3
3,24
2,84
7(U) A
по (3.42)
6,05
4,92
9,13
4,47
4,05
8,6
4,17
3,97
7,13
6,8
У2в 'А'
по (3.43)
3,25
2,49
5,18
1,43
1,33
4,63
2,67
2,5
3,83
3,44
кА, по
(18)
4,49
4,21
1,79
9,09
7,15
1,79
8,14
5,86
4,48
4,21
"0л
(табл.8.2)
0,18
0,17
1
0,04
0,05
1
0,086
0,12
0,16
0,16
3/(М)
3/0в '
А, по
(3.44)
5,39
4,74
11,93
2,42
2,38
11,85
3,5
3,51
3,58
3,37
Продолжение табл. 8.11
Ли-
ния
АБ
БВ
Место
установ-
ки за-
щиты
ПА
ПБ
ПБ
ПВ
Расчетный режим и место КЗ
Режим максимальный, КЗ на ПБ
Режим минимальный, КЗ на ПБ
То же, каскадное отключение у
шин ПБ
Режим максимальный, КЗ на ПА
Режим минимальный, КЗ на ПА
То же, каскадное отключение у
шин ПА
Режим максимальный, КЗ на ПВ
Режим минимальный, КЗ на ПВ
Режим максимальный, КЗ на ПБ
Режим минимальный, КЗ на ПБ
Расчет пусковых органов при
несимметричных КЗ
Проверка чувствительности по
цепям отключения
Двухфазное КЗ на землю
*ч/2
3,25
2,49
5,18
1,43
1,33
4,63
2,67
2,5
3,83
3,44
3'0*в.факт
2,7
2,38
5,96
1,21
1,19
5,92
1,75
1,76
1,79
1,68
(рис. 3.7)
>4,5
4
>5
2,3
2,2
>5
3,9
3,7
>4,5
4,5
Расчет органа манипуляции
Выбор коэффициента фильтра
Ч в.расч'
А (3.42,
3.53)
10,65
9,52
13,73
9,07
8,65
13,2
8,35
8,15
11,31
10,98
*2 в.расч'
А (3.43,
3.53)
3,25
2,49
5,18
1,43
1,33
4,63
2,67
2,5
3,83
3,44
1 в.расч
2 в.расч
3,28
3,82
2,65
6,34
6,5
2,85
3,13
3,26
2,95
3,19
лрасч
по (3.53)
4,92
5,73
3,97
9,51
9,75
4,27
4,69
4,89
4,42
4,78
К - ^расч
Принято
8
Принято
6
Окончание табл. 8.11
Ли-
ния
АБ
БВ
Место
установ-
ки за-
щиты
ПА
ПБ
ПБ
ПВ
Расчетный режим и место КЗ
Режим максимальный, КЗ на ПБ
Режим минимальный, КЗ на ПБ
То же, каскадное отключение у
шин ПБ
Режим максимальный, КЗ на ПА
Режим минимальный, КЗ на ПА
То же, каскадное отключение у
шин ПА
Режим максимальный, КЗ на ПВ
Режим минимальный, КЗ на ПВ
Режим максимальный, КЗ на ПБ
Режим минимальный, КЗ на ПБ
Расчет органа манипуляции
Определение минимального тока на входе фильтра
Несимметричное КЗ
7(М) А
Ч в.ман' л'
по (3.54)
15,35
10,4
27,71
2,37
1,99
23,84
6,45
5,63
10,45
8,44
ч в.мин'
А
Принято
2,0
Принято
1,6
Симметричное КЗ
/(3) А
Ч в.нач'А'
(рис. 8.3)
33,53
26,33
24
21
13,8
п,з
55,3
36,9
/(3) А
Ч в.кон' л'
(рис. 8.3)
9,2
7,53
5,6
5,27
6,9
6,25
11,1
10,1
/(3) А
Ч в.ман'А
в начале
линии
22
17,3
15,7
13,8
9,96
8,16
39,9
26,6
, по (3.55)
в конце
линии
6,03
4,94
3,8
3,45
4,98
4,51
8,0
7,3
Отстройка пусковых органов при несимметричных КЗ от токов не-
баланса, обусловленных нагрузочными режимами, при отсутствии не-
симметрии (/2 „ее = 0» 3^0 нес = 0) не является расчетной. Поэтому вы-
бор уставки по току обратной последовательности выполнен из усло-
вия обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ. Чувствитель-
ность пусковых органов обратной последовательности на параллель-
ных линиях достаточна при однофазных КЗ и недостаточна на под-
станции Б при двухфазных КЗ на землю в конце линии. Поэтому для
повышения чувствительности пусковых органов при несимметричных
КЗ предусмотрена добавка 3/0.
На линии БВ чувствительность пусковых органов обратной последо-
вательности недостаточна при однофазных КЗ и обеспечивается при
двухфазных КЗ на землю. Здесь также предусмотрена добавка тока 3/0.
При расчете органа манипуляции коэффициент фильтра для линий АБ и
БВ принят соответственно 8 и 6. Для линии АБ со стороны подстанции
Б принятый коэффициент фильтра на 22 % меньше расчетного, что ком-
пенсируется принятым коэффициентом запаса к3 = 1,5 и четкой работой
защиты в режиме каскадного отключения. Надежность работы органа
манипуляции по току обеспечивается как при симметричных, так и при
несимметричных КЗ во всех режимах.
В целом дифференциально-фазные защиты на линиях АБ и БВ реко-
мендуются в качестве основных.
8.7. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
В соответствии с Правилами устройства электроустановок на всех ли-
ниях рассматриваемой сети устанавливаются устройства АПВ (при вы-
полнении курсового проекта предусматриваются трехфазные АПВ). Авто-
матическое повторное включение линий выполняется либо без проверки
синхронизма (несинхронное АПВ), либо с контролем отсутствия напря-
жения и проверкой синхронизма, а также устройства имеют выдержку
времени на включение, определяемую условиями избирательности.
Выбор типа АПВ. На линиях с двухсторонним питанием выбор типа
АПВ производится на основе оценки кратности тока в генераторах при
несинхронном включении линии. Для проверки этого условия рассмат-
риваются такие режимы, при которых ток несинхронного включения
будет наибольшим. Если толчок тока несинхронного включения допус-
тим для генераторов, применяют АПВ без проверки синхронизма, если
недопустим — применяют АПВ с контролем отсутствия напряжения и
проверкой синхронизма. Для линий с односторонним питанием приме-
няют несинхронное АПВ.
198
Для линий с двухсторонним питанием (АБ и БВ) тип АПВ определя-
ется по наиболее неблагоприятному случаю: несинхронному включе-
нию линии БВ при отключении одного блока станции А.
1. Определяется по (2.11) и схеме замещения рис. 8.2 ток несинхрон-
ного включения
_ 2,Шср,ном _ 2,1-230
^HRIfTl *КЯЧАЛЯКС Г- Г- ^,->~> IW-V ,
V3 • *,КЙМИН V3 • 118,6
н.вкл кач.макс
: (81,25+46,55)/3 +32/2+ 48 + 12= 118,6 0м.
2. Ток несинхронного включения, протекающий через один генератор
'н.вкл.г = '„.вкл/3 = 2,35/3 = 0,785 кА.
3. Находится минимальный ток генератора, приведенный к расчет-
ной ступени напряжения
= Рг = юр
горном Vst/^cosqv 73 -230 -0,8
4. Определяется толчок тока несинхронного включения, кратность
которого не должна превышать 5 для турбогенераторов и 3 для гидро-
генераторов
W/Whom = 0,785/0,3 =2,65< 5.
Таким образом, на линиях АБ и БВ применяется АПВ без проверки
синхронизма.
Выдержка времени АПВ на линиях с двухсторонним питанием. Эта
выдержка времени должна согласовываться с временем действия ре-
лейной защиты противоположного конца линии при КЗ в расчетной
точке: замыкание у шин подстанции, где установлено АПВ. В этом
случае на стороне, где установлено АПВ, действуют без выдержки вре-
мени первые ступени защит, а на противоположном конце линии дей-
ствуют вторые ступени защит, чувствительные к КЗ в конце линии.
Поскольку пуск АПВ осуществляется от несоответствия положений
выключателя и ключа управления, то АПВ запускается сразу после
действия защиты, и поэтому выдержка времени должна быть согласо-
вана с временем действия вторых ступеней защит противоположного
конца линии. Это необходимо для исключения неуспешного АПВ на
горящую электрическую дугу, поддерживаемую током противополож-
ного конца линии. При согласовании выдержек времени АПВ и релей-
ной защиты необходимо учитывать время включения выключателя
/вв, время отключения выключателя /ов противоположного конца ли-
нии, а также ступени селективности At = 0,5 с, учитывающей время
деионизации разрядного канала в месте КЗ и необходимый запас. Вре-
мя отключения выключателей различных типов обычно составляет
0,06—0,08 с, а время включения выключателей — 0,1—0,3 с (при вы-
199
полнении курсового проекта с запасом в сторону избирательности
можно принять t0 B = 0,1 с, tB B = 0,2 с).
Для линий с двухсторонним питанием (АБ и БВ) выдержка времени
определяется для каждого конца линии.
1. Для линии А Б со стороны подстанции А (расчетная точка К1)
'апва ='с.з £+ 'о.в s-Vbл + A'= U + 0,l-0,2 + 0,5 = 1,7 с,
где /С3£ = 1,3 — наибольшее время срабатывания II ступени защиты
подстанции Б.
2. Для линии АБ со стороны подстанции Б (расчетная точка КЗ)
/АПВ5 = 'с1з^+'о.в^-/в.в5 + А/ = 0,8 + 0,1-0,2 + 0,5 = 1,2 с.
3. Для линии БВ со стороны подстанции Б (расчетная точка КЗ)
'апв б = '"л в + 'о., в ~'... Б + д' = 1»8 + 0,1 - 0,2 + 0,5 = 2,2 с.
4. Для линии БВ со стороны подстанции В (расчетная точка К5)
'АПЗЯ = '"зЯ + ?о.вЯ-/в.вВ+А'=0'8 + 0'1-°'2 + 0'5 =1>2С.
Выдержка времени АПВ на линиях с отпайками. В рассматриваемой
сети это линия БВ, для которой выдержка времени АПВ должна согла-
совываться со временем действия защиты, короткозамыкателя (tQN) и
отделителя (tgR) приемной подстанции. Для линии БВ защиты питаю-
щих сторон не чувствительны к КЗ на стороне НН подстанции, и время
действия защиты трансформатора и короткозамыкателя не учитывается.
При включении короткозамыкателя выбор выдержки времени АПВ за-
висит от времени и порядка действия земляных защит линии БВ.
1. Для линии БВ со стороны подстанции Б расчетным является случай,
когда первоначально действует II ступень защиты подстанции Б (точка
К10, минимальный режим), а первая ступень защиты подстанции В дейст-
вует в каскаде /с зВ = 0,1 с (кч = 1,35/1,14 = 1,18, табл. 8.2, т.Ю, в.13)
2. Для линии БВ со стороны подстанции В расчетным является случай
действия I ступени защиты подстанции В (точка К10, максимальный ре-
жим), и при выборе уставки АПВ учитывается время действия второй
ступени защиты подстанции Б (кч= 1,1/0,36 > 2,0, табл. 8.2, т.Ю, в.12)
Таким образом, для линии БВ выдержка времени АПВ со стороны
подстанции Б определяется условием 3 как для линии с двухсторонним
питанием (^АПВ = 2,2 с), а со стороны подстанции В определяется усло-
вием 2 как для линии с отпайкой (^дпв^ *>8 с).
200
8.8. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
На основании произведенных расчетов уставок релейной защиты и
автоматики выбираются принципы выполнения защиты сети. Принятые
к установке устройства и их уставки отражают на схеме размещения ре-
лейной защиты и автоматики (рис. 8.9). Такие схемы позволяют прове-
рить правильность расчетов уставок, оценить принципы выполнения, а
также анализировать порядок работы защиты и автоматики при КЗ.
Выполненные расчеты показывают, что для рассматриваемого участ-
ка сети в качестве основных защит на параллельных линиях могут быть
применены дифференциально-фазные высокочастотные защиты (ДФЗ)
или поперечная дифференциальная направленная защита (ПДНЗ). С це-
лью упрощения защиты в качестве основной защиты параллельных ли-
ний принята ПДНЗ. При работе одной из параллельных линий с целью
обеспечения быстродействия основной принята защита ДФЗ.
В качестве резервных защит от междуфазных повреждений на лини-
ях ЛБ и БВ приняты к установке трехступенчатые дистанционные защи-
ты (рис. 8.9, СВ — защита сопротивления с выдержкой времени).
В качестве резервных защит от замыканий на землю на линиях А Б и
БВ предусмотрены трех- и четырехступенчатые направленные защиты
нулевой последовательности (Т0В — токовая нулевой последовательно-
сти с выдержкой времени).
В качестве дополнительных защит на линиях ЛБ и БВ со стороны
подстанции В применены токовые отсечки (/Г/, рис. 8.9). На тупиковой
линии к подстанции Г установлены в качестве основных защит: двух-
ступенчатая максимальная токовая защита с выдержкой времени (ТВ)
от междуфазных КЗ и одноступенчатая направленная токовая отсечка
нулевой последовательности (/7"0/, рис. 8.9) от замыканий на землю.
Принятые уставки дистанционных и земляных защит в целом обес-
печивают ближнее и дальнее резервирование. Исключение составляет
режим каскадного отключения КЗ у шин подстанции Б и отказа выклю-
чателя этой линии на подстанции Л, когда дистанционная защита парал-
лельной линии со стороны подстанции Б оказывается нечувствитель-
ной. Последнее требует установки на подстанции Л устройства резерви-
рования отказа выключателя (УРОВ). Отметим, что согласно Правилам
устройства электроустановок, на всех крупных подстанциях 220 кВ {Л,
Б, В) предусматриваются УРОВ. Выключатели всех линий оборудуются
устройствами трехфазного несинхронного АПВ однократного действия.
201
| АПВ
/-1,7
УРОВ
ПДНЗ 1
/-0,97
/0 = 0,15
*70 = 6,36|
1 ДФЗ |
k.0 = U8
k.n-w
ко-155
/2 - 0,15^
'о-0-3
к=*
1УРОВ1
АПВ
/ = 2,2
1 дфз
'п.о = 1.52
/,„,-1.08
ко'12"
/2 = 0,2
/0 = 0,4
* = 6
| АПВ I
/=1,8
I УРОВ I
тв 1
/'-О.вб
/" = 0,48
|/П = 3,5 1
1 /Т°У 1
|Z0I=0,59
1 АПВ
1 / = 0,5
Рис. 8.9. Схема размещения устройств релейной защиты и автоматики для рассмотренного уча-
стка сети (/ (кА), U (кВ), z (Ом), / (с)]
Глава девятая
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
9.1. ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРА, РАБОТАЮЩЕГО НА СБОРНЫЕ ШИНЫ
9.1.1. Исходные данные к расчету защит
Требуется рассчитать релейную защиту турбогенератора, работаю-
щего на сборные шины (рис. 9.1, я), типа ТВФ-63 с номинальной мощ-
ностью 63 МВт, номинальным напряжением 10,5 кВ, номинальным
током 4,33 кА, coscp = 0,8; x'J= 0,132; А = 15 с, емкостью трех фаз
0,614 мкФ. Связь с системой осуществляется через трансформатор типа
ТДЦ-80000/220, £/кВН = 11 %.
Расчет токов КЗ ведем в именованных единицах, принимая для сис-
темы (7ср ном = 230 кВ. Тогда сопротивления элементов в схеме замеще-
ния (рис. 9.1,6):
верном C0S(P
0,132
230 • 0,8
63
= 88,67 Ом;
^к ВН ^ерном
Too sT~
.11 230 „ПА^
тт^ -^г- = 72,74 Ом .
100 80
Система
Ток КЗ на шинах генераторного напря-
жения (точка К2) равен:
/
(3) _ ср.ном _
230
43хг л/3-88,67
= 1,5 кА;
,(2> = ^,(3, . S 15 = u кд.
Рис. 9.1. Поясняющая схема (а) и схема замеще-
ния прямой последовательности (б) к примеру
расчета защиты генератора
203
Ток КЗ на шинах высшего напряжения трансформатора (точка К1):
ЛЗ) = "дм- = 230 = 082кА;
V3(*r + xT) 73(88,67 + 72,24)
/к(2) = y 0,82 = 0,71 кА.
9.1.2. Расчет продольной дифференциальной защиты
1. В соответствии с п. 5.1.1 принимаются схема дифференциальной
защиты с реле типа РНТ и два расчетных условия для выбора тока сра-
батывания:
а) отстройка от тока небаланса выполняется согласно выражениям
(5.1) и (5.2):
'с.э = Мпер*«дн$ '« = U ' 1,0' 0,5 • 0,1 • 1,5 = 0,097 кА;
б) отстройка от номинального тока генератора, согласно выраже-
нию (5.3):
'с.з = Мг.ср.ном= 1,3 -1,98 = 0,26 кА,
Рг 63
™ /г,р.ном - y3f/cpHOMcos <рн " 1,73 • 230 • 0,8 °'198 ^'
В качестве расчетного принимается 1СЗ = 0,26 кА.
2. Ток срабатывания реле находится по (5.4):
_ ^ер-ном7Ч.ном _ 2600(230/10,5) _ 57Л
СР К1г 5000/5 ' *
3. Расчетное число витков рабочей обмотки находится по (5.5):
>Vpac4 = >Vc.p= Ю0/5,7= 17,54,
принимается w = 17 витков, откуда /с р = 5,88 А; /с 3 = 268 А.
4. Чувствительность защиты определяется по первичным токам
К = 7к2)//с.з = 1300/268 - 4,85 > 2.
204
9.1.3. Расчет защиты от замыканий на землю
Выбирается тип ТНПШ из условия /тт ном > /гном.
Принимается ТНПШ-3 с /тт ном = 4,5 > 4,33 кА.
1. Уставка срабатывания блокирующего реле определяется по (5.9):
К 12
'с.р.бл = J 7г.ном = 5^5 4'33 = 6'И ^ •
Кратность блокирующего тока
*бл = 4р.бл/'тТном=6Л1/4,5=1,36.
2. Расчетный вторичный ток небаланса определяется по выражению
(5.10)npHzB=Z3.HOM = 10OM
, _ *бл£нб.нес £нб.подм 1,36 '0,1 0,1 пл,,ОА
Л*.-; —+ —; ioTTo" То "0,0168А-
^э.нам в ^в
3. Коэффициент отсоса
"otc = (Zb +Ь.„ам)^э.нам = (Ю+ 10)/10 = 2.
4. Расчетный первичный ток небаланса находится по (5.11)
Л.б.п = wb "отс Лл.в = 39 • 2 • 0,0168 = 1,31 А.
5. Емкостный ток генератора определяется по (5.12)
/гС = соЗСгС/гном/7з = 314-0,614-10" 6-10,5-103/л/3 = 1,17 А.
6. Ток срабатывания земляной защиты определяется по (5.14)
Л.зХЛг=*з(*пеРЛс + *;Л.б.„)= 1,2(2-Ы7+1,5-1,31) = 5,17 А.
7. Ток срабатывания реле РТЗ-51 вычисляется по выражению (5.15)
^p^Z=^3^z/K«otc) = 5,17/(39-2) = 0,066A
(находится в пределах диапазона уставок 0,02—0,12 А).
8. Ток срабатывания реле КАТ, действующего при двойных замыка-
ниях на землю, определяется по (5.16)
h.pKAT- 'с.з КАТИСЬ "отс) = 100/(39 ' 2) = *>28 А.
9. Расчетное число витков рабочей обмотки реле РНТ
"рклт = Fcp'Ic.PKAT = ^0/1,28 = 78.
Принимается реле РНТ-565 с наибольшим числом витков — 69, что
соответствует току срабатывания защиты Ic 3 КАТ = 113 А.
205
9.1.4. Расчет максимальной токовой защиты обратной последовательности
с приставкой для действия при симметричных КЗ
Для защиты генератора ТВФ-63 от токов обратной последовательно-
сти принимается ступенчатая МТЗ с независимыми выдержками време-
ни (см. п. 7.3.2). Расчеты выполняются для £/ср ном = 230 кВ.
1. Ток срабатывания отсечки первой ступени выбирается по двум ус-
ловиям:
а) обеспечение чувствительности при двухфазном КЗ в точке К2
(рис. 9.1), проверяется г(о (7.5)
72*с.з = 72*(*2/*ч = 3>8/1>2 = 3,16,
где lg\K2) = /K((l2)/(V3/rcpHOM) = 1,3/(V3 • 0,198) = 3,8;
б) ограничение зоны действия отсечки при КЗ в точке К1, выполня-
ется по (7.6)
'•с.з^ V$a:/) = 1>3 -2,07=2,7,
где 1$\К1) = I^K1/(J~3Ir.cpM0J = 0,71/(Л • 0,198) =2,07.
Принимается /*сз = 3,0 .
2. Время срабатывания первой ступени защиты (7.7) не должно пре-
вышать
tl3<A/(l£\K2))2 = 15/3,82 = 1,04 с.
Принимается 0,5 с по условиям отстройки от действия дифференци-
альной защиты генератора.
3. Ток срабатывания отсечки второй ступени выбирается по (7.8)
7"c.3 = J24Kl/k4 = 2,07/1,2 = 1,72.
Принимается/с 3 = 1,5.
4. Время срабатывания второй ступени согласовывается по (7.11)
с уставкой срабатывания первой ступени
tll3<A/(llC3)2 = 15/32 = 1,67 с.
Принимается 1,5 с.
206
5. Ток срабатывания третьей ступени выбирается по (7.12)
/J?c, * Ja/I™ = /15740 = 0,612,
IV
где t = 40 с — максимальное время действия четвертой ступени.
Принимается 0,6.
6. Время срабатывания третьей ступени определяется по (7.13)
III II 2 2
t™<A/{l"+C3) = 15/1,5' =6,7 с.
Принимается 6 с.
7. Уставки срабатывания четвертой ступени рекомендуется принимать
IV IV
/^с, =0,25; С; =40 с.
8. Уставка срабатывания сигнального органа принимается равной
0,05 /гном, что соответствует
/^,=0,05.
9. Время срабатывания сигнального органа отстраивается от време-
ни действия резервных защит сети ВН.
Принимается /™гн = 9 с.
10. Допустимое время устранения несимметричного режима опреде-
ляется по (7.14)
'допуск = Л/(/£с.,)2 = 15/0.252 = 240 с.
11. Уставка срабатывания токового органа, действующего при сим-
метричных КЗ, определяется по (5.17)
/с з = (VW.cp.HOM = (1,2/0,8)0,198 = 0,3 кА.
12. Напряжение срабатывания блокирующего реле напряжения опре-
деляется по (5.19)
Ц=.з = *з ^раб.мин = «.б • 0,9 • 230 = 124,2 кВ.
13. Чувствительность проверяется при КЗ за трансформатором по
(5.21), (5.22)
,(3)
= ^Л=М2
'с.з ">J
^с.з 124,2 , „Л,
Ku'jj =Tofo = 1'206>1'2'
гДе ^к.макс = V5 хт1^К1) = S • 72,74 • 0,82 = 103 кВ.
207
Для повышения чувствительности защиты блокирующее реле можно
подключить к ТН на стороне ВН.
14. Ток срабатывания защиты от симметричного перегруза опреде-
ляется по (5.24)
(V*.)'r.
ср.ном
(1,05/0,8) • 0,198 = 0,25 кА.
15. Выдержка времени отстраивается от времени действия резерв-
ных защит сети tc 3 = 9 с.
9.2. ЗАЩИТА ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОМАТОРА
9.2.1. Исходные данные к расчету защит
Требуется рассчитать защиту трехобмоточного трансформатора
ТДЦТН-63000/220 (230± 12 %/38, 5 ±5 %/11 кВ), Y/Y/A-11, UkBC =
= 12,5 %, UK BH = 24 %, UK сн = 10,5 %, питающегося от энергосистемы
с параметрами хс макс = 12 Ом, хс мин = 18 Ом (сопротивления приведе-
ны к верном = 230кВ).
Для составления схемы замещения (рис. 9.2) вычисляются сопротив-
ления сторон трансформатора:
_ к В ср.ном
*в "Too ~s~
13 230
100 63
109 Ом;
*с~0;
_ ^кН ^ср.ном
Хц Too s.
11 230
100 63
т^ ^тт- = 92,4 0м,
Система
Рис. 9.2. Поясняющая схема (а) и схема
замещения (б) к примеру расчета защи-
ты понижающего трансформатора
208
где
^кВ = 0,5(^кВС + ^кВН-^кСн) = 0Д12^+24-10,5)=13%;
UkC = 0,5(12,5 +10,5-24) ~ 0; UkH= 0,5(10,5 + 24- 12,5) = 11 %.
При расчетах токов КЗ для защит трансформаторов с РПН следует
учесть изменение сопротивления за счет регулирования напряжения.
Для трансформаторов 220 кВ приближенно можно принять:
2 2
-^т.мин ~~ "^т.ном^ ~ &U ) , -^т.макс — хт.ном v* &U ) ,
отсюда хВмш = 109(1 - 0,12)2 = 84,4 Ом; хв макс =137 Ом; *Нмин =
= 71,6 Ом; ^Нмакс= П6 0м-
Ток КЗ на шинах среднего напряжения (точка А7, рис. 9.2)
/fJaKc , "»•- - »2 = ,,38 кА :
^3(хсмакс+хВмин) V3(12 + 84,4)
(2) Берном ' _ 230 -0712кЛ
КМИ" 2(л:смин+дгВмакс) 2(18+137) '
Ток КЗ на шинах НН (точка К2, рис. 9.2)
,<^кс = !W _ = 230 = Q 79, кА .
^3(хс.макс+*т.МИ11+*ныин) 73(12 + 84,4 + 71,6)
/<2> = ^ср.ном 23° - 0 -121 i.-Л
КМИ" 2(дг,мИН + д:т.макс + хНмакс) 2(18+137+116) '
9.2.2. Расчет продольной дифференциальной токовой защиты
Предварительный расчет дифференциальной защиты и выбор ти-
па реле.
I. Ток срабатывания защиты определяется по большему из двух рас-
четных условий (6.1) и (6.2):
а) отстройка от броска тока намагничивания
'с, = *отс'ном=1,3-158 = 205А,
где /ном = 5т/(^ср.ном) " 63/(73 • 230) = 0,158 кА;
209
б) отстройка от тока небаланса, выполняется с учетом выражений
(6.2)-(6.6):
/с.з = *3(*сш,е + ДЦ+^^^
= 484 А.
Принимается /с 3 = 484 А.
2. Предварительная проверка чувствительности производится по пер-
вичным токам при двухфазном КЗ на стороне НН (точка К4, рис. 9.2):
*ч= /2ин(^//с., = 424/484 = °'875<2-
3. Поскольку защита с реле типа РНТ не обеспечивает чувствитель-
ности, а расчетной является отстройка от тока небаланса, то следует
применить реле типа ДЗТ-11, для которого ток срабатывания защиты
выбирается по условиям:
а) отстройка по (6.1) от броска намагничивающего тока
>сз = *от<Лом= 1,5-1,58 = 237 А;
б) отстройка по (6.2) от тока небаланса при КЗ на СН
'с.з = *з(*одн£ + Щ + Щ0^шс(К1) = 1,5(1,0-0,1 + 0,12 + 0,05) 1380 =
= 560 А;
в) отстройка по (6.2) от тока небаланса при КЗ на НН
'с, = *з(*од„е + At/,) /к.Макста= ^5(1,0 • 0,1 + 0,12)791 = 261 А.
Принимаем реле ДЗТ-11 с установкой тормозной обмотки со сторо-
ны СН. Тогда отстройка по подп. 3 б) будет обеспечена за счет тормо-
жения, а ток срабатывания защиты принимается по большему из усло-
вий 3 а) и 3 в): /с.з = 261 А.
4. Определяется чувствительность защиты при КЗ на стороне НН
при минимальном регулировании:
^^LW'c, = 424/261 =1,63.
Это значение кч несколько меньше нормируемого, однако уже при номи-
нальном коэффициенте трансформации трансформатора ток КЗ составит:
(2) 230 -521Л
кмин 2(18+109 + 92,4)
210
и требуемый коэффициент чувствительности обеспечивается
Поэтому защита с реле ДЗТ-11 может быть применена.
Выбор уставок реле ДЗТ.
1. Первичный и вторичный токи сторон трансформатора определяют-
ся по выражениям (6.9) и (6.10). Данные расчета приведены в табл. 9.1.
Из табл. 9.1 следует, что в качестве основной следует взять сторону
НН (11 кВ), имеющую больший вторичный номинальный ток.
2. Ток срабатывания реле для основной стороны определяется по
выражению (6.11)
/
7сАх( ^ср.ном7 Цюм*) _ 261(230/11)
ср.осн
к
In
4000/5
6,82 А.
3. Расчетное число витков рабочей обмотки для основной стороны
определяется по (6.12)
"осн.расч ^ср/'с-Р.осн^ ЮО/6,82 = 14,65 витков.
Принимается wpa6oCH= 14 витков, что соответствует фактическому току
срабатывания реле /(
ср.осн
100/14 = 7,14 А.
4. Расчетные числа витков для других сторон трансформатора опре-
деляются по (6.13)
для стороны 220 KBwpaC4l== 14(4,13/3,42)= 16,9. Принимается w{= 17;
для стороны 35 кВ wp2iC4 п = 14(4,13/4,09) =14,1. Принимается wn = 14.
5. Уточненный ток срабатывания защиты с учетом погрешности вы-
равнивания находится по выражениям (6.2)—(6.6):
'c.3 = (*«B.e + Atfl +Awl)/K.MaKc(K)=I>5(l -0,1 +0,12 + 0,006)791 =268 А,
где Aw, = (wj расч — w,)/w, расч = (16,9 — 17)/16,9 = 0,006.
Таблица9.1
Расчет первичных и вторичных токов сторон трансформатора
Обозначе-
ние пара-
метров
'ном л> А.
к1п
Схема со-
единения тт
'в.номл> А
I—BH—230 кВ
63 000/(73-230) = 158
400/5
треугольник
158-/3/(400/5) = 3,42
II—СН—38,5 кВ
63 000/(73-38,5) = 945
2000/5
треугольник
945-7*3/(2000/5) = 4,09
III—НН—11 кВ
63 000/(73-11) = 3310
4000/5
звезда
3310/(4000/5) = 4,13
211
6. Уточненный расчетный ток срабатывания реле определяется
по (6.11)
= /C.4ACx(t/cp.HOM/t/HO>lll|) = 268 • 1(230/11)
Vocn ^^ 400075 /А</,14А.
Поскольку уточненный расчетный ток срабатывания реле (7 А)
меньше фактического (7,14 А), то выбор рабочих витков закончен.
7. Расчетный ток небаланса защиты при КЗ на стороне СН, где пре-
дусмотрено торможение, с учетом погрешности выравнивания находит-
ся по выражениям (6.3)—(6.6)
/нб.расч==*з(*пере + Д^1+Л^Н+Ан'11)/к.макс(А'У) =
= (1,0 • 0,1 + 0,12 + 0,05 + 0,007)1380 = 382 А,
где Дм»,, = (14,1 —14)/14,1 = 0,007.
8. Число витков тормозной обмотки находится по выражению (6.15):
= Унб.расч wpa6 и = 1,5 - 382 - 14 = ?5
4°PN1 7K.MaKc(A7) 1380-0,75
Таким образом, к установке на реле принимаются следующие витки:
и',= 17, ^yu--- 14, irm= 14 и и'торм=8.
9. Чувствительность защиты определяется приближенно по первич-
ным токам при расчетном КЗ на стороне НН для случаев минимального
и нормального регулирования трансформатора
Ач = 424/273= 1,56 и Ач= 524/273 = 1,92,
где /с .j = 273 А — фактический ток срабатывания защиты, определяется
из выражения (6.11) по /= 7,14 А.
Поскольку коэффициент чувствительности защиты при нормальном
регулировании напряжения практически соответствует нормируемому,
а при минимальном регулировании достаточно высок, то защита с реле
ДЗТ-11 рекомендуется к установке. Заметим, что включение тормозной
обмотки на сумму вторичных токов сторон СН и НН позволяет выбрать
ток срабатывания по условию 3 а) и обеспечить кц > 2 во всех режимах.
Уточнение числа витков реле предлагается произвести самостоятельно.
212
9.2.3. Расчет максимальной токовой защиты с комбинированным пуском
по напряжению
В соответствии с п. 6.3.1, подп. 1 для трехобмоточных трансформа-
торов с односторонним питанием в качестве резервной защиты реко-
мендуется установка на стороне питания МТЗ с пуском или без пуска
по напряжению.
1. Первоначально определяется ток срабатывания МТЗ без пуска по
напряжению в соответствии с выражением (6.56)
'с,= (*-,/*в)Мн.гр.макс = 0.2/0,8)2,5 • 158 = 592 А.
2. Чувствительность защиты проверим по (6.57) при КЗ на шинах
СН и НН в минимальных расчетных режимах (см. п. 9.2.1)
*ч= 742/592= 1,25 и Ач = 424/592 <1.
Поскольку чувствительность МТЗ без пуска по напряжению оказы-
вается недостаточной, применим блокировку по напряжению со сторон
СН и НН трансформатора. В этом случае ток срабатывания защиты, оп-
ределенный по уравнению (6.59), равен
/с,= (А,/Ав)/ном= (1,2/0,8)1,0 - 158 = 237 А,
а чувствительность защиты в тех же расчетных точках составит:
Ач= 742/237 = 3,13 и *ч = 424/237 = 1,8.
3. Напряжение срабатывания органа блокировки при симметричных
КЗ определим приближенно по выражению (6.61)
^с.з * ис мин /*.= 0,7-220/1,2= 128KB.
4. Напряжение срабатывания органа блокировки при несимметрич-
ных КЗ определяется по (6.62)
(Д = 0,06 (Л. = 0,06 • 230 = 13,8 кВ.
■ь. L . j MUIM
5. Чувствительность блокирующих органов проверяется при КЗ на
приемных сторонах трансформатора, куда и подключены блокирующие
реле. т.е. и^ш = 0 , a U2 к защ = (£/ф/2) = 230/(2 • Уз) = 66.5 кВ .
Тогда
*4U= ''с.з^к.макс = 119/0 > 1,5;
*ч(/2 = U2 к.защ / t/2„ = 66,5/13,8 = 4,82 > 1,5.
Поскольку при КЗ на приемных сторонах трансформатора кч >1,5,
то дифференциальные защиты шин на этих сторонах можно не уста-
навливать.
213
6. Ток срабатывания защиты от симметричного перегруза, действую-
щей на сигнал, определяется по условию отстройки от номинального то-
ка трансформатора на стороне, где установлена защита, по выражению
К 1 05
'с, =Гв/т.ном=-^- V8=207'4A-
7. Выдержки времени МТЗ согласуются с выдержками времени за-
щит линий на сторонах СН и НН.
9.3. ЗАЩИТА АВТОТРАНСФОРМАТОРА ПОНИЖАЮЩЕЙ ПОДСТАНЦИИ
9.3.1. Исходные данные к расчету защит
1. Требуется рассчитать релейную защиту автотрансформатора типа
АТДЦТН-125000/220/110, имеющего встроенное РПН на стороне СН
в пределах ±12 % номинального напряжения; питание одностороннее
со стороны высшего напряжения, сопротивления системы прямой и ну-
левой последовательности для максимального и минимального режимов,
приведенные к Uc ном = 230 кВ на стороне ВН подстанции, равны соот-
ветственно хх с макс = 15,4 Ом; х{ с мин = 28,6 Ом; х0 с макс = 32,6 Ом;
*0с.мин=64Ом-
На подстанции установлены два одинаковых автотрансформатора.
Питание подстанции осуществляется от двух источников по четырем
одноцепным линиям 150, 120, 100 и 80 км. На стороне ПО кВ питание
потребителей осуществляется по четырем радиальным линиям дли-
ной 60, 70, 80 и 90 км.
2. При составлении схем замещения для расчета дифференциальной
защиты рассматривается режим раздельной работы автотрансформатора
(рис. 9.3, а). Сопротивления обмоток автотрансформатора (в зависимо-
сти от положения переключателя РПН) определяются для минимально-
го, среднего и максимального значений регулируемого напряжения.
Предварительно из [1, 19, табл. П1.1] выбираются соответствующие на-
пряжения UK данного типа автотрансформатора:
^к ВН сред = 3 * °/о' ^кСН мин = 20>3 °/о' ^к СН сред = 19>° °/о» ^кСН макс =
= 20,1 %; UKBC мин = 18,9 %; UkBC сред = 11 %; (7кВС мин = 6,8 %,
214
Г™ *аТнП
Q3
III
Рис. 9.3. Поясняющая схема (а) и схемы замещения прямой (б) и нулевой после-
довательности (в) к примеру расчета защиты автотрансформатора
по которым находятся напряжения UK соответствующих обмоток в за-
висимости от положения переключателя РПН:
Uk В мин = °>5(^к ВН + Uk ВС мин ~ Uk CH мин) =
= 0,5(31 + 18,9-20,3)= 14,8%;
UkC мин = °>5(*ЛсВС мин + ^кСН мин ~ &к ВН ) =
= 0,5(18,9+ 20,3-31) = 4,1%;
^кН мин = °'5(^кВН + ^кСН мин ~ ^кВС мин) =
= 0,5(31 + 20,3 —18,9) = 16,2 %.
Результаты расчетов UK для других положений переключателя РПН
и соответствующие им сопротивления приведены в табл. 9.2.
Таблица 9.2
Напряжения короткого замыкания и сопротивления обмоток автотрансформатора
мощностью 125 MB * A
Обмотки автотранс-
форматора
Положение РПН
Напряжение корот-
кого замыкания об-
мотки, %
Сопротивление об-
мотки, приведенное
к^ср.ном=:230кВ
Высшего напряжения
мин
14,8
62,6
сред
11,5
48,6
макс
8,85
37,4
Среднего напряжения
мин
4,1
17,3
сред
-0,5
-2,1
макс
-2,6
-11,0
Низкого напряжения
мин
16,2
68,5
сред
19,5
82,5
макс
22,15
93,7
Примечание. С целью упрощения расчетов сопротивление обмотки среднего напря-
жения во всех положениях РПН принимается равным нулю.
215
3. Определяются расчетные токи коротких замыканий для выбора
уставок и проверки чувствительности защиты.
Ток трехфазного КЗ на шинах среднего напряжения (точка KJ,
рис. 9.3) в максимальном режиме
/(3) = ^срном 23° =252кА
' ШКС ^ К.макс + *ат В макс) V§( 15,4 + 37,4)
Ток трехфазного КЗ на шинах низкого напряжения в максимальном
режиме (точка К2, рис. 9.3, б)
.(3) _ ^ср.ном _
к. макс ~~
* 3 (хс.макс + *ат В макс + *ат Н макс'
230
0,907 кА.
У3(15,4 +37,4+ 93,7)
Двухфазное КЗ на шинах низкого напряжения в минимальном режи-
ме работы системы и крайних положениях (+РО, - РО) переключателя
РПН (точка К4, рис. 9.3, б)
;(2)
ук(+]
7(2)
РО) "
^'хс.макс
230
^ср.
ном
+ X + X \
ат В макс ат Н макс '
2(15,4 + 37,4 + 93,7)
-РО)
2(х
к с.мин
230
ио.
+ *ат В i
= 0,783 кА;
ном
+ X }
мин атНмин'
. = 0,72 кА.
2(28,6 + 62,6 + 68,5)
Двухфазное КЗ на шинах среднего напряжения в минимальном ре-
жиме работы системы и крайних положениях (+РО, -РО) переключате-
ля РПН (точка КЗ, рис. 9.3, б)
/(2) UcpH0M 230 = l74кA•
K(+PO) 2(,смин + ,атВмакс) 2(28,6 + 37,4) 1'74кА'
,(2) _ верном в 230 =1?26кА>
К(~РО) 2(^мин + хатВмин) 2(28,6 + 62,6)
216
Однофазное КЗ на шинах среднего напряжения в минимальном ре-
жиме работы системы и крайних положениях (+РО, -РО) переключате-
ля РПН (точка КЗ, рис. 9.3, б, в)
/<» = ^ ^Ц*™ = ^'23° = 2,15 кА,
1 ' 2хК--РО)1 + дс0(+РО)1 2 • 68 + 48,7
где
*1(+РО)1=*с 1 мин + *атВ макс= 28'6 + 37>4 = 68 °м^
(*с 0 мин "*" *ат В макс)*ат Н макс (64 + 37,4)93,7
*0(+РО)1 " Г! +"7 64 + 37 4 + 93 7 48'7им;
*с 0 мин ^ хат В макс + *ат Н макс 04 + •* 7'4 + **>'
^ср.ном Л • 230 , т, А
м уи) 2^1(_рО)Х + дг0(_рО)1 2-91,2 + 44,45
где
* 1(-РО)2Г хс 1 мин + *ат В мин = 28'6 + 62'6 = 91'2 0м^
(*с 0 мин + *ат В мин)*ат Н мин (64 + 62,6)68,5
*0(- Ю)Г " -сОмин^ахВмии^.Нмин " 64 + 62,6 + 68,5 = ^ °М "
9.3.2. Расчет продольной дифференциальной токовой защиты
Расчет выполняется для реле ДЗТ-21 в соответствии с методикой
п. 6.2.2 [19]
1. Определяются расчетные первичные и вторичные номинальные
токи для всех сторон защищаемого автотрансформатора, соответствую-
щие его проходной мощности (табл. 9.3).
2. Производится выбор параметров выравнивающих автотрансфор-
маторов (TLn), трансреактора (TAV) и промежуточных ТТ (TAri) цепи
торможения (табл. 9.4). За основную сторону принята сторона основно-
го питания 220 кВ.
На рис. 9.4 приведена поясняющая схема включения токовых цепей
дифференциальной защиты автотрансформатора, составленная по дан-
ным расчета табл. 9.4.
3. Определяется по (6.30) первичный тормозной ток, соответствую-
щий началу торможения
п торм. нач ^' ^ ном
( 1 1 \
' , отв.торм.ном I , отв.торм.ном II '
*ток I 1 *ток II 7
отв.торм.расч I отв.торм.расч II
= 0,5 • 3141 1 -4= + 1 Sz I = 312А,
1 5,02 2,58/
217
Таблица9.3
Расчет первичных и вторичных номинальных токов сторон автотрансформатора
Показатель
Первичный ток на
сторонах автотранс-
форматора, А
Коэффициент транс-
формации ТТ
Схема соединения ТТ
Вторичный ток в пле-
чах защиты, А
Обозначения и
метод опреде-
ления
п.ном п ~
_ ном.прох
V3t/HOM„
*/
• —
/ =
в.ном п
I к
_ п.ном сх п
К1п
Числовые значения для сторон
220 кВ (I)
125 000
л/3-230
= 314
500/5
А
314-л/З
500/5
= 5,43
ПОкВ(И)
125 000
л/3-121
= 597
1000/5
А
597 -Л
1000/5
= 5,17
10 кВ (III)
125 000
л/3-11
= 6560
3000/5
Y
6560 • 1
3000/5
= 10,93
где kT0K j = 1, kT0K п = 1 — коэффициенты токораспределения, соответст-
венно для сторон I, II в рассматриваемом режиме.
4. Определяется по (6.31), (6.32) ток небаланса в режиме, соответст-
вующем началу торможения:
^нб.торм.нач *пер *одне + ДUCU ^ток II+
отв.расч II отв.ном II
отв.расч II
Л
и.торм.нач
= 1 • 1 • 0,05 + 0,12 +
5,14-5,13
5,14
\312
= 54 А.
5. Определяется первичный минимальный ток срабатывания защиты
(ее чувствительного органа) по следующим условиям:
отстройка по (6.34) от расчетного первичного тока небаланса в режи-
ме, соответствующем началу торможения
'с.з.мин- *з^нб.торм.нач ~~ 1,5 • 54 - 81 А;
отстройка по (6.35) от броска тока намагничивания
/,
,= 0,3/,
0,3-314 = 94 А.
За расчетное принимается большее из полученных расчетных Значе-
на 'с.з.мин = 94 А-
218
Таблица9.4
Расчет ответвлений автотрансформаторов тока, трансреактора и ПТТ реле
Показатель
Номинальный ток принятого от-
ветвления автотрансформатора то-
ка на основной стороне, А
Расчетный ток ответвления авто-
трансформатора тока на неоснов-
ной стороне, А
Тип автотрансформатора тока
Номинальный ток (А) и номера
используемого ответвления авто-
трансформатора тока, к которому
подводятся вторичные токи в пле-
че защиты
Расчетный ток и номер используе-
мого ответвления AT, к которому
подключается реле
Номинальный ток (А) и номер
принятого ответвления трансреак-
тора реле
Расчетный ток ответвления проме-
жуточных TT цепи торможения
реле, А
Номинальный ток принятого от-
ветвления приставки и промежу-
точных TT, A
Обозначение и
метод опреде-
ления
/
}
' отв.ном.осн -
- 'в.ном.осн
* отв.расч п ~
~ 'в.ном лх
отв.ном.осн
в.ном.осн
> (см. табл.
6.2)
отв.торм.расч =
_ в.ном п
KTLn
отв.торм.ном п
Числовые значения для сторон
220 кВ
5,41
АТ-32
5,41;
№ 1—4
5,0;
№ 1—3
5,0;
№ 1
5,43
5,41/5
= 5,02
5,0;
№ 1
ПОкВ
= 5,14
АТ-32
5,13;
№ 1—10
2,5;
№ 1—7
2,5;
№6
5,17
5,13/2,5
= 2,52
2,5;
№4
10 кВ
= 10,88
АТ-32
10,62;
№ 1—Ю
2,5;
№ 1-^
2,5;
№6
10,93
10,62/2,5
= 2,57
2,5;
№4
6. Определяется по (6.36) относительный минимальный ток срабаты-
вания реле (его чувствительного органа) при отсутствии торможения. За
расчетную принимается сторона СН
/*
-Л ср. ном ном
ц)*с:
с.р.мин
KI KTL Аугв.ном ТА V
94(230/121)УЗ
(1000/5)(5,13/2,5)2,5
= 0,302 » 0,3.
219
у BH(I) TLI AT-32
Л7\
7Ж
/BI = 5,43A
С
TAII Q2
CH(II)
ATAIII
HH(III)
ГЛКоо^
/;r = 5,02A^
f/BlI = 5,17A
7Z/J AT-32
.[дам
|'.П1
= 10,93 A
и,-2,53 A
TLIII AT-32
7M2 ^^
fflj
/;Ш = 2,57А
Рис. 9.4. Поясняющая схема включения токовых цепей дифференциальной защи-
ты автотрансформатора с реде типа ДЗТ-21
7. Определяется по (6.32), (6.37) максимальный расчетный ток неба-
ланса /Нб.расч ПРИ внешнем трехфазном КЗ на стороне среднего напряже-
ния (точка К1, рис. 9.3)
нб.расч
( J _/ \
/ / Л ■ атт 7 . отв.расчИ *отв.номП .(3)
пер одьг
Ч1ЛтокИ
отв.расч II )
= [l • 1 • 0,1 + 0,12 • 1 + 5,11Т?>13 1 2520 =773 А.
8. Определяется по (6.38) коэффициент торможения защиты
220
м*
з * нб.расч у
•-/.
отв.ном.осн
ср. мин
торм
0,517*
/
отв.торм.расч п
торм.расч п т
-и
отв.торм.ном п
1,5(773/314)(5,41/5,43)-0,3
0,5(2520/314)(5,02/5 + 2,52/2,5) - 0,6
торм.нач
= 0,457,
гДе ^в.ном.осн > *■ отв.ном.осн > ^отв.торм.расч п' ^отв.торм.ном п значения ТОКОВ,
полученных в табл. 9.4; /*торм нач = 0,6 — относительный вторичный ток
начала торможения, поскольку торможение осуществляется только от
групп ТТ на приемных сторонах.
9. Определяется по (6.39), (6.32) первичный ток срабатывания отсеч-
ки по условию отстройки от максимального первичного тока небаланса
при переходном режиме внешнего КЗ на шинах 110 кВ:
с.отс.расч з нб.расч '
1013 = 1520 А,
где /,
нб.расч
^пер ^одн £ +Л^П *ток II +
отв.расч II
/ ^
отв.ном II
/
отв.расч.неосн
3 • 1 • 0,1+0,12+ 5,14 ??13>|2520 = 1013 А.
5,14
10. Определяется по (6.40) относительный расчетный ток срабатыва-
ния отсечки
/*
с.отс.расч сх
1520 • УЗ
с.отс.расч
KlXTLlmMu.<*HTAV (500/5)(5,41/5)5
4,86.
Относительная уставка отсечки принимается равной 6, что соответ-
ствует току срабатывания отсечки /с отс = 1877 А.
11. Определяется по (6.41) коэффициент чувствительности защиты
(ее чувствительного органа)
г,С")
j(m) „(m)
к.мин сх п
с.з сх п
Расчет чувствительности защиты приведен в табл. 9.5.
Таблица 9.5
Расчет чувствительности защиты в минимальном режиме
Вид и место КЗ в за-
щищаемой зоне
При +РО
При - РО
КЗ между двумя фаза-
ми на стороне НН AT
КЗ между двумя фаза-
ми на стороне СН AT
КЗ на землю одной фа-
зы на стороне СН AT
783 -Jl
94-л/3
1740-2
94-л/З
2150- 1
94-л/З
U3
= 21,4
= 13,2
720
94-
Л
Л
1260-2
94-
1750
Уз
• 1
94-л/З
= 7.66
= 15,5
10,76
221
9.3.3. Расчет максимальной токовой защиты обратной последовательности
на стороне ВН
1. Расчетным для выбора первичного тока срабатывания защиты яв-
ляется согласование с защитами линий сети СН по току обратной после-
довательности, эквивалентному уставкам срабатывания защит линий.
Для принятых исходных данных расчетным является КЗ в конце наибо-
лее короткой линии с уставкой срабатывания zc 3 = k4zn = 1,25 zn .
Ток обратной последовательности, протекающий через автотранс-
форматор находится в условиях, когда защита с которой производится
согласование, находится на грани срабатывания
U к
t-'r.f» или л"р
.(2) _ ср.ном^ток
2 ат.расч
2(*1 смаке + *атВср/2 + * >25хл М|Ш) V 3
230 • 0,5
= 0,447 кА,
2(15,4 + 48,6/2 + 1,25 • 0,4 • 60)^3
где*ток = /2ат//2л = 0,5.
Ток срабатывания защиты автотрансформатора определяется по (6.67)
/с.з.ат= кз Шахраем = U ' 0,477 = 0,525 кА.
2. Определяется (по 6.73) чувствительность защиты при двухфазном
КЗ в расчетных режимах:
а) КЗ в конце наиболее длинной линии при параллельной работе ав-
тотрансформаторов на стороне СН:
*ч = 'far /12 с.з.ат = 0,34/0,525 = 0,647 < 1,2,
где
;(2)
72ат
U к
_ ^ср.ном ток __
2(*1 с.мин + *атВср/2 + ^^л.макс)^
230 • 0,5 л„„ А
- = 0,34 кА;
2(28,6 +48,6/2 + 1,25 • 0,4 • 90)73
б) КЗ на шинах СН при параллельной работе автотрансформаторов:
К = 'ficH^ow. = 0.628/0,525 = 1,2,
где
.(2) ^ерном^ток _ 230-0,5 _»^0„А.
'г ятгн Р ;= ~ 0,028 кА,
2(*1 смин + ^тВср/2)^3 2(28,6 + 48,6/2)73
222
в) КЗ на шинах НН при раздельной работе в минимальном режиме
К = йнн^саг = 0,72/0,525 = 1,37 > 1,2.
Защита обратной последовательности автотрансформатора обеспе-
чивает резервирование основных защит автотрансформатора, но не
обеспечивает дальнего резервирования в сети СН.
Выдержка времени защиты отстраивается от максимального време-
ни действия II (III) ступеней резервных защит отходящих линий сторо-
ны СН. Защита действует последовательно (со ступенью селективно-
сти А / = 0,5 с) на деление шин СН, отключения Q2 (см. рис. 9.3) и всех
выключателей автотрансформатора.
9.3.4. Расчет максимальной токовой защиты на стороне НН с приставкой
для действия при симметричных КЗ
Ток срабатывания отстраивается по (6.59) от номинального тока ав-
тотрансформатора:
'с.з= (^з^вКномат = (1,2/0,8)0,314 = 0,47 кА.
Напряжение срабатывания блокирующего органа, включенное на
междуфазное напряжение, определяется по (6.60):
^с.з=^мин/(*з^в) = 0,9- 11/(1,3 -1,2) = 6,35кВ.
Напряжение срабатывания блокирующего органа, включенного на
напряжение обратной последовательности, определяется по (6.62)
U2c3 = 0,06£/ном = 0,06 -11= 0,66 кВ.
Чувствительность защиты проверяется по (6.63), (6.64) и (6.65) при
КЗ на шинах НН автотрансформатора в минимальном режиме:
а) для токового органа
К I = ',2„„/'сз = 0,72/0,47 = 1,53 > 1,3 ;
б) для органа минимального напряжения
*ч</=^с.з^,макс=6,35/0>1,3;
в) для органа напряжения обратной последовательности
Киг = ^2,м„„/^2с.з = U/(V3 • 2 • 0,66) = 4,18.
Выдержки времени защиты отстраиваются от времени действия за-
щит отходящих линий стороны НН.
223
Ток срабатывания сигнального органа
С = (VUWax = (1,05/0,8)0,314 = 0,41 кА.
Выдержка времени сигнального органа отстраивается от максимально-
го времени срабатывания резервных защит сети НН автотрансформатора.
9.3.5. Расчет дистанционных защит
1. Проверяется по (6.74) обеспечение чувствительности дистанцион-
ных защит линий ВН (со стороны питания) по условиям отстройки от
КЗ на стороне СН автотрансформатора для предельного случая отклю-
чения двух линий на стороне ВН (&ток~ 1,0)
*л внмакс> 2,3zaTвс/*ток = 2,3 -48,6/1 = 111,8 Ом.
Полученное сопротивление соответствует при z±y = 0,43 Ом/км мак-
симальной расчетной длине линии 111,8/0,43 = 260 км, что меньше наи-
большей длины линии стороны ВН. Следовательно, устанавливать дис-
танционную защиту автотрансформатора для согласования дистанцион-
ных защит сетей ВН и СН не требуется. Однако дистанционная защита
автотрансформатора все же рекомендуется к установке на стороне ВН,
поскольку МТЗ обратной последовательности автотрансформатора не
обеспечивает дальнего резервирования линий стороны СН.
Установка двухступенчатой дистанционной защиты на стороне ВН
автотрансформатора обеспечивает резервирование симметричных КЗ
в автотрансформаторе и дальнее резервирование междуфазных повреж-
дений отходящих линий стороны СН.
2. Уставка срабатывания первой ступени защиты выбирается анало-
гично (6.76), но с учетом установки защиты на стороне ВН
71 = к 7 + к' 71 /к =
^с.з.атВН лз^атВ ^з^с.з.минСН' лток.ат
= 0,87 • 48,6 + 0,78 • 21,93/0,5 = 76,5 Ом,
™е *L..mCH = °.*5г1у/СНшП| = 0,85-0,43-60 = 21,93 Ом; кТОК =
= /ат//к = 0,5.
Чувствительность первой ступени проверяется:
а) при КЗ на шинах СН
*ч = ^.з.ат^атВмакс = 76,6/62,6 = 1,22;
224
б) при КЗ на шинах НН
*ч = 4.,а/(*атВмакС +W = 76,6/(62,6 + 68,5) = 0,58.
4. Уставка срабатывания второй ступени отстраивается по (2.18) от
максимального тока нагрузки автотрансформатора
И мин.экспл
^ К ^нагр.максС0*(Фм.ч " Фнагр)
0,9 • 220
УЗ • 1,2 • 1,1 • 0,44 • cos(75°-30°)
= 278,7 Ом.
где Л*агр.макс= Ь4/ном<ат = *>4 * 0,314 = 0,44 кА; ^мин.экспл = 0,9t/HOM.
5. Чувствительность второй ступени проверяется аналогично (2.19)
при двухфазном КЗ в конце наиболее длинной линии
н = 2с'зат = 287,7 = ^ 0
4 'arB + W/*™ 48,6 + 38,7/0,5 "
Ч
™e ^л.макс = z\y 'макс = °>43 ' 90 = 38>7 °М' ^ток^ 7ат В /7л = °^
Вторая ступень дистанционной защиты обеспечивает дальнее резер-
вирование линий стороны СН, смещение характеристики срабатывания
в первый квадрант не требуется.
6. Выдержки времени второй ступени принимаются такими же, как
и для МТЗ обратной последовательности.
9.3.6. Расчет максимальной токовой защиты от замыканий на землю
Защита от замыканий на землю для автотрансформаторов преду-
сматривается [18,19] на сторонах ВН и СН и выбирается по условиям
согласования по току и времени с защитами от замыканий на землю от-
ходящих линий на сторонах ВН и СН соответственно (п. 6.5.2). В рас-
сматриваемом примере уставки защит не заданы, и расчет защит от за-
мыканий на землю для автотрансформаторов не может быть выполнен.
Ориентировочные значения уставок срабатывания защит на стороне
СН могут быть оценены на основании требуемых коэффициентов чувст-
вительности при ближнем (КЗ на шинах СН) и дальнем (КЗ в конце наи-
более длинной линии, каскад) резервировании при параллельной работе
автотрансформаторов на стороне СН
'о'с, = 3/o!i!W*4 = '.37/1,5 =0,91кА.
225
где 3/о(1ат(К/) = 137 кА (при х1смин = 28,6 Ом, х0смин = 64 Ом,
*ат В = 62>6 °м> *ат Н = 68>5 0м)'
С, = ^LmKok^K = 1,16 • 0,5/1,2 = 0,48 кА,
гДе 3/о(л}мин = Ь16кА (прих1лмакс=36Ом,х0л= 1260м); *ток.ат=0,5.
Поскольку питание подстанции одностороннее, защита от замыка-
ний на землю на стороне ВН может быть использована для резервирова-
ния замыканий на землю в автотрансформаторе и должна быть согласо-
вана по току и времени с земляными защитами стороны СН автотранс-
форматора с учетом снижения токов нулевой последовательности на
стороне ВН за счет действия обмоток НН автотрансформатора.
9.4. ЗАЩИТА БЛОКА ГЕНЕРАТОР-ТРАНСФОРМАТОР
9.4.1. Исходные данные к расчету защит
1. Требуется рассчитать защиты блока генератор-трансформатор,
работающего на эквивалентную систему 500 кВ. Генератор блока
ТВВ-800-2 (А = 8 с) с рабочим напряжением 24 кВ, сверхпереходным
сопротивлением х" = 0,272 и coscp = 0,9 работает в блоке с трансформа-
тором ТЦ-1000000/500 с напряжением 525/24 кВ, С/к= 14,5 %. На стороне
генераторного напряжения отпайкой подключен трансформатор собствен-
ных нужд ТРДНС 63000/35 с номинальным напряжением 24/6,3/6,3 кВ,
мощностью 63 MB • А, с регулировкой напряжения под нагрузкой на
стороне ВН в пределах ± 12 %, £/кВН = 11,5 %, икШ = 20 %. Сопротив-
ление эквивалентной системы, приведенное к напряжению 525 кВ, равно
х1с = 20 Ом. Коэффициенты трансформации ТТ на стороне ВН 2000/1,
в нейтрали генератора 12000/5. По данным расчета уставок защиты сети
500 кВ расчетными для согласования могут быть приняты: дистанцион-
ная защита — zC3 ш = 260 Ом; tc 3 щ = 1,8 с; кток = 1,2; х1л = 80 Ом; зем-
ляная защита — /0с 3 щ == ®£ к^1 *с.з ш = 2>3 с; £ток= 0,6.
2. Вычисляются сопротивления элементов схемы замещения (к схе-
ме рис. 9.5)
,r = ,;%p.„,2722^ = s4,34 0-;
226
'~^i / '^i Система
~TA1 \ТА2
Phc. 9.5. Поясняющая схема (а) и схема замещения прямой последовательности
(б) к примеру расчета блока генератор трансформатор
^к.т ср.ном Л , ._ jIj
l = о 145
100 ST ' 1000
40 Ом;
UkTS ^ср.ном л~ле 525 1Л01Л
*т<г = -ггт т; = 0,245 —— =? 1027 Ом,
100 STS 63
lTS
где UK TS= UkTSB+ икТ5Н = 0,245 — напряжение короткого замыка-
ния обмотки трансформатора TS при КЗ в точке КЗ (UK tsb = ^к вн ~
" °>5ик НН = 0,115 - 0,5 • 0,2 = 0,015; UK TSH = 2UK BH = 2 • 0,115 = 0,23).
3. Определяются расчетные токи для выбора уставок и проверки
чувствительности защиты:
КЗ в точке К1, ток со стороны блока
г(3)
'к.бл
«£EJ!^ = 525/(л/3 • 124,34) = 2,44 кА;
КЗ в точке К1, ток со стороны системы
/W = _i£^ = 525/(^3 • 20) = 15,17 кА;
227
ток асинхронного хода блока находится по (7.1)
_^ср.Н0М/^_2>525/Уз
асинхр.макс х^ + х^ + х^ 84,3+40 + 20 '
КЗ в точке К2 при отключенном выключателе блока
I™ = ^СрН0м/^ = 525/(7з • 84,3) = 3,6 кА;
КЗ в точке Ю с учетом сопротивления системы
(3) = ^срноч/^ _
kTS xts + д:г(хт + хс)/(хг + дгт + *с)
525/Уз
1027 + 84,3(40 + 20)/(84,3 + 40 + 20)
Определяется ток однофазного КЗ в точке К1 в.режиме опробования
(1) = ^рномУз ^ 525 • УЗ = з 14 кА
копр 2(хг + :ст)+л:0т 2(84,3+40)+40 '
9.4.2. Расчет общей дифференциальной токовой защиты блока
Расчет выполняется по методике п. 6.2.2. [19, 22].
1. Определяются по (6.9) первичные номинальные токи сторон блока
, St ЮОО =11 д
sr 1000 „„„, .
'„ом И = -1=7, = -Е—Гл = 24,06 кА.
2. Определяются по (6.10) вторичные номинальные токи плеч защиты
_Люм1*СХ1 _ иоо-Тз _0053Л.
BH0Ml KI{1) 2000/1 и'у;>;)А'
_ УномН*схН ^ 24 060 • 1 tnM А
вном" */(И) 1200/5 Ш'03А'
3. Принимаются [22] автотрансформаторы тока:
на стороне I — типа АТ-31 с отводами к реле 1-11 (2,5 А);
на стороне II — типа АТ-32 с отводами к реле 1-2 (5,0 А).
228
4. За основную сторону принята сторона питания — И, для которой
по (6.24) принимается /отв ном осн = 9,61 А < 10,03 А (табл. 6.2, ответвле-
ния 1-6).
5. Расчетный ток ответвления автотрансформатора тока на неоснов-
ной стороне находится по (6.25)
7 г- 1 VrB.HOM.OCH _ - Q-- 9,61 Л01^ А
^тв.расч I ^ 'в.ном I "Г °>953 То7)1 ~ °'913 А '
'в.ном.осн 1U'VJ
Принимается по (6.26) /ОТВНОм1 = 0,81 А < 0,913 А (табл. 6.1, от-
ветвления 1-5).
6. Определяются по (6.27) коэффициенты трансформации автотранс-
форматоров тока
KTL I = 'отв.ном I (ТЛ^отв.ном I (ТАУ) = 0,81/2,5 = 0,324;
&TL II = 'отв.ном II (ТТ)^отв.ном И (TAV)^ 9>61/5 = 1,92.
7. Для заданной схемы блока торможения защиты при внешних КЗ
только со стороны ВН возможно при выполнении условия (7.2), которое
при принятом ответвлении ТЫ к реле — 2,5 А не выполняется. Поэтому
для обеспечения эффективного торможения при внешних КЗ торможе-
ние выполняется и со стороны II блока. Это предусматривает выбор
'*нач.торм ~
8. Определяются по (6.28) расчетные токи ответвлений трансформа-
торов тока ТА реле
'отв.торм.расч I = 'в ном I '*TL I = 0,953/0,324 = 2,94 А,
'отв.торм.расч II = 'в.ном.П ,KTL II = 10,03/1,92 = 5,22 А.
9. Номинальные токи ответвлений трансформаторов тока ТА реле
выбираются по (6.29)
/отв.торМ„оМ1 = 3,0А = 2,94А,
'отв.торм.мом II~~ ^'^ — ->,££ А.
10. Определяется по (6.30) первичный тормозной ток, соответствую-
щий началу торможения
п торм.нач 'ном
' , отвлорм.ном I , отв.торм.ном II •
ток I J ' ток II J
отв.торм.расч I отв.торм.расч II J
= 0,5 • HOofl ^+1 ^г) = 1088 А,
V 2,94 5,22 )
229
где £T0Kj = ^ТокИ = Ь поскольку стороны I и II обтекаются полным то-
ком внешнего КЗ (точка К1, рис. 9.5).
11. Находится по (6.31), (6.32), (6.33) первичный ток небаланса в ре-
жиме, соответствующем началу торможения
нб.торм.нач
h V 4- \тт I , отв.расч I отв.ном I , '
*пер*одне + Л(У1 *ток I+ 7 *ток I
отв.расч I )
0,913-0,81
х
х'тоРм.„ач„=(!><>• 1,0-0,05 + 0,12- l+^-^_l)l088= 308 А.
12. Минимальный первичный ток срабатывания защиты для блока
без выключателя в цепи отпайки к трансформатору собственных нужд
выбирается по большему из трех условий:
отстройка по (6.34) от первичного тока небаланса в режиме начала
торможения
Л.з.мин - *з^нб торм.нач = *>5 * 308 = 462 А;
отстройка от броска тока намагничивания и переходных токов внеш-
них КЗ
/сзмин^ОЗ/^^О^.ПОО^ЗЗОА;
отстройка по (7.3) от тока КЗ за трансформатором собственных нужд
(рис. 9.5, точка КЗ), отпайка к которому не охватывается цепями диффе-
ренциальной защиты
'с.з.мин ~ Мк.макс (*3) = *>5 " 274 = 411 А.
Принимается /с 3 мин = 462 А.
13. Определяется по (6.36) относительный начальный ток срабатыва-
ния защиты при отсутствии торможения:
на основной стороне
= /сзмин(^ср.ном/(7ном11)^схН = 462(525/24)1
*СЗМИН ЬюХткт'ыжТЛУП (12 000/5)(9,61/5)5 > '
на неосновной стороне
- = ^с.з.мин*схI 462 • УЗ =0 493
•«•""• KI(l)KTL{X)IonMOtATAVl (2000/1X0,81/2,5)2,5 ' '
Принимается /*с 3 мин = 0,5.
230
14. Определяется по (6.37) максимальный расчетный ток небаланса
при максимальном токе асинхронного хода
нб.расч
к к £ + Д(Л к , +
пер одн^ I ток I
отв.расч I отв.ном I
отв.расч I
0,913-0,81
асинхр.макс
f 0913 — 081 Л
= f 2,0 • 1,0 • 0,1 + 0,12 • 1,0 + -^-q-qjJ- J4200 = 1818 A •
15. Находится по (6.38) коэффициент торможения защиты
_ з^ нб.расч ном'^ в.ном.осн отв.ном.осн'~~ *с.р.мин
К.
торм
0,5
торм.расч
(1 I
отв.торм.ном I отв.торм.ном II
^отв.торм.расч I отв.торм.расч II )
-и
нач.торм
1,5(1818/1100)( 10,03/9,61) -0,5
' 1100V2,94 5,22>l
= 0,75.
16. Определяется по (6.39) первичный ток срабатывания отсечки
L
^с.отс.расч *з *пер*одн8 + ДЦ *ток I +
отв.расч I 'отв.ном I
L
отв.расч I
0,913-0,81
асинхр.макс
/ 0 913 —0 81 Л
= 1,5(3- 1,0-0,1+0,12- 1,0+ ' ' ' 14200 = 3357 А .
17. Находится по (6.40) относительное расчетное значение тока сра-
батывания отсечки
/*
с.отс.расч сх
3357 • л/3
с.отсрасч /отвном тау Kj Ktl 2,5(2000/1 )(0,81 /2,5)
= 3,585.
Принимается /*с отс ^ 6.
18. Определяется по (6.41) коэффициент чувствительности защиты
(чувствительный орган защиты) при КЗ в режиме опробования блока:
при двухфазном КЗ
/(2) fr(2)
= Умин *сх I = 2240 - 2
4 / к™ 462- 73
'с.з Лсх I
= 6,1;
231
при однофазном КЗ
/О) х.0)
. 'к.МИН*СХ1 3140*1 _ _ .
*ч ^ 7ТГ = 7= = 3'93 '
/ *<3 462 • 75
с.з сх I
ч
9.4.3. Расчет дифференциальной токовой защиты генератора
1. Для защиты генератора применяется дифференциальное реле
ДЗТ-11/5 с максимальным числом витков рабочей обмотки w аб = 72 +
+ 72 = 144. При одинаковых трансформаторах тока на выводах и в ней-
трали генератора применяется м>раб = 144 витка, что соответствует ус-
тавке срабатывания реле
^=^0^6= >00/144 = 0,7 А.
2. Ток срабатывания защиты
/с з= /сvKj = 0,7(12000/5) = 1680 А.
3. Максимальный ток небаланса при асинхронном ходе блока
'нб.расч = *пер*одн£ 4синхр.макс = * ' °>5 " °'! ' 4200 =210 А
4. Число витков тормозной обмотки
Мнб.расч^раб 1,5 ' 210 • 144 ллл
wTnnu = - — = = 14,4 витка.
Р 'асинхр.макс^ <* 4200 • 0,75
Принимается wT0 = 15 витков.
Чувствительность защиты не проверяется, так как при использова-
нии ДЗТ-11 она всегда обеспечивается.
9.4.4. Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора
Расчет выполняется по методике п. 6.2.3.
1. Определяются первичные и вторичные номинальные токи для
всех сторон защищаемого трансформатора (табл. 9.6). Для принятой
схемы блока (рис. 9.5) дифференциальная защита трансформатора вы-
полняется на трансформаторах тока ТАЗ, ТА4, ТА5.
2. На основании данных табл. 9.6 выбираются выравнивающие уст-
ройства:
на стороне I — повышающие автотрансформаторы тока АТ-31 (ТЫ);
на стороне II — понижающие автотрансформаторы тока АТ-32 (TLII);
232
Таблица9.6
Расчет первичных и вторичных номинальных токов сторон трансформатора
Наименование
величины
Номер
формулы
Расчетные значения для плеч защиты
I — 525 кВ
II — 24 кВ
III — 24 кВ, TCH
Номинальный первич-
ный ток, кА
Коэффициент транс-
формации TT защиты
Коэффициент схемы
соединения TT защиты
Вторичный номиналь-
ный ток /в.номл> А
(6.9)
1000
75-525
2000/1
1,1
1000
(6.10)
иоо-Тз
2000/1
= 0,953
л/З-24
12000/5
1
24 060 • 1
24,6
1000
12 000/5
: 10,03
л/3-24
2000/5
I
24 060 • 1
24,06
2000/5
=60,15
на стороне III — понижающий промежуточный трансформатор тока,
Ктт = 100/5.
3. Торможение защиты предусматривается на сторонах I и II, транс-
форматоры тока которых (ТАЗ, ТАЗ) полностью охватывают сквозные то-
ки внешних КЗ (точка К1, рис. 9.5) и асинхронного хода, и поэтому при-
нимается /*
торм.нач
1. На стороне III торможение не предусматривается,
так как эта сторона не обтекается токами при указанных расчетных ре-
жимах. При внешнем КЗ в точке КЗ (рис. 9.5) ток повреждения на поря-
док меньше тока внешнего КЗ в точке К], и соответственно отстройка от
тока небаланса при повреждении в точке КЗ не будет расчетной.
4. Выбираются параметры автотрансформаторов тока (TLri), транс-
реактора (ТА V) и промежуточных ТТ (ТАп) цепи торможения реле из ус-
ловия балансировки МДС плеч защиты на трансреакторе реле
(табл. 9.7). За основную сторону принята сторона I, к напряжению кото-
рой приведены расчеты токов КЗ.
5. Определяются токи небаланса защиты в расчетных режимах: со-
ответствующего началу торможения, внешнего КЗ для определения
тока срабатывания чувствительного органа и внешнего КЗ для выбора
тока срабатывания отсечки (табл. 9.8).
6. Минимальный ток срабатывания чувствительного органа защиты
выбирается по двум условиям:
отстройка по (6.42), (6.43) от броска тока намагничивания и переход-
ных токов внешних тСЗ
'с.р.мин *отс'в.ном.осн 0,3*3,64 1,092 А;
233
Таблица9.7
Расчет параметров балансировки МДС плеч защиты на транс реакторе ТМИ и выбор
ответвлений ТТ цепи торможения реле
Наименование величины
Выбранные токи (А) и
ответвления TL к цепям:
ТТ, номера ответвле-
ний
ТА V, номера ответвле-
ний
Коэффициент трансфор-
мации автотрансформа-
торов тока, КТ1 , Kyuj
Приведенный к реле
вторичный номиналь-
ныйток/в.номЯ'А
Принятые токи (А) и но-
мера ответвлений на
трансреакторе
'отв.ном TAV
Расчетные токи ответв-
лений для неосновных
сторон /0тв.расчл> А
Погрешность выравни-
вания токов плеч на
трансреакторе TAV, A/n
Принятые токи (А) и но-
мера ответвлений ТТ це-
пи торможения реле
Номер форму-
лы, таблицы
Табл. 6.1,6.2
(6.27)
(6.43)
(6.44)
(6.52)
(6.51)
(6.53)
Расчетные
I — 525 кВ
0,95; № 1-4
3,63; № 1-10
S-»
°>953 г и
= 3,64
0,262 '
3,63;
№4
Основная сто-
рона
—
3,75;
№2
значения для плеч защиты
II — 24 кВ
10,0; № 1-9
2,5; № 1-2
S-*
$?-«.
2,5;
№6
1612'51-
= 2,503
2,503- 2,5 __
2,503
= 0,0012
2,5;
№4
III — 24 кВ,
тсн
—
—
100/5
■*»! - 3,oi
100/5
3,0;
№5
3,64
= 3,002
3,002-3,0 _
3,002
= 0,001
—
отстройка по (6.45) от тока небаланса в режиме начала торможения
^ср.мин= *з^нб.торм.нач= *»5 ' 0,623 = 0,935 А.
Принимается /(
ср.мин
= 1,1 А, что соответствует относительному ми-
нимальному току срабатывания реле (6.17)
'♦с.р.мин ~~ 'ср.мин"отв.ном "~ hl'jfij -\),3\)3.
7. Определяется по (6.20), (6.45) относительный ток срабатывания
реле при расчетном внешнем КЗ или асинхронном ходе
234
Таблица9.8
Расчет токов небаланса защиты
Обозначение ве-
личины
/к.расч(1)> А
'к.расч.в I» A
нб.расч.в
I"
нб.расч.в
нб.расч.в
* нб.расч.в
Номер формулы
—
(6.48)
(6.47)
(6.49)
(6.50)
(6.46)
Обозначение расчетного тока
' нб.торм.нач
1100
ПОО-л/З
2000/1-0,262
= 3,64
1-1-0,05-3,64 =
= 0,182
0,12-3,63 =
= 0,437
0,0012-3,64 =
= 0,004
0,623
' нб.расч.макс
4200
4200 -Л
2000/1-0,262
= 13,88
2-1-0,1-13,88 =
= 2,776
0,12-13,88 =
= 1,666
0,0012-13,88 =
= 0,017
4,459
i небаланса
нб.расч.отс
4200
4200-^3
2000/1-0,262
= 13,88
3-1-0,1-13,88 =
= 4,164
0,12-13,88 =
= 1,666
0,0012-13,88 =
= 0,017
5,847
^*с.р *з^нб.расч.макс "отв.ном 1,5 " 4,459/3,63 1,843.
8. Находятся по (6.48) вторичные токи, подводимые к реле при рас-
четном внешнем КЗ или асинхронном ходе
_ асинхр.макс
*сх I _ 4200 • 73
к.Расч.в1 тоРм.в1 Kjm Кти 200()/1 и 0262
т т _ асинхр.макс^ ср.ном ном II' с
13,88 А;
к.расч.в II торм.в II
_ 4200(525/24)1
К1 (II) КТШ
= 9,57 А.
12 000/5 • 4
9. Определяется по (6.21) относительный тормозной ток в расчетном
режиме
7*торм = °5
' торм.в I торм.в II
V. отв.торм I ^отв.торм II
МШ+Щ)-™-
10. Определяется по (6.22) коэффициент торможения защиты
^ср" Термин _ 1,843-0,303
К
торм т _т
* торм * торм.нач
= 0,557.
3,765 -1
11. Ток срабатывания отсечки выбирается по двум условиям:
235
отстройка по (6.42) от броска тока намагничивания
^с.отс ~~ ^отс^в.ном.осн ~ " " 3fi3 - 21,78 А;
отстройка по (6.45) от тока небаланса при внешнем КЗ
'соте = ^з^нб.расч.отс ~ *»5 # 5,847 = 8,77 А.
Принимается 1С отс = 21,78 А, что соответствует /*с отс = 6.
12. Определяется по (6.54) чувствительность защиты при КЗ в режи-
ме опробования блока:
при двухфазном КЗ
2Ук.мин 2 • 2440
кц = — = — = 8,47;
V3 /с.з.мин V3 • 333,2
при однофазном КЗ
. iK.MHH 3140
К = -7= = -7= = 5>45 >
V3 /с.з.мин V3 ' 333,2
ч
™ 'с.з.мин = 'с.р.мин*/ осЛх ос,/*сх.осн = U '(2000/1) • 0,262/УЗ =
= 333,2 А.
9.4.5. Расчет максимальной токовой защиты обратной последовательности
1. Определяется номинальный ток генератора блока, приведенный к
расчетной ступени напряжения
'горном = -Г— - -Т-^ - °>98КА-
горном ^j/cpHoiiCOsq>r 73 • 525 • 0,9
2. Определяется ток обратной последовательности защиты в расчет-
ном режиме, когда III ступень дистанционной защиты находится на гра-
ни срабатывания
/(2) ^СР-Н0М = 525 = 0445кА
2раСЧ 2'^(z6ji + zIcIXok) 2 ' ^024,34 + 260/1,2)
где z6n «jcr + xT = 84,34 +40 = 124,34 Ом.
3. Определяется ток срабатывания отсечки
'гТз " V?,ic, = LI ' 0,445 = 0,49 кА.
236
4. Находится относительная уставка срабатывания токовой отсечки
'ZL = '2°cV'r.cp.HOM = °'49/°'98 = °'5 •
5. Время действия отсечки выбирается по двум условиям:
а) согласование со временем действия III ступеней дистанционных
защит отходящих линий
отс = III = g Q - = 2 .
с.з с.з.рез ' ' ' '
б) согласование со временем действия интегрального органа, опреде-
ляемого по (7.10)
С^^.доп + А^5,37 + 0,5=5,87с,
W 'инт.доп = A'VvtKi)) = 8/(Ь24)2 = 5,2 с;
I^V = 2,44/(2 • 0,98) = 1,24.
Принимается /с 3 = 2,3 с.
6. Определяется по (7.18) относительный ток срабатывания пусково-
го органа
.инт.пуск _ п -
У2*с.з -0,1.
7. Ток срабатывания сигнального органа принимается
'"с™ -0,05.
8. Выдержка времени сигнального органа отстраивается от макси-
мального времени действия резервных защит отходящих линий.
Принимаем с запасом
сигн Л
/ = 9 с.
с.з
9.4.6. Расчет дистанционной защиты блока
Расчет уставок срабатывания выполняется для токов и напряжений,
соответствующих месту установки защиты.
1. Определяется номинальный ток генератора
рг 800
',„ом=-7-—-=-/Г^ « 19,27 кА.
237
2. Определяется по (7.21) первичное сопротивление срабатывания
защиты
мин
'^*нМнагрС0!5(Фм.ч-<Р„агр)
22,8
0,414 Ом,
73 • 1,2 • 1,05 • 28,9 • cos(80°-51°)
где /нагр = 1,5 /гном = 1,5 • 19,27 = 28,9 кА; UMm = 0,95 t/H0M = 0,95 • 24 =
= 22,8 кВ.
3. Определяется первичное сопротивление, измеряемое защитой при
КЗ в конце отходящей линии
*з.макс = (*т+ *л.см /*токХ^г.ном ^ср.ном)2 = (40 + 80/1,2)(24/525)2 =
= 0,223 Ом.
4. Определяется чувствительность защиты при КЗ в конце отходя-
щей линии
Лч = 2с.з/2з.макс=0'414/0,223 = 1,77 > 1,2.
5. Определяется по (2.21) сопротивление срабатывания реле
zc p= zc з Кj /Ки= 0,414(12000/5)/(24000/100) = 4,14 Ом.
Согласно табл. 3.1 этому сопротивлению срабатывания реле соответ-
ствует ток точной работы /т р мин = 1,5 А.
6. Определяется чувствительность реле по току точной работы
*ч.точн~~ ' р.мин''т.р.мин- o,l/l,J — 3,4 1,3,
j _ ^ср.ноМ(^/ср.ном/^г.ном) _ 525(525/24) 103
Р МИН 73 (гбл + z^/k^Kj г 73( 124,3 + 260/1,2) 12 000/5
= 8,1 А.
7. Время действия защиты на отключение выключателя блока согла-
суется со временем действия III ступеней дистанционных защит отходя-
щих линий
4 = 'с!.см + Д' = 1>8 + 0,5=2,Зс.
8. Время действия на останов блока
'"з ='с.з + А' = 2,3 + 0,5 =2,8 с.
238
9.4.7. Расчет максимальной токовой защиты от замыканий на землю
1. Ток срабатывания первой ступени выбирается по условию согла-
сования с III ступенью земляной защиты отходящей линии в расчетном
режиме (см. п. 9.4.1)
'<!аз = Мток'ос.з.см = М ' 0,6 • 0,8 = 0,528 кА .
2. Ток срабатывания второй ступени выбирается по меньшему из
двух условий:
а) обеспечение срабатывания защиты в режиме неполнофазного от-
ключения блока (7.26)
'о'с.з = <М/т.но./*з = 0,4 • 1,1/1,2 = 0,367 кА;
б) согласование по (7.27) с током срабатывания первой ступени
/0ПСЗ = /01с.з/*з = 0,528/1,05 = 0,503 кА.
Принимается /0сз = 0,367 кА.
3. Чувствительность защиты может быть определена приближенно, в
предположении, что III ступень земляной защиты линии имеет кц = 1,5 ,
, I 'c^.cmN *ток 0,8 -1,5-0,6
*ч = 71 = 0,528 = ,36'
у0с.з
4. Время действия II ступени защиты, действующей на деление шин
на стороне ВН, согласуется со временем действия III ступени защиты
отходящей линии
'"з='"з.См+Д/=2,3+0,5=2,8с.
5. Время действия I ступени составит:
на отключение выключателя блока
t\3 =413 + Л/ = 2>8 + 0>5 =3,2 с;
на останов блока
4ост.бл='!.з + Д' = 3,2 + 0,5=3,7с.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства электроустановок . М: Энергоатомиздат, 1986.
2. Федосеев A.M., Федосеев М.А. Релейная защита электроэнергетических
систем: Учеб. для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1992.
3. Электротехнический справочник: В 3 т. Т.З. В 2 кн. Кн. 1. Производство и
распределение электрической энергии. М: Энергоатомиздат, 1988.
4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и
подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проекти-
рования: Учеб. пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1989.
5. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных
сетей. Л.: Энергоатомиздат, 1985.
6. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 11. Расчеты токов корот-
кого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях
110—750 кВ. М: Энергия, 1979.
7. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 7. Дистанционная защи-
та линий 35—330 кВ. М: Энергия, 1966.
8. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 12. Токовая защита нуле-
вой последовательности от замыканий на землю линий ПО—500 кВ. Расче-
ты. М.: Энергия, 1980.
9. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 10. Высокочастотная
блокировка дистанционной и токовой направленной нулевой последова-
тельности защит линий ПО—220 кВ. М.: Энергия, 1975.
10. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 8. Поперечная диффе-
ренциальная направленная защита линий 35—220 кВ. М.: Энергия, 1970.
11. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 9. Дифференциально-
фазная высокочастотная защита линий ПО—330 кВ. М.: Энергия, 1972.
12. Разработка рекомендаций по расчету и выбору параметров срабатывания за-
щит на микроэлектронной элементной базе ВЛ ПО—220 (330) кВ. № 11735
тм-т1. М.: ВГПИ и НИИ «Энергосетьпроект», 1985.
13. Разработка рекомендаций по расчету и выбору параметров срабатывания
защит на микроэлектронной базе ВЛ 110—750 кВ. № 11735 тм-т2. М.:
ВГПИ и НИИ «Энергосетьпроект», 1985.
14. Устройство блокировки при качаниях типов КРБ-126 УХЛ4, КРБ-126.04.
Техническое описание и инструкция по эксплуатации. ИАЕЖ.656 122.015
ТО.ОБК.469.412. Изд. 26. Чебоксары, 1975.
15. Устройства дистанционной и токовой защит типов ШДЭ 2801 и ШДЭ 2802/
А.Н. Бирг, Г.С. Нудельман, Э.К. Федоров и др. М: Энергоатомиздат, 1988.
16. Платонов В.В., Чмыхалов Г.Н. Специальные вопросы проектирования ре-
лейной защиты электрических сетей энергосистем: Учеб. пособие для ву-
зов. Новочеркасск.: Изд. ЮРГТУ(НПИ), 2000.
17. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 1. Защита генераторов,
работающих на сборные шины. М: ГЭИ, 1961.
240
18. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13А. Релейная защита
понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110—500 кВ: Схе-
мы. М.: Энергоатомиздат, 1985.
19. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная защита по-
нижающих трансформаторов и автотрансформаторов ПО—500 кВ: Расче-
ты. М.: Энергоатомиздат, 1985.
20. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 5. Защита блоков генера-
тор-трансформатор и генератор-автотрансформатор. М.: Энергия, 1963.
21. Вавин В.Н. Релейная защита блоков турбогенератор-трансформатор. М.:
Энергоиздат, 1982.
22. Методика расчета релейной защиты мощных энергоблоков № 1922013л. 01.
М.: ВШИ и НИИ «Атомтеплоэлектропроект», 1984.
23. Шелушенина О.Н., Кожевникова Е.С. Выбор и расчет устройств релей-
ной защиты с использованием ЭВМ. Релейная защита блоков генератор-
трансформатор: Учеб. пособие для вузов. Самар. гос. техн. ун-т, 1993.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение 3
Часть I. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРИЧЕ-
СКИХ СЕТЕЙ 5
Глава первая. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РЕЛЕЙНОЙ ЗА-
ЩИТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 5
1.1. Структура, классификация и основные проектные требования к ус-
тройствам релейной защиты 5
1.1.1. Структура устройств релейной защиты 5
1.1.2. Классификация защит электрических сетей 6
1.1.3. Требования, учитываемые при проектировании защит 8
1.2. Исходные данные для проектирования 11
1.2.1. Номенклатура устройств релейной защиты 11
1.2.2. Исходные данные сети 14
1.2.3. Основные режимы сети 15
1.3. Расчет токов короткого замыкания 17
1.3.1. Общий порядок расчета 17
1.3.2. Составление схемы замещения прямой (обратной) последова-
тельности 18
1.3.3. Составление схемы замещения нулевой последовательности .. 19
1.3.4. Выбор расчетных режимов и вычисление токов короткого
замыкания 22
1.3.5. Определение параметров отдельных последовательностей,
подводимых к защите при повреждениях 24
1.3.6. Построение кривых спадания токов короткого замыкания
по линиям 26
Глава вторая. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ДЛЯ РАЗНЫХ ВИДОВ
ПОВРЕЖДЕНИЙ 28
2.1. Максимальные токовые защиты от междуфазных повреждений .... 28
2.1.1. Общие замечания 28
242
2.1.2. Максимальные токовые защиты линий с односторонним
питанием 28
2.1.3. Ненаправленные токовые отсечки линий с двухсторонним
питанием 31
2.2. Дистанционные защиты от междуфазных повреждений 32
2.2.1. Общие замечания 32
2.2.2. Расчет уставок срабатывания 34
2.2.3. Выбор уставок и проверка реле сопротивления по току точной
работы 38
2.2.4. Расчет уставок блокировки при качаниях 39
2.3. Максимальные токовые защиты от замыканий на землю 44
2.3.1 Общие замечания 44
2.3.2. Расчет уставок срабатывания 44
2.3.3. Особенности выбора уставок защиты на параллельных
линиях 49
2.3.4. Отстройка от броска намагничивающего тока 49
Глава третья. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ОТ ВСЕХ ВИДОВ
ПОВРЕЖДЕНИЙ 52
3.1. Комплектные защиты от всех видов повреждений 52
3.1.1. Общие замечания 52
3.1.2. Особенности расчета уставок дистанционной защиты шкафа
ШДЭ 2801 54
3.1.3. Особенности расчета уставок блокировки при качаниях
дистанционной защиты шкафа ШДЭ 2801 57
3.1.4. Особенности расчета токовых защит нулевой последователь-
ности шкафа ШДЭ 2801 58
3.2. Поперечная дифференциальная направленная защита парараллель-
ных линий 59
3.2.1. Общие замечания 59
3.2.2. Расчет комплекта защиты от замыканий на землю 60
3.2.3. Расчет комплекта защиты от междуфазных повреждений 63
3.3. Дифференциально-фазная высокочастотная защита 65
3.3.1. Общие замечания 65
3.3.2. Расчет пусковых органов при симметричных повреждениях. .. 67
3.3.3. Расчет пусковых органов при несимметричных
повреждениях 68
3.3.4. Расчет органа манипуляции 72
243
Часть И. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ 74
Глава четвертая. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РЕЛЕЙНОЙ
ЗАЩИТЫ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ 74
4.1. Особенности построения и классификация защит 74
4.1.1. Особенности выполнения защит 74
4.1.2. Классификация защит основного оборудования 75
4.2. Исходные данные для проектирования 75
4.2.1. Номенклатура устройств релейной защиты 75
4.2.2. Исходные данные для расчета защит 77
4.3. Состав применяемых защит 78
4.3.1. Защиты генераторов, работающих на сборные шины 78
4.3.2. Защиты трансформаторов и автотрансформаторов 78
4.3.3. Защиты блоков генератор-трансформатор й генератор-
автотрансформатор 79
Глава пятая. ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ, РАБОТАЮЩИХ НА СБОРНЫЕ
ШИНЫ 82
5.1. Продольная дифференциальная токовая защита от междуфазных
повреждений в обмотке статора 82
5.1.1. Основные условия выбора типов защит 82
5.1.2. Расчет уставок срабатывания защиты и реле 83
5.2. Поперечная дифференциальная токовая защита 85
5.3. Защита от замыканий на землю в обмотке статора 85
5.3.1. Особенности выполнения защиты 85
5.3.2. Расчет уставок срабатывания защиты и реле 86
5.4. Максимальная токовая защита с комбинированным пуском
по напряжению 89
5.5. Максимальная токовая защита обратной последовательности
с приставкой для действия при симметричных КЗ 91
5.5.1. Особенности выполнения защиты 91
5.5.2. Расчет уставок срабатывания 92
Глава шестая. ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ... 93
6.1. Продольная дифференциальная токовая защита с реле типов
РНТ-560 и ДЗТ-11 -93
6.1.1. Основные условия выбора типа защит 93
6.1.2. Предварительный расчет защиты 94
244
6.1.3. Расчет уставок реле типа РНТ-560 97
6.1.4. Расчет уставок реле типа ДЗТ-11 99
6.2. Продольная дифференциальная токовая защита с реле ДЗТ-20 100
6.2.1. Основные характеристики защиты и реле 100
6.2.2. Расчет уставок срабатывания с балансировкой токов плеч
на автотрансформаторах тока 106
6.2.3. Методика расчета защиты с балансировкой намагничивающих
сил плеч на трансреакторе реле 109
6.3. Максимальная токовая защита от междуфазных повреждений 116
6.3.1. Особенности выполнения защиты 116
6.3.2. Расчет уставок срабатывания максимальной токовой защиты. .118
6.3.3. Расчет уставок срабатывания максимальной токовой защиты
обратной последовательности 120
6.4. Дистанционные защиты автотрансформаторов 122
6.4.1. Особенности выполнения защиты 122
6.4.2. Расчет уставок срабатывания 123
6.5. Максимальная токовая защита от замыканий на землю 125
6.5.1. Особенности выполнения защит 125
6.5.2. Расчет уставок срабатывания 126
Глава седьмая. ЗАЩИТА БЛОКОВ ГЕНЕРАТОР-ТРАНСФОРМАТОР И ГЕНЕРАТОР-
АВТОТРАНСФОРМАТОР 130
7.1. Продольные дифференциальные токовые защиты блока 130
7.1.1. Основные условия выполнения защит 130
7.1.2. Особенности расчета уставок срабатывания 131
7.2. Основные защиты блока, не требующие специального расчета
уставок 133
7.2.1. Поперечная дифференциальная защита генератора 133
7.2.2. Защита от замыканий на землю в обмотке статора 133
7.2.3. Защита от повышения напряжения с токовой блокировкой.... 134
7.2.4. Защита от перегрузки ротора 134
7.2.5. Защита от асинхронного хода 134
7.2.6. Защита от повреждений вводов 500 и 750 кВ трансформаторов 135
7.3. Резервные защиты блока 135
7.3.1. Основные условия выполнения защит 135
7.3.2. Максимальная токовая защита обратной последовательности
с независимыми выдержками времени 137
7.3.3. Максимальная токовая защита обратной последовательности
с интегрально-зависимой выдержкой времени 140
245
7.3.4. Односистемная дистанционная защита 142
7.3.5. Максимальная токовая защита от замыканий на землю 144
Часть III. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
И АВТОМАТИКИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
СИСТЕМ 147
Глава восьмая. ПРИМЕР РАСЧЕТА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
УЧАСТКА СЕТИ 220 кВ 147
8.1. Расчет токов короткого замыкания 148
8.1.1. Составление схемы замещения прямой последовательности. . . 148
8.1.2. Составление схемы замещения нулевой последовательности . . 150
8.1.3. Выбор расчетных режимов и вычисление токов короткого
замыкания 151
8.2. Максимальные токовые защиты от междуфазных повреждений .... 159
8.2.1. Расчет максимальной токовой защиты для линии с односто-
ронним питанием 159
8.2.2. Расчет токовых отсечек для линий с двухсторонним питанием. 161
8.3. Дистанционные защиты линий 164
8.3.1. Расчет уставок дистанционных защит 164
8.3.2. Проверка чувствительности реле сопротивления по току
точной работы 171
8.3.3. Расчет уставок блокировки при качаниях 172
8.4. Максимальные токовые защиты линий от замыканий на землю 175
8.5. Поперечная дифференциальная направленная защита параллельных
линий 185
8.6. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий 188
8.7. Автоматическое повторное включение 198
8.8. Схема размещения релейной защиты и автоматики 201
Глава девятая. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ОСНОВНОГО
ОБОРУДОВАНИЯ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ 203
9.1. Защита генератора, работающего на сборные шины 203
9.1.1. Исходные данные к расчету защит 203
9.1.2. Расчет продольной дифференциальной защиты 204
9.1.3. Расчет защиты от замыканий на землю 205
9.1.4. Расчет максимальной токовой защиты обратной последова-
тельности с приставкой для действия при симметричных КЗ . . 206
246
9.2. Защита понижающего трансформатора 208
9.2.1. Исходные данные к расчету защит 208
9.2.2. Расчет продольной дифференциальной токовой защиты 209
9.2.3. Расчет максимальной токовой защиты с комбинированным
пуском по напряжению 213
9.3. Защита автотрансформатора понижающей подстанции 214
9.3.1. Исходные данные к расчету защит 214
9.3.2. Расчет продольной дифференциальной токовой защиты 217
9.3.3. Расчет максимальной токовой защиты обратной последова-
тельности на стороне ВН 222
9.3.4. Расчет максимальной токовой защиты на стороне НН с при-
ставкой для действия при симметричных КЗ 223
9.3.5. Расчет дистанционных защит 224
9.3.6. Расчет максимальной токовой защиты от замыканий на землю 225
9.4. Защита блока генератор-трансформатор 226
9.4.1. Исходные данные к расчету защит 226
9.4.2. Расчет общей дифференциальной токовой защиты блока 228
9.4.3. Расчет дифференциальной токовой защиты генератора 232
9.4.4. Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора .. 232
9.4.5. Расчет максимальной токовой защиты обратной последова-
тельности 236
9.4.6. Расчет дистанционной защиты блока 237
9.4.7. Расчет максимальной токовой защиты от замыканий на землю 239
Список литературы 240
ISBN 5-7046-0546-Х
9"785704и605461
Учебное издание
ДЬЯКОВ Анатолий Федорович
ПЛАТОНОВ Василий Васильевич
ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Редактор издательства И.П. Березина
Художественный редактор А.Ю. Землеруб
Технический редактор З.Н. Ратникова
Корректор В. В. Сомова
Набор и верстка выполнены на компьютерах Издательства МЭИ
Оператор О.А. Беспалова
ЛР№ 020528 от 05.06.97
Подписано в печать с оригинала-макета 29.02.2000 Формат 60 х 90 1/16
Бумага офсетная Гарнитура Тайме Печать офсетная
Усл. печ. л. 15,5 Усл.-кр. отт. 15,5 Уч.-изд. л. 13,9
Тираж 500 экз. Заказ № 64 С-007
Издательство МЭИ, 111250, Москва, Красноказарменная, д. 14
Типография ЦНИИ «Электроника», 117415, Москва, просп. Вернадского, д. 39