А. Булычев - Релейная защита в распределительных электрических Б90 сетях Страница 15

Как видно, при предварительно выбранном токе срабатывания МТЗ (140 А) время срабатывания защиты должно быть чрезмерно большим, чтобы обеспечивалась селективность действия защиты и предохранителей. Для их согласования при приемлемых выдержках времени срабатывания необходимо увеличить ток срабатывания ступени МТЗ. Даже при максимальном токе срабатывания по условиям чувствительности в режиме основного действия (370 А) ее выдержка времени срабатывания должна быть не менее 5,5 с (см. рис. 3.8). Иногда это недопустимо по условиям термической устойчивости оборудования.

В этих условиях защиту, устанавливаемую на линии W6, целесообразно выполнить трехступенчатой; ПУЭ это не запрещают. Первая ступень — селективная токовая отсечка (ток срабатывания определен); вторая — неселективная токовая отсечка с выдержкой времени срабатывания; третья — МТЗ.

Выбираются уставки второй ступени защиты.

Ток срабатывания второй ступени защиты определяется по условию ограничения контролируемой зоны в пределах магистральной линии W6—W8:

Здесь I(3)К МАХ W6 K13 — максимальный ток КЗ в конце контролируемой зоны (в конце участка W8).

При этом токе (804 А) расчетное время срабатывания предохранителя трансформатора Т4 составляет 0,5 с (см. рис. 3.8). Поэтому с целью обеспечения селективной работы второй ступени защиты и предохранителей можно выбрать время срабатывания второй ступени tC3 W6-2 = 1 с (ступень селективности 0,5 с).

С учетом ограничений по чувствительности защиты в режиме основного действия можно выбрать ток срабатывания третьей ступени защиты (МТЗ) tC3 W6-3 = 370 А, а время срабатывания — tC3 W6-3 = 5 5 с

Выбираются ТТ для линии W6. Целесообразно выбрать ТТ с номинальным первичным током, превышающим максимальный рабочий ток в линии (82,6 А) в 2–3 раза. Пусть будут выбраны ТТ типа ТПЛ-10 класса Р с коэффициентом трансформации 200/5 и общая схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле «неполная звезда — неполная звезда».

Выбираются реле и определяются параметры их срабатывания.

Ток срабатывания реле тока первой ступени:

Выбирается реле РТ-40/50, в диапазон уставок которого входит расчетное значение тока срабатывания 39 А при параллельном соединении катушек реле.

Ток срабатывания реле тока второй ступени:

Выбирается реле РТ-40/50, в диапазон уставок которого входит расчетное значение тока срабатывания 20,1 А при последовательном соединении катушек реле.

Ток срабатывания реле тока третьей ступени:

Выбирается реле РТ-40/20, в диапазон уставок которого входит расчетное значение тока срабатывания 9,3 А при последовательном соединении катушек реле.

Оценивается чувствительность защиты. Для первой и второй ступеней показателем чувствительности является протяженность контролируемой зоны. Протяженности этих зон определяются графическим методом и составляют 30 и 50 % длины магистральной линии соответственно. Значения показателей дают основание считать первую и вторую ступени защиты достаточно чувствительными.

Коэффициент чувствительности третьей ступени защиты в режиме основного действия:

Как видно, коэффициент чувствительности в режиме основного действия имеет приемлемое значение, а в режиме резервного действия меньше 1. Это означает, что защита, установленная в начале магистральной линии, не может выполнять функции резервной защиты трансформаторов Т4—Т6.

В этих условиях для резервирования основных защит трансформаторов Т4—Т6 (предохранителей) необходимо применение специальной резервной защиты или изменение параметров электрической сети. Однако реально допускается эксплуатация подобных электрических сетей без резервирования защит.

Схема вторичных и оперативных цепей защиты показана на рис. 3.9.

Выбираются вспомогательные реле (их основные параметры приведены в прил. 6, а более полная информация содержится в справочнике [13]).

Реле времени для второй и третьей ступеней защиты — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 секунд и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Производится проверка ТТ. Для этого определяется максимальная кратность расчетного первичного тока по отношению к номинальному первичному току ТТ:

k10 = I1 РАСЧ / I1 НОМ ТТ = 1,1× IСЗ W6-1 / I1 НОМ ТТ = 1,1× 1560 / 200 = 8,5

Здесь I1 РАСЧ = 1,1× IСЗ W6-1 и I1 НОМ ТТ — значение расчетного тока при реализации защиты на реле серии РТ-40 на постоянном оперативном токе и номинальный первичный ток ТТ.

По кривой предельных кратностей k10 определяется максимальная допустимая вторичная нагрузка ТТ (полное сопротивление), при которой полная погрешность ТТ не превышает 10 %. Для ТТ ТПЛ-10 200/5 максимальное допустимое сопротивление нагрузки — 1,2 Ом (см. прил. 7).

Расчетное наибольшее сопротивление нагрузки ТТ:

ZH РАСЧ = 2 × rПР + 2 × ZPT-40/50 + ZPT-40/20+ rПЕР.

Здесь ZРТ-40 = SР /I2CР MIN  — сопротивление реле РТ-40 при минимальной уставке; SP и ICР MIN — расчетная мощность реле и минимальный ток срабатывания реле (для реле РТ-40/50 SP = 0,8 ВА, ICР MIN  = 12,5 А; для реле РТ-40/20 SP = 0,5 ВА, ICР MIN = 5 А); rПР — активное сопротивление проводников в сигнальном кабеле (можно принять rПР = 0,05 Ом); rПЕР — активное сопротивление переходных контактов (можно принять rПЕР = 0,1 Ом).

Значение расчетного наибольшего сопротивления:

ZH РАСЧ = 2 × 0,05 + 2 × 0,8 /(12,5)2 + 0,5 /(5)2 + 0,1 = 0,23 Ом.

Это значение (0,23 Ом) меньше допустимого (1,2 Ом). Следовательно, режим работы ТТ в защите, установленной на линии W6, соответствует требованиям, при выполнении которых полная погрешность ТТ не превысит 10 %.

Таким образом, решения, принятые при выборе схемы защиты, ТТ и реле, можно считать приемлемыми.

3.4.3. Защиты, устанавливаемые на трансформаторе Т1 35/10 кВ

В соответствии с требованиями ПУЭ на трансформаторах 35/10 кВ мощностью 10 МВА должны быть установлены следующие защиты:

газовая защита для выявления повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и понижения уровня масла;

продольная дифференциальная токовая защита для выявления внутренних повреждений и повреждений на выводах;

МТЗ для выявления внешних КЗ;

МТЗ для выявления перегрузок.

Выбирается газовая защита на основе реле типа РГЧЗ-66, установленного заводом-изготовителем трансформатора. В защите используются контакты первой (на сигнал) и второй (на отключение) ступеней защиты.

Определяются величины, необходимые для выбора уставок устанавливаемой на трансформаторе Т1 дифференциальной защиты (табл. 3.7).

Средние значения первичных и вторичных номинальных токов в плечах защиты приведены в табл. 3.8.

Таблица 3.7

Окончание табл. 3.7

Проверяется возможность использования дифференциальной токовой отсечки на основе реле РТ-40.

Определяется первичный ток небаланса:

Таблица 3.8

Здесь kАПЕР — коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей тока КЗ (kАПЕР = 2 для дифференциальной токовой отсечки); kОДН — коэффициент однотипности (kОДН = 2); ε — максимальная допустимая погрешность ТТ (ε = 0,1); ΔUРЕГ — диапазон регулирования коэффициента трансформации трансформатора; ΔfВЫР — относительное значение составляющей тока небаланса от неточности выравнивания вторичных токов в плечах защиты:

Определяется максимальное значение первичного тока небаланса, приведенного к стороне 10 кВ:

Определяется значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:

IСЗ = kЗ × IНБ = 1,3 × 1521 = 1977 А.

По условию отстройки от броска тока намагничивания:

IСЗ = (3–4) × I1НН = (1732–2309) А.

Выбрано значение IC3 = 2309 А.