часть 1 - Камышинский технологический институт

А. Г. Сошинов, Н. Ю. Шевченко
Релейная защита и автоматизация
систем электроснабжения
Часть I
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ВОЛГОГРАДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
КАМЫШИНСКИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ФИЛИАЛ)
ГОУ ВПО «ВОЛГОГРАДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
А. Г. Сошинов, Н. Ю. Шевченко
Релейная защита и автоматизация систем
электроснабжения
Часть I
Учебное пособие
Волгоград
2010
1
УДК 621.316.925(075.8)
С 69
Рецензенты: директор филиала ОАО энергетики и электрификации
«Волгоградэнерго» Камышинские электрические сети к. т. н. Н. П. Хромов; кафедра «Электроснабжение промышленных предприятий» СГТУ.
Сошинов, А. Г. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ СИСТЕМ ЭЛЕучеб. пособие. В 2 ч / А. Г. Сошинов, Н. Ю. Шевченко. –
ВолгГТУ, Волгоград, 2010.
ISBN 978-5-9948-0566-4
КТРОСНАБЖЕНИЯ:
Ч. I : РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ:
учеб. пособие / А. Г. Сошинов, Н. Ю. Шевченко. – 112 с.
ISBN 978-5-9948-0563-3
Содержит четыре раздела: общие положения при проектировании релейной
защиты электрических сетей, порядок проектирования релейной защиты для
разных видов повреждений, комплексные виды защит и пример расчета релейной
защиты и автоматики участка сети напряжением 220 кВ.
Предназначено для студентов направления 140200.62 «Электроэнергетика»
специальности 140211.65 «Электроснабжение» при изучении раздела «Защита
электрических сетей» курса «Релейная защита и автоматизация систем
электроснабжения» и выполнении курсовой работы.
Ил. 33.
Табл. 11.
Библиогр.: 10 назв.
Печатается по решению редакционно-издательского совета
Волгоградского государственного технического университета

ISBN 978-5-9948-0563-3 (ч. I)
ISBN 978-5-9948-0566-4
2
Волгоградский
государственный
технический
университет, 2010
Предисловие
Учебное пособие предназначено для студентов направления 140200.62
«Электроэнергетика» специальности 140211.65 «Электроснабжение» для изучения раздела «Расчет защит электрических сетей» курса «Релейная защита и
автоматизация систем электроснабжения».
Позволяет студентам грамотно осуществлять подготовку, выполнение и
оформление курсовой работы, развивая их практические умения и творческие
способности.
Пособие состоит из двух частей. В первой части рассматриваются общие
положения проектирования релейной защиты электросетей и проектирование
релейной защиты для разных видов повреждений, а также приводятся комплектные защиты и пример расчета релейной защиты и автоматики участка
электрической сети напряжением 220 кВ.
Во второй части приводятся общие положения, типы защит и примеры расчета релейных защит генераторов, трансформаторов и автотрансформаторов.
Курсовая работа по дисциплине «Релейная защита и автоматизация
систем электроснабжения» является одним из основных видов учебных
занятий и формой контроля учебной работы студентов.
Выполнение курсовой работы осуществляется на заключительном
этапе изучения учебной дисциплины, в ходе которого производится обучение применению полученных знаний и умений при решении комплексных задач, связанных со сферой профессиональной деятельности будущих
специалистов.
Цель курсовой работы:
– закрепить теоретические положения на практике;
– выработать у студентов навыки самостоятельной практической работы;
– научить студентов самостоятельно принимать правильные обоснованные решения;
– выработать у студентов навыки по использованию нормативносправочной и технической литературы.
На время выполнения курсовой работы планируются консультации
за счет объема времени, отведенного в рабочем учебном плане на консультации.
Соответствующие разделы из курсовой работы могут использоваться для дипломного проектирования релейной защиты электрических сетей и электрооборудования станций и подстанций.
3
Глава 1. 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:
1. Источники постоянного и переменного оперативного тока. К первым относятся аккумуляторные батареи 12–220 В, ко вторым – трансформаторы тока или напряжения, блоки питания, зарядные устройства.
2. Датчики информации: трансформаторы тока и напряжения,
устройства 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 максимальные и минимальные реле тока или напряжения, реле сопротивления и т. п. Блоки логики содержат реле времени, промежуточные реле,
устройства АПВ, АВР.
4. Блоки управления и местной сигнализации конструктивно размещаются на панели управления данного присоединения. Это ключи управления, сигнальные лампы контроля положения выключателей, сигнализаторы положения разъединителей, сигнальные табло и измерительные 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 I, снижается напряжение на шинах U, уменьшается сопротивление сети Z, появляется несимметрия в трехфазной системе: токи и напряжения обратной (I2,
U2) и нулевой последовательностей (U0, I0). Различные устройства защиты
реагируют на параметры I, U, z, I2, U2, I0, U0 и их комбинации, включая
производные. С помощью трансформаторов тока и напряжения эта информация передается по кабелям на панель защиты. 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 начинает мигать сигнальная лампа
(вследствие несоответствия положений ключа управления и выключате4
ля), а на панели общей сигнализации горит табло «блинкер не поднят»,
звонит звонок и работает сирена.
5
ПЕРВИЧНЫЕ ЦЕПИ
ЗАЩИЩАЕМЫЙ
ПИТАЮЩАЯ
ДАТЧИКИ
КОММУТИРУЮЩЕЕ
СЕТЬ
ИНФОРМАЦИИ
УСТРОЙСТВО
ЭЛЕМЕНТ
СИСТЕМЫ
Сборные шины
подстанций
или станций
Транс- Трансформато- форматоры тока ры напряжения
Выключатель,
короткозамыкатель
и отделитель
Линия,
трансформатор
и др.
5
Аккумуля- Блок
торная ба- питания
тарея
Источник
оперативного
тока
Панель
защиты и АПВ
Блок
сравнения
Панель
управления
Блок
логики
Блок
управления
Блок
местной
сигнализации
Вторичные цепи
Рис. 1.1. Структурная схема устройства релейной защиты
0
Панель
сигнализации
Блок общей
сигнализации
1.1.2. Классификация защит электрических сетей
Релейную защиту принято классифицировать по характеру изменения параметра, на который реагирует защита, по назначению в зависимости от ответственности и порядка работы при КЗ, а также для определенных видов КЗ.
1. По характеру изменения параметра защиты разделяются на максимальные и минимальные. Защиты, реагирующие на величины тока и
напряжения прямой, обратной и нулевой последовательности I, I2, I0,
U2,U0, возрастающие в условиях КЗ, называются максимальными. Защиты, реагирующие на величины напряжения прямой последовательности
U и сопротивление Z, снижающиеся при коротком замыкании (КЗ),
называются минимальными.
Следует отметить, что при использовании терминов максимальный
и минимальный понимается не максимальное (mах) 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 действия при КЗ защиты классифицируют как основные, резервные и дополнительные.
Основной называется защита, обеспечивающая первоочередное отключение повреждений в любой точке защищаемого участка.
Резервной называют защиту, обеспечивающую отключение поврежденного участка при отказе в работе основной защиты или выключателя. Различают резервные защиты ближнего действия, отключающие повреждения в любой точке защищаемого участка при отказе его основной
защиты, и резервные защиты дальнего действия, создающие условия 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 К3 (однофазные и двухфазные).
Дополнительной называется защита, обеспечивающая частичное
дублирование основной защиты и действующая в этом случае одновременно с ней. Обычно это простая защита, основанная на другом принципе и отключающая наиболее тяжелые виды КЗ на части защищаемого
участка.
3. По назначению для определенных видов КЗ классификация защит зависит от режима заземления нейтрали сети. Для сетей 110 кВ и
выше, работающих с эффективно заземленной нейтралью, выделяют защиты от междуфазных повреждений (максимальные токовые и дистанционные), от замыканий на землю (максимальные токовые нулевой последовательности) и от всех видов повреждений (дифференциальные,
дифференциально-фазные и направленные высокочастотные защиты, а
также приставки высокочастотной блокировки).
6
1.1.3. Требования, учитываемые при проектировании защит
Полный объем требований, предъявляемых к релейной защите, рассмотрен в [1, 2]. При проектировании релейной защиты основными требованиями являются: быстродействие, избирательность (селективность),
чувствительность, надежность и наличие устройств сигнализации.
Быстродействующей считается защита, обеспечивающая подачу командного импульса на отключение со временем не более 0,1 с с момента
возникновения нарушения. Для линий 35 кВ и выше применение быстродействующего отключения считается обязательным на тех участках, где
повреждения вызывают снижение напряжения до 60–65 % на шинах подстанций, через которые осуществляется транзит мощности параллельно
работающих станций системы. На рис. 1.2 такими транзитными подстанциями (П) являются ПА, ПБ и ПВ. Любое КЗ (К1, К2) на транзитных линиях АБ и БВ должно отключаться без выдержки времени, т. е. релейная
защита на выключателях Q1–Q4 должна быть быстродействующей. 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 К3 и К4. Здесь быстродействующая защита требуется только на выключателе Q5.
Быстродействующими являются первые ступени токовых отсечек,
дистанционных защит, продольные и поперечные дифференциальные,
дифференциально-фазные и направленные высокочастотные защиты.
Рис. 1.2. Пример определения быстродействия релейной защиты
Избирательной считается защита, обеспечивающая отключение
только поврежденного элемента энергосистемы. Необходимая избирательность достигается отстройкой от таких значений подводимых к защите параметров (I, I0, I2, U2, U0, U, z ), при которых защита данного
элемента не должна действовать. Указанную отстройку получают введением коэффициента запаса k з к расчетному значению параметра:
A с.з  k 3  A расч .
7
Для максимальных защит k з  1 , для минимальных защит k з  1 .
Кроме того, для обеспечения избирательности и резервирования защиты
выполняются многоступенчатыми с дополнительным согласованием ступеней смежных защит по времени (для вторых и последующих ступеней):
t сII.з  t сI .з.см  t ,
где t с.з – время срабатывания защиты; Δt  0,5  0,6 c – ступень селективности (избирательности).
Напомним, что функцию избирательности выполняют реле направления мощности и реле сопротивления.
На рис. 1.3 показан принцип выполнения многоступенчатой защиты.
Рис. 1.3. Пример определения избирательности многоступенчатой защиты
Первая ступень защищает основной объект и отстраивается от расчетных параметров при КЗ за выключателем смежного участка (в точке
КЗ). Напомним, что при расчетах ток защиты одинаков в точках К1, К2,
КЗ, и поэтому иногда говорят, что I ступень отстраивается от КЗ в конце
линии (точка К1), хотя имеется в виду точка КЗ. Вторая ступень резервирует I ступень и полностью защищает свой объект и часть смежного, 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 отключение защищаемого элемента при его повреждениях. Надежность отключения характеризуется коэффициентом чувствительности.
Для максимальных защит коэффициент чувствительности определяется
как отношение наименьшего значения электрического параметра, подводимого к защите при КЗ в конце защищаемой линии, к уставке срабатывания:
I
U
k ч  к.мин ;
k ч  2к.мин .
I с.з
U 2с.з
Для минимальных защит коэффициент чувствительности определяется как отношение уставки срабатывания ( z с.з , U с.з ) к наибольшему
8
значению электрического параметра, подводимого к защите при КЗ в
конце защищаемой линии:
z
U
k ч  с.з , k ч  2к.мин .
z к.макс
U 2с.з
Значения коэффициентов чувствительности регламентируются [1].
Для большинства основных защит принимается k ч  1,5  2,0 , для
резервных k ч  1,2  1,5 . Чувствительность первых ступеней защит может характеризоваться косвенно – защищаемой зоной.
Надежной считается защита, обеспечивающая ее устойчивое функционирование в неодинаковых режимах. Различают аппаратную и эксплуатационную надежность. Аппаратная надежность характеризует качество защиты, обеспечивается простотой схем, а также безотказностью,
ремонтопригодностью и долговечностью комплектующих элементов.
Для сложных защит применяют устройства самоконтроля (функциональный контроль), обеспечивающие, в частности, вывод защиты из работы
при ее повреждениях и контроль исправности выходных цепей. Особо
сложные защиты выполняют с многократным дублированием и мажорированием основных каналов, что исключает неверное действие защиты
при повреждении любого из них. Эксплуатационная надежность характеризует 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 резервирование 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 цепи каждой
ступени защиты. Кроме того, применяют устройства для автоматической
записи электрических параметров системы в нормальном режиме (самопишущие приборы) и при КЗ (аварийные осциллографы, регистраторы).
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 устройств,
так и с применением микроэлектронной базы (интегральных микросхем,
микропроцессорной техники).
Электротехническая промышленность серийно выпускает в течение
последних десятилетий следующие панели защиты на электромеханической базе:
9
– панель защиты типа ЭПЗ 1636-67 – для защиты линий напряжением 110–220 кВ, содержащая трехступенчатую дистанционную защиту с
блокировкой при качаниях и неисправностях цепей напряжения, четырехступенчатую токовую защиту нулевой последовательности, междуфазную токовую отсечку, реле устройства резервирования отказа выключателей (УРОВ);
– панель защиты типа ДФЗ-201 – дифференциально-фазная высокочастотная защита, предназначена для применения в качестве основной
защиты линий напряжением 110–220 кВ, это быстродействующая защита, действующая при всех видах КЗ в системе;
– панель защиты типа ДФЗ-503 – дифференциально-фазная высокочастотная защита для линий 330–500 кВ;
– панель защиты типа ЭПЗ 1637-91 применяется для выполнения
поперечной дифференциальной токовой направленной защиты параллельных 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 110–
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
110–330 кВ применяется для исключения выдержки времени защит при
замыканиях на защищаемой линии; панель предназначена для совместной 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
защиты двух линий электропередачи напряжением 35 кВ при многофазных замыканиях; обеспечивает трехступенчатую токовую защиту с помощью токовой отсечки без выдержки времени и максимальной токовой
защиты с пуском по напряжению, а также токовой отсечки с выдержкой
времени; имеются устройства двукратного АПВ (реле типа РПВ-02);
– панель типа ПА 115-91 УРОВ применяется для выполнения
устройства резервирования отказа выключателей присоединений подстанций 110–500 кВ;
– панель дистанционной защиты типа ПЗ-4 применяется для защиты
линий напряжением 35 кВ при всех видах многофазных КЗ; включает в
себя трехступенчатую дистанционную защиту и токовую отсечку (комплект защиты типа КЗ-11);
– панель аварийного осциллографа типа ПДЭ 0301 предназначена
для размещения аварийного осциллографа типа Н 13 и управления его
работой совместно с магнитографом при возникновении аварийного режима в энергосистеме.
10
Кроме панелей защиты выпускаются также комплекты защиты серии КЗ на электромеханических реле, которые предназначены для применения 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 переменном 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 последовательности, применяемая в составе панели типа ЭПЗ 1636-67;
– КЗ 12 – максимальная токовая защита при междуфазных КЗ в
двухфазном двухрелейном исполнении с независимой выдержкой времени;
– КЗ 13 – быстродействующая токовая отсечка в двухфазном двухрелейном исполнении и максимальная токовая защита с независимой выдержкой 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;
– КЗ 38 – максимальная токовая направленная защита с выдержкой
времени в двухфазном двухрелейном исполнении.
С середины 30-х годов серийно выпускаются следующие комплексы
релейной защиты линий 110–330 кВ на микроэлектронной элементной базе:
– шкаф ШДЭ 2801, содержащий ступенчатые защиты для реализации функций резервных защит при наличии основной быстродействующей (взамен панели ЭПЗ 1636-67); имеет в своем составе трехступенчатую дистанционную защиту с блокировками при качаниях и неисправностях цепей напряжения, токовую отсечку, четырехступенчатую токовую
направленную защиту нулевой последовательности, реле УРОВ;
– шкаф ШДЭ 2802, содержащий два отдельных комплекта (основной
и резервный) ступенчатых защит и предназначенный для использования в
виде единственной защиты (вместо панели ЭПЗ 1636-67); основной комплект – это шкаф ШДЭ 2801, а резервный комплект содержит двухступенчатые дистанционную и токовую защиты нулевой последовательности;
– панель ПДЭ 2802 направленной высокочастотной защиты, используемая в качестве основной, вместо панели ДФЗ-201.
11
Надежность функционирования этих устройств достигается, в частности, применением постоянного функционального автоматического
контроля, охватывающего значительную часть элементов, с сигнализацией возникающих неисправностей. Для снижения трудозатрат на профилактическое обслуживание предусмотрен автоматизированный тестовый
контроль.
Для линий 500 кВ и выше с 1983 г. выпускаются комплексы
устройств релейной защиты и автоматики на интегральных микросхемах серии ПДЭ 2000:
– панель ПДЭ 2001 – дистанционная трехступенчатая защита, применяется в качестве резервной от всех междуфазных КЗ, содержит
устройства блокировки при качаниях и неисправностях в цепях переменного напряжения;
– панель ПДЭ 2002 – токовая направленная четырехступенчатая защита нулевой последовательности, также имеет в своем составе токовую
отсечку от междуфазных КЗ и защиту от неполнофазного режима; применяется в качестве резервной защиты от КЗ на землю, дополнительной
защиты от междуфазных КЗ вблизи шин подстанции и для ликвидации
длительных неполнофазных режимов;
– панель ПДЭ 2003 – направленная и дифференциально-фазная высокочастотная защита, применяется в качестве основной быстродействующей защиты линий от всех видов КЗ как в полнофазном режиме, так и
при работе линии двумя фазами в цикле однофазного АПВ; при полнофазной 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 присоединения;
– 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 ЩЭ 2705 – аналог ПДЭ 2003;
– шкаф устройства трехфазного АПВ типа ШЭ 2706 взамен –
ПДЭ 2004.02;
– шкаф устройства однофазного АПВ типа ШЭ 2702 – взамен
ПДЭ 2004.01;
– шкаф УРОВ типа ШЭ 2001 – взамен ПДЭ 2005;
– шкаф защиты сборных шин типа ШЭ 2303 – взамен ПДЭ 2006.
12
Комплексы защиты типа ПДЭ 2000 и ШЭ 2700 могут эксплуатироваться и на линиях 330 кВ.
Вопросы проектирования релейной защиты и автоматики электрических сетей регламентированы «Правилами устройства электроустановок» [1], «Руководящими указаниями по релейной защите» и директивными материалами. Принципы выбора уставок защит, в основном, мало зависят от элементной базы, на которой выполнена защита, и определяются
традиционными методиками, изложенными в «Руководящих указаниях».
1.2.2. Исходные данные сети
Исходная схема сети представляет собой однолинейную электрическую 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 указывают расстояние между параллельными линиями.
2. Схему электрических соединений электростанций и подстанций
с параметрами трансформаторов, автотрансформаторов (мощность,
напряжение КЗ, группы соединения обмоток, пределы регулировки
напряжения), генераторов (мощность, номинальное напряжение, сверхпереходное реактивное сопротивление); кроме того, места установки и
типы коммутационной аппаратуры.
3. Приведенные к шинам подстанций защищаемой сети значения
сопротивлений прямой (обратной) и нулевой последовательностей других частей системы, соответствующие максимальному и минимальному
режимам работы.
4. Места установки, типы и коэффициенты трансформации датчиков информации. Трансформаторы тока (ТТ) – либо встроенные в выключатели, либо отдельно стоящие. Трансформаторы напряжения (ТН)
устанавливаются на каждой системе шин подстанций, емкостные отборы
напряжения – на входе линий, до выключателей.
Кроме того в исходных данных необходимо отразить ряд особенностей, влияющих на выбор принципов и расчет уставок релейной защиты:
1. Применение подстанций без выключателей на стороне высокого
напряжения с установкой короткозамыкателей и отделителей. Здесь возникает 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 переменном токе, электродуговые печи и т. д., – вследствие чего при нормальном
13
режиме работы в сети появляются токи и напряжения обратной и нулевой последовательностей.
4. Широкое применение на одиночных линиях неполнофазных режимов 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 режима заземления нейтрали.
1. По уровню загрузки системы режимы разделяют на максимальный или нормально-эксплуатационный, когда в работе находятся все
элементы энергосистемы, и минимальный, когда часть генераторов и линий отключены при минимальном режиме работы смежной системы. Режимы работы для выбора уставок и оценки чувствительности защит рассматриваются конкретно для каждой защиты элемента сети и для каждого вида КЗ. Кроме того, для выбора уставок последних ступеней защит
учитываются аварийные (диспетчерские) режимы работы, для которых
указывают уровни напряжений на подстанциях и значения токов по линиям и трансформаторам.
2. Режимы заземления нейтралей трансформаторов и автотрансформаторов принимают на основании следующих основных положений:
а) нейтрали всех автотрансформаторов заземляются наглухо;
б) заземление нулевых точек трансформаторов электростанций
весьма желательно, так как при этом исключается возможность работы
участка сети в режиме изолированной нейтрали с появлением перемежающейся дуги, в тех случаях, когда по условиям снижения токов замыкания на землю приходится разземлять нейтрали у части трансформаторов,
необходимо предусматривать автоматику первоочередного отключения
этих трансформаторов при устойчивом замыкании на землю в защищаемой сети (рис. 1.4) или с помощью чувствительных защит блоков;
в) режим заземления нейтралей нулевых точек понизительных
трансформаторов в основном определяется условиями работы релейной
защиты (обычно заземляют только часть трансформаторов для того, чтобы при всех переключениях число заземленных трансформаторов не менялось), при работе сети с частичным заземлением нейтралей должны
учитываться конструктивные особенности выполнения трансформаторов
(некоторые типы трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ и регулировкой напряжения под нагрузкой имеют изоляцию нулевого вывода, рассчитанную на напряжение не более 40 кВ и недостаточную для
случая перехода в режим с изолированной нейтралью);
14
Рис. 1.4. Пример первоочередного отключения блока
генератор-трансформатор, работающего с изолированной нейтралью, при устойчивых замыканиях на
землю в сети с эффективно заземленной нейтралью
г) силовые трансформаторы с резко выраженной несимметричной
нагрузкой (например, подстанции электротяги, работающей на однофазном переменном токе) требуют заземления нейтралей обмоток высокого
напряжения, соединенных в звезду и присоединенных к сети 110–220 кВ.
При оценке категории потребителя учитывают существование параллельных связей, наличие резерва мощности, допустимость и длительность перерывов в энергоснабжении.
1.3. Расчет токов короткого замыкания
1.3.1. Общий порядок расчета
Расчеты токов КЗ для релейной защиты [3, 4] ведутся, как правило, в
именованных единицах приближенным методом, используя систему
симметричных составляющих. Первоначально на исходной электрической 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 месте КЗ и
находится распределение токов по ветвям схемы.
При расчетах токов КЗ для релейной защиты и автоматики определяют действующее значение периодической слагающей для момента времени
t  0 , полагая, что ЭДС всех генераторов совпадают по величине и фазе.
Влияние апериодической слагающей тока КЗ не учитывается, потому 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 ( k пер  1,5  2,0 ), либо принципом выполнения изме15
рительных органов (быстронасыщающиеся трансформаторы, избирательные 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 напря( 2)
жения, где отношение I к может достигать 1,5 для турбогенераторов и
I (к3)
1,1 для гидрогенераторов.
Для защиты и автоматики сетей затухание периодической слагающей тока КЗ не учитывают по следующим причинам:
все генераторы снабжены устройствами автоматической регулировки 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 сопротивлении до места КЗ;
основные защиты сетей имеют время срабатывания порядка 0,1 с, и
затухание токов КЗ не сказывается;
для медленно действующих защит затухание периодической слагающей тока КЗ компенсируется тем, что возврат реле происходит при токе
меньшем, чем ток срабатывания ( k в  0,8  0,85 ), а также наличием
устройств мгновенного замера и значением коэффициента чувствительности.
1.3.2. Составление схемы замещения прямой (обратной)
последовательности
1. Первоначально вычисляют сопротивления элементов схемы замещения. При расчете токов КЗ в именованных единицах выбирают
среднее номинальное напряжение U ср.ном , соответствующее основному
напряжению сети, к которому приводятся сопротивления всех элементов
системы.
2. Для генераторов, трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов учитывается только индуктивная составляющая сопротивления:
2
U ср
.ном  cos г ;
(1.1)
x г  xd 
Pг
2
xт 
U к U ср.ном ;

100 Sт (ат )
16
(1.2)
xр 
где
xр
100

2
U ср
.ном
3  U ном  I ном
;
(1.3)
xd – сверхпереходное сопротивление генератора мощностью
Pг ; U K – напряжение короткого замыкания соответствующей обмотки
трансформатора (автотрансформатора), отнесенное к мощности S т ( ат )
данной обмотки; хр – индуктивное сопротивление одной фазы реактора,
отнесенное к номинальным параметрам реактора U ном , I ном , %.
3. Для линий 110 кВ и выше активное сопротивление проводов не
учитывается и принимается для всех линий одинаковое, удельное сопротивление прямой последовательности:
x1у  0,4 Ом/км, а x1л  x1у  l .
При напряжении 330 кВ и выше обычно учитывают емкостную проводимость линий, а x1у  0,32 Ом/км. Для линий 35 кВ и ниже учитывают и активное сопротивление проводов [4].
4. По вычисленным сопротивлениям элементов сети составляется
схема замещения прямой последовательности, на которой указывают
наименования подстанций, расчетные точки КЗ и значения сопротивлений элементов схемы с обязательной маркировкой сопротивлений или
ветвей схемы. При расчете защит сетей схема замещения обратной последовательности принимается такой же, как и схема замещения прямой
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 треугольник, подключают к земле; сопротивления обмоток, соединенных в
звезду, включают последовательно в схему при заземленной нейтрали, и
размыкают цепь обмотки при изолированной нейтрали.
Пример составления схем замещения показан на рис. 1.5.
Указанное правило обусловлено тем (рис. 1.6), что индуктивное сопротивление обмоток, связанных с землей, определяется сопротивлением
ветви намагничивания x  0 , которое намного больше сопротивления рассеяния обмоток
x s . Наличие же обмотки, соединенной в треугольник (в
которой токи нулевой последовательности замыкаются), играет роль размагничивающего контура для обмоток, соединенных в звезду. Поэтому
17
результирующее сопротивление определяется суммой сопротивлений
рассеяния этих обмоток. Из рис. 1.6 видно, что при замыкании ключа S
сопротивление токам нулевой последовательности находится как
x 0I  III  x I  x III .
Рис. 1.5. Пример составления схемы замещения трехобмоточного трансформатора и
автотрансформатора (сторона BH-I, CH-II, НН-III)
Рис. 1.6. Пример распределения токов нулевой последовательности в трехфазном
трансформаторе (а) и схема замещения (б) фазы трансформатора
2. Сопротивление воздушной линии токам нулевой последовательности 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 параметров
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 расчета
электромагнитного поля воздушной линии (совокупности проводников) с
возвратом тока в землю. Из расчетов следует, что распределенный ток
земли можно представить в виде сосредоточенного тока 3 I0 земли , протекающего на глубине l экв (рис. 1.7).
18
Эта глубина на частоте 50 Гц более, чем на порядок превышает расстояние между проводами линии. Последнее позволяет наглядно пояснить возрастание сопротивления x 0 л по сравнению с сопротивлением
x1л тем, что токи нулевой последовательности отдельных фаз совпадают по направлению, а размагничивающее влияние обратного тока земли
незначительно.
Рис. 1.7. Пример распределения токов и магнитных потоков нулевой последовательности
двухцепной линии
В результате магнитные потоки отдельных фаз ( Ф0А , Ф0В , Ф 0С )
совпадают, образуя результирующий магнитный поток самоиндукции
для одной линии Ф 0с , а для двухцепной линии при совпадающих направлениях токов магнитный поток возрастает за счет потока взаимоиндукции Ф 0в (рис. 1.7). Соответственно возрастает и сопротивление нулевой
последовательности
U
  Ф 0 .
x 0л  0л 
I0л
I0л
При практических расчетах сопротивления нулевой последовательности линии x 0 л дают в зависимости от ее сопротивления токам прямой
последовательности
x1л (табл. 1.1). Особый интерес представляют схе19
мы замещения нулевой последовательности двухцепных линий при КЗ на
одной из цепей, а также в режимах каскадного отключения одной из линий и в режиме отключения и заземления одной из параллельных линий.
Таблица 1.1
Сопротивление линии токам нулевой последовательности
Линии
Параметры линии
Одноцепная
х0 один. = х0с
Без грозозащитного троса
Двухцепная (на цепь)
Х 0 дв = х 0с + хв
3,5 х1л
5,5 х1л
Со стальным тросом
3х1л
4,7 х1л
С хорошо проводящим тросом
2х1л
3,0 х1л
В этих случаях, вследствие наличия взаимоиндукции, распределение
токов нулевой последовательности по линиям существенно изменяется.
Схемы замещения прямой (обратной) и нулевой последовательностей для
указанных случаев приведены на рис. 1.8.
Рис. 1.8. Исходные схемы и схемы замещения прямой и нулевой последовательностей
параллельных линий в характерных расчетных режимах; а – КЗ на одной линии,
б – КЗ при отключенной и заземленной одной линии, в – каскадное отключение КЗ на
одной линии
20
Схемы замещения нулевой последовательности для более сложных
случаев (три и более параллельные линии; наличие заземленных отпаек
на параллельных линиях) даны в [4].
3. По вычисленным сопротивлениям элементов составляют схему
замещения нулевой последовательности, на которой' указывают наименования подстанций, расчетные точки КЗ и значения сопротивлений элементов сети. Элементы схемы нумеруются, указываются значения сопротивлений элементов схем.
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 возможность одновременного отключения только двух-трех элементов энергосистемы (ремонтное и аварийное отключение). Не рассматриваются
случаи одновременного возникновения двух КЗ как нереальные. Так, для
получения максимального значения тока КЗ по линии стремятся отключить параллельные ветви, питающие место КЗ от общего источника, а для
получения минимального режима производят отключения, ухудшающие
связь точки КЗ и источника по данной линии. В ряде случаев защита может иметь недостаточную чувствительность в отдельных минимальных
режимах, тогда проверяют чувствительность зашиты 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, протекает полный ток
повреждения (а не доля), благодаря чему чувствительность защиты резко
увеличивается.
Для расчета параметров аварийного режима в энергосистемах и сетевых предприятиях широко применяется комплекс программ ТКЗ-3000.
Комплекс позволяет рассчитывать электрические величины в трехфазной
симметричной сети любого напряжения при однократной продольной
или поперечной несимметрии и выбирать уставки защит от замыканий на
землю.
С помощью комплекса можно получать токи, напряжения, отношения токов к напряжениям (сопротивления) как в виде симметричных составляющих, 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 защитами,
21
проверка чувствительности, а также моделирование процесса отключения 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 любому 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 составляющих отдельных последовательностей токов и напряжений в месте КЗ
можно воспользоваться следующими упрощенными расчетными выражениями [4]:
а) при трехфазных КЗ полный ток фазы равен току прямой последовательности
I (к3)  I1(3к) 
Еф
x1

U ср.ном
3  x1
,
(1.4)
где x1 – результирующее сопротивление прямой последовательности, приведенное к точке КЗ;
б) при двухфазном КЗ полный ток поврежденной фазы равен
3  Еф
U ср.ном
3 (3) ,
(1.5)

 Iк
x1  x 2
2  x1
2
где x 2 – результирующее сопротивление обратной последовательности; при этом составляющие токов и напряжений прямой и обратной
последовательностей в месте КЗ находятся как
I ( 2)
U1(к2)  U (22к)  I1(к2)  x1 ;
I1(к2)  I (22к)  к ;
3
в) при однофазном КЗ на землю полный ток поврежденной фазы равен
3  Еф
3  U ср.ном
,
(1.6)
I(к1)  3  I(01к) 

x1  x 2  x 0 2  x1  x 0
I (к2) 
где

x 0 – результирующее сопротивление нулевой последователь-
ности в точке КЗ; при этом составляющие токов и напряжений прямой,
обратной и нулевой последовательностей в месте КЗ находятся как
22



 I1(1к)  x 2  x 0 ; 

 x 0  I (01к) ;

(1)
(1) 
 x 2  I 2к  x1  I1к .
I1(1к)  I (21к)  I (01к) 
U1(1к)
U (01к)
U (21к)
I (к1)
;
3
(1.7)
г) для двухфазного КЗ на землю вычисляют, как правило, только ток
замыкания на землю
3  U ср.ном
.
(1.8)
I (з1,1)  3  I (01,1) 
x1  2  x 0
3. Распределение токов прямой, обратной и нулевой последовательностей при всех видах КЗ производится соответственно по схемам
замещения 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 находится как
(1.9)
I(лn )  I(кn )  n1л ,
где n1л – доля тока линии по отношению к току Iк в месте КЗ, которая определяется по схеме замещения прямой последовательности или
принимается по результатам расчета трехфазных КЗ.
2. Для нулевой последовательности ток линии находится как
I (0nл)  I (0nк)  n 0 л ,
(1.10)
где n 0 л – доля тока нулевой последовательности, протекающего по
линии; определяется по схеме замещения нулевой последовательности
или принимается по результатам расчета токов однофазного КЗ.
В практических расчетах для релейной защиты и автоматики вычисляют только токи трехфазных и однофазных КЗ, по которым определяют
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 последовательностей, подводимые к устройствам релейной защиты, находятся путем алгебраического сложения напряжения в месте КЗ и соответствующего
падения напряжения на линии до шин подстанции, где установлена защита.
В соответствии с рис. 1.9 можно записать:
23
а) при трехфазном КЗ
)
3) ;
U1(3шА
 x1A  I (кА
б) при двухфазном КЗ
2)
2)
2) ;
U1(шА
 U1(K
 x1A  I1(A
)
U (22шА
 U (22K)  x1A  I(22A) ;
в) при однофазном КЗ
)
U1(1шА
 U1(1K)  x1A  I1(1A) ;
)
U (21шА
 U (22K)  x1A  I(A2) ;
)
U (01шА
 U (01K)  x 0A  I (01A) ,
(1.11)
(1.12)
(1.13)
(1.14)
(1.15)
(1.16)
или
)
) .
U (01шА
 x 0 тA  I(01тA
1.3.6. Построение кривых спадания токов короткого замыкания по
линиям
Кривые спадания (см. рис.1.9) строятся для определения зоны действия, согласования 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 односторонним питанием первичный ток защиты равен полному току трехфазного (двухфазного) КЗ на линии. В сети сложной конфигурации определение первичного тока защиты несколько затруднено при КЗ в начале линии, непосредственно у шин подстанции. В этом случае ток защиты равен полному току КЗ на шинах за вычетом тока линии, для которой
производится построение кривой (ток линии со стороны противоположной подстанции протекает только до точки КЗ и не попадает в ТТ защиты
данной подстанции).
При КЗ в середине и конце линии ток через ТТ защиты равен той части тока повреждения, который протекает со стороны данной подстанции.
Принцип построения кривых спадания токов КЗ по линиям показан на
рис. 1.10.
Построение выполнено для трансформаторов тока подстанции А и
подстанции Б в сторону подстанции В.
На кривых спадания расчетные ординаты имеют обозначение точки
КЗ и ветвей схемы замещения, которые определяют ток через указанные
трансформаторы тока при повреждении в данной точке. Пунктиром показано построение кривых от подстанции В к подстанции А.
24
Рис. 1.9. Эпюры напряжений составляющих отдельных последовательностей
при различных видах КЗ
25
Рис. 1.10. Пример построения кривых спадания токов КЗ по линиям
26
Глава 2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 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
увеличении тока в линии сверх некоторого значения, определяемого
условиями избирательности. В качестве реле, реагирующих на возрастание тока, используются максимальные токовые реле типа РТ-40, различные комплектные защиты, выполненные на их базе, или измерительные
органы тока современных защит.
Для линий с односторонним питанием МТЗ выполняется многоступенчатой и обычно служит основной защитой от междуфазных повреждений. 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, установленной на подстанции А. Для расчета МТЗ любой другой подстанции
формулы будут те же.
Рис. 2.1.
К примеру для расчета МТЗ от междуфазных повреждений для линий с
односторонним питанием
1. Ток срабатывания отсечки первой ступени отстраивается от
максимального тока КЗ за выключателем смежного участка
(2.1)
IсI .з( А )  k з  Iк.макс .см ( К1) ,
где k  1,2 – коэффициент запаса по избирательности.
2. Если линия питает трансформаторы, не имеющие выключателей
на стороне высокого напряжения, то расчетным является КЗ за выключателем на стороне низшего напряжения. В этом случае k з  1,3 .
27
Оценка чувствительности отсечки первой ступени производится по
величине защищаемой зоны или по коэффициенту чувствительности.
Зона, защищаемая отсечкой, определяется по кривым спадания токов КЗ
по линиям в максимальном и минимальном режимах при условии
Iк.л  IсI .з .
Если расчетной является отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции (например, защита ПВ, точка К6), то отсечка обычно
защищает всю линию x отс  x ВГ  . В этом случае определяется как
x отс , так и коэффициент чувствительности
k Iч( В) , при КЗ в конце за-
щищаемой линии (точка К5):
x отс  x защ  x сист  ,
где x защ 
U ср.ном
3  Iс.з
(2.2)
– результирующее сопротивление, соответ-
ствующее току срабатывания; x сист – сопротивление системы, приведенное к шинам подстанции В в месте установки защиты.
k Iч(В) 
I к.мин(К5)
I
I с.з(В)
,
(2.3)
при k Iч ( 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, % :
3  IсI .з  x отс
(2.4)
Uост 
100 .
Uср.ном
Если остаточное напряжение окажется менее 60 %, а питающая
подстанция является транзитной, то можно применить ускорение защиты до АПВ.
4. Ток срабатывания отсечки второй ступени отстраивается от токов срабатывания отсечки I или II ступеней защит смежных линий
k з  1,1
)
,
IсII.з( А)  k з  IсI(.зII.см
( Б)
(2.5)
и проверяется отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции k з  1,2 (при наличии выключателя на стороне высокого напряжения трансформатора, см. рис. 2.1)
(2.6)
IсII.з( А )  k з  Iк.см ( К 2) .
Расчетным является большее из значений, полученных по формулам (2.5) и (2.6).
28
5. Выдержка времени II ступени защиты принимается на ступень
селективности ( Δt  0,5 c ) больше выдержек времени ступеней защиты,
от которых произведена отстройка:
)
.
(2.7)
t сII.з.(А)  t сI(.зII.см
( Б)  t
6. Чувствительность отсечек второй ступени проверяется в случае
металлического КЗ в конце защищаемой линии при минимальном режиме (см. рис. 2.1)
k II
ч( А )

I(22к).мин ( K1)
IсII.з( А )
 1,5 .
(2.8)
7. Ток срабатывания максимальной токовой защиты (третьей ступени) отстраивается от максимального тока нагрузки присоединения
IсIII.з 
kз
 k с  Iнагр .  ,
kв
(2.9)
где k з  1,1 – коэффициент запаса по избирательности; k в  0,8  0,85 –
коэффициент возврата для реле РТ-40; k с  1,5  2,5 – коэффициент самозапуска электродвигателей; максимальный ток нагрузки I нагр.  равен:
Iнагр.  
Sт
.
3  0,9  Uном
8. Проверяется отстройка от токов срабатывания вторых или третьих ступеней защит смежных линий, аналогично (2.5)
) .
IсIII.з( А)  k з  IсII.з(.III
см ( Б)
9. Выдержка времени третьей ступени защиты принимается на
ступень селективности больше выдержек времени защит, от которых
произведена отстройка, аналогично (2.7).
10. Чувствительность третьей ступени защиты проверяется при КЗ
в конце смежного участка в минимальном режиме (рис. 2.1)
)
I (к2.мин
( K 3)
(2.10)
k III

 1,2 .
ч( А )
I сIII.з( А )
2.1.3. Ненаправленные токовые отсечки для линий с двусторонним
питанием
1. Ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального тока,
протекающего через защиту при следующих расчетных условиях (рис. 2.2):
а) отстройка от максимального тока линии при КЗ на шинах приемной подстанции (рис. 2.2, а);
29
б) отстройка от максимального тока линии при КЗ на шинах подстанции в месте установки защиты (КЗ «за спиной») (рис. 2.2, б);
в) отстройка от максимального тока качаний (рис. 2.2, в), возникающего при расхождении ЭДС параллельно работающих станций на 180°
и
Eф 
1,05  Uср.ном
3
(2.11)
2,1  U ср.ном ,
(2.12)
x экв.мин
3  x экв.мин
– эквивалентное минимальное сопротивление связи
Iкач.макс 
2  1,05  E ф
,

где x экв.мин
между параллельно работающими станциями, включая сверхпереходное
сопротивление генераторов и сопротивление линии связи;
x 'экв.мин  x сист .А  x сист .В  x л .
Ток срабатывания отсечки выбирается по наибольшему из полученных значений токов.
Поскольку при внешних КЗ (К1, К2) и при качаниях через защиты,
установленные на обоих концах линии, протекают одинаковые токи, то
уставка срабатывания для обеих защит принимается одной и той же:
Iс.з.АБ  Iс.з.БА .
Рис. 2.2. К выбору тока срабатывания отсечек линий с двусторонним питанием
30
Рис. 2.3. Определение результирующего сопротивления системы при каскадном
отключении КЗ
2. Определяются зоны, защищаемые отсечкой в максимальном и
минимальном режимах, а также в режиме каскадного отключения. В
первом случае используются кривые спадания, во втором – выражение
(2.2), а зона отсечки
x
I*отс  отс .
xл
Рекомендуется определить чувствительность отсечки при двухфазном КЗ в начале линии. Отсечка может рекомендоваться к установке, если k ч  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 x отс  l*отс  x л ,
для режима каскадного отключения x отс находится по (2.2). Определение x сист  показано на рис. 2.3.
4. Производится заключение о применимости отсечки. Если
напряжение на шинах подстанции в минимальном режиме или режиме
каскадного отключения с t  0 равно или превышает 60 %, то отсечка
применяется в качестве основной защиты. Если остаточное напряжение
менее 60 %, а отсечка защищает в максимальном режиме 15–20 % линии,
то она применяется в качестве дополнительной защиты.
31
2.2. Дистанционные защиты от междуфазных повреждений
2.2.1. Общие замечания
Дистанционные защиты используются в сетях сложной конфигурации для защиты линий от междуфазных КЗ. Эти защиты приходят в действие при снижении сопротивления сети, т. е. являются минимальными.
Основными преимуществами дистанционных защит по сравнению с токовыми защитами являются независимость защищаемой зоны при изменении уровня токов КЗ, т. е. при изменении режима работы сети, а также
направленность действия. Селективность защит смежных линий обеспечивается введением ступенчатых выдержек времени: 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, отключаются с наибольшим
временем. Измерительными органами защиты являются направленные
реле полного сопротивления, которые называются дистанционными органами (реле l и ll ступеней) и пусковыми органами (реле III ступени).
Дистанционные защиты, как правило, входят в состав комбинированных 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 дистанционной защиты панели ЭПЗ 1636.
Основными элементами защиты являются:
а) блок измерения, включающий набор реле сопротивления с согласующими трансреакторами (по цепям тока) и трансформаторами (по цепям напряжения);
б) блокировка при качаниях, разрешающая работу защиты на время
ликвидации КЗ в сети;
в) блокировка при неисправностях цепей напряжения;
г) блок логики, обеспечивающий заданные временные характеристики защиты;
д) выходные цепи и цепи ускорения защиты.
Характеристики срабатывания реле сопротивления на комплексной
плоскости представляют собой окружность (для III ступени можно выполнить эллипс), проходящую через начало координат. Диаметр окружности определяется уставкой срабатывания, а положение – углом максимальной чувствительности м.ч. , который принимается в зависимости от
напряжения сети и марки провода. Реле сопротивления современных защит имеют для II-III ступеней более сложные характеристики срабатывания (четырехугольник, треугольник).
32
33
Рис. 2.4. Структурная схема дистанционной защиты панели ЭПЗ 1636
27
2.2.2. Расчет уставок срабатывания
1. Предварительно в зависимости от марки провода определяется
удельное комплексное сопротивление z y  ry  jx y , по которому находится полное сопротивление линии z л  z y  l . Затем находится длительно допустимый ток по условиям нагрева проводов, по которому выбирается коэффициент трансформации ТТ. В табл. 2.1 приведены некоторые параметры сталеалюминевых проводов для линий напряжением 110–220 кВ.
2. Уставка срабатывания первой ступени выбирается из условия
отстройки от КЗ на шинах приемной подстанции
zсI .з.  k з  z л ,
(2.13)
где k з  0,85 – коэффициент запаса по избирательности, учитывающий погрешность защиты совместно с трансформаторами тока и
напряжения [5]. Отстройка от КЗ на шинах подстанции в месте установки защиты не производится, так как все ступени защиты выполнены
направленными. Параметры сталеалюминевых проводов для линий электропередач напряжением 110–220 кВ представлены в табл. 2.1
Таблица 2.1
Параметры сталеалюминиевых проводов для линий электропередач
напряжением 110–220 кВ
Марка
провода
Допустимые токи
нагрузки, А
ry, Ом/км
АС 70/11
AC 95/16
AC 120/19
AC 150/24
AC 185/29
AC 240/32
AC 300/39
AC 400/51
AC 500/64
265
330
375
450
510
605
690
835
945
0,428
0,306
0,249
0,198
0,162
0,12
0,098
0,075
0,06
Xy, 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 алюминия (в числителе) и стали (в знаменателе), мм 2.
3. Уставка срабатывания второй ступени выбирается по двум основным условиям (рис. 2.5).
а) согласование с дистанционными защитами смежных линий
k  z I( II)
(2.14)
z сII.з.  k з  z л  з с.з.см. ,
k ток
где kз  0,78 – коэффициент запаса по избирательным согласуемым
34
защитам линий; k  I з.выб – коэффициент токораспределения, опредеток
I з.см
ляемый по трехфазному КЗ в конце зоны действия той защиты, с которой производится согласование (при этом следует рассматривать такие
режимы, когда значение k ток максимально); I з.выб – ток, протекающий
через ТТ защиты, для которой выбирается уставка: I з.см – ток, протекающий через ТТ смежной защиты, с которой производится согласование;
)
– уставка срабатывания первой (или второй) ступени защиты
zсI(.зII.см
смежной линии;
Рис. 2.5. Расчетные условия для согласования дистанционных защит: а) согласование
с защитами смежных линий; б) отстройка от КЗ за трансформатором
б) отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции

1  U 2  x  ,
z сII.з  k з  z л  j
т
k ток


(2.15)
где U – наибольший относительный предел регулировки напряжения силового трансформатора, например, U  0,12 при регулировке
I
±12 %; k ток  з.выб – коэффициент токораспределения при КЗ за трансIт
форматором.
35
В дальнейшем из всех полученных значений сопротивлений срабатывания в качестве расчетного выбирается наименьшее.
4. Выдержка времени второй ступени принимается на ступень селективности ( Δt  0,5 c ) больше выдержек времени тех ступеней защит,
с которыми производится согласование:
)
(2.16)
t сII.з  t сI(.зII.см
 t .
Из всех полученных значений выдержки времени в качестве расчетного выбирается большее.
При наличии на смежных параллельных линиях поперечной защиты, вторая ступень дистанционной защиты должна быть отстроена от
времени каскадного действия поперечной защиты (0,7–0,8 с). Если на
приемной подстанции предусматривается устройство резервирования
отказа выключателя (УРОВ), то вторая ступень защиты должна быть отстроена от времени его действия (0,8–0,9 с).
5. Чувствительность второй ступени защиты проверяется при металлических КЗ на шинах приемной подстанции (режим ближнего резервирования):
k II
ч 
z сII.з
 1,25 .
zл
Если на линии имеется отпайка, то чувствительность проверяется и
при металлическом КЗ в конце ее (рис. 2.6, а):
z сII.з
(2.17)
k II

 1,25 ,
ч
z отп
z л.отп 
k ток.отп
где
отпайки;
z л.отп – сопротивление линии от места установки защиты до
z отп – сопротивление отпайки; k ток.отп  I з.выб – коэффициIотп
ент 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 линии.
Ток нагрузки принимается либо по длительно допустимому току нагрева
провода, либо задается диспетчерской службой энергосистемы, в последнем случае указывается cos  нагрузки:
z сIII.з 
Uмин .экспл
,
3  k н  k в  Iнагр  cos(м.ч  нагр )
36
(2.18)
где Uмин .экспл – минимальное эксплуатационное напряжение, предварительно может быть принято равным 0,9  Uном ; k н  1,2 – коэффициент надежности; k в  1,1 – коэффициент возврата (для реле сопротивления); м.ч  65  80 – угол максимальной чувствительности реле сопротивления; нагр – угол сопротивления, обусловленного нагрузкой.
Рис. 2.6. Расчетные условия для проверки чувствительности дистанционной защиты:
а) при КЗ на отпайке; б) при КЗ в конце смежной линии
Первоначально
zс.з определяется при cos(м.ч  нагр )  1 , но если
чувствительность защиты получается недостаточной, то учитывают характер нагрузки и  м.ч . Обычно нагр  30  40 .
7. Выдержка времени третьей ступени выбирается на ступень селективности больше выдержки времени вторых ступеней защит, аналогично (2.16).
8. Чувствительность третьей ступени защиты проверяется при КЗ в
конце смежной линии (режим дальнего резервирования, рис. 2.6, б):
z сIII.з
(2.19)
k III
 1,2 .
ч 
z л.см
zл 
k ток
37
При оценке чувствительности рассматриваются такие режимы, при
которых значение k ток минимально.
Если условие (2.19) не обеспечивается, то на шинах приемной подстанции необходимо предусмотреть УРОВ.
9. Производится заключение о возможности применения защиты в
качестве основной или резервной, для чего определяется остаточное
напряжение на шинах при КЗ в конце первой ступени, %:
3  0,85  z л  IкI
(2.20)
U ост 
 100 ,
U ср.ном
I
где I к — ток линии при трехфазном КЗ в конце первой ступени защиты, определяемый по кривым спадания. Если остаточное напряжение
на шинах транзитной подстанции будет равно или больше 60 % (в минимальном режиме), то защита применяется в качестве основной от
междуфазных 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
различных ступеней
K
(2.21)
z с.р  z с.з  I ,
KU
где KI и KU – коэффициенты трансформации трансформаторов тока и
напряжения.
2. Выбирается z уст.мин – минимальное сопротивление срабатывания реле сопротивления при 100 % включенных витков вторичной обмотки его промежуточного трансформатора напряжения. Напомним, что
расчетный диапазон регулировки составляет от 5 до 100 %, а это соответствует 20-кратному изменению z ср . Диапазон уставок и гарантированные токи точной работы реле сопротивления в составе панели
ЭПЗ 1636-67 даны в табл. 2.2.
Выбор z уст.мин комплекта ДЗ-2 для тех случаев, когда можно выставить любое из трех значений, определяется из заданных диапазонов
токов настройки I или II ступени, т. е. тех диапазонов, в которых будут
изменяться реальные токи КЗ в конце I или II зоны. При малых уровнях
этих токов целесообразно иметь большую уставку z уст.мин , следовательно, большую чувствительность по току, при больших уровнях токов
настройки целесообразно иметь меньшую уставку z уст.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 комплект
защиты
Минимальное сопротивление
срабатывания z уст.мин ,
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 смещением 1,5 (7,5)
Окружность без смещения
Эллипс без смещения
Эллипс или окружность
со смещением
I и II ступени, комплект ДЗ-2
III ступень, комплект КРС-1
Диапазоны токов
точной работы
( I т.р.мин
 I т.р.макс ), А
6,4–150
3,2–100
1,6–50
(1,28–30)
(0,64–20)
(0,32–10)
1,6–50
2,2–50
2,75–42
(0,32–10)
(0,44–10)
(0,55–8,4)
1,1–33,5
1,5–33,5
1,6–50
(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:
k ч.точн 
Iр.мин
I т.р.мин
 1,3 ,
(2.22)
)
) ,
I(з3.мин
где I
– ток в реле, соответствующий току защиты I(з3.мин
р.мин 
KI
который определяется по кривым спадания или находится по схеме за)
мещения прямой последовательности Iз.мин  I(к3.мин
 n1л .
4. При выбранной уставке z уст.мин расчет уставок на трансформаторах напряжения комплектов реле производится для каждой из ступеней. Расчетный процент включенных витков вторичной обмотки трансформатора напряжения к реле определяется по выражению, %:
N расч 
z уст.мин
z с.р
100 .
(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 I 2  K I0 и имеет торможение от фазного тока
(обычно фазы А).
39
Расчет блокировки, приведенный в [5], имеет целью определение
уставок устройства по току обратной последовательности I 2 уст , утроенному току нулевой последовательности 3  I0 уст и коэффициенту торможения K торм , а также проверку чувствительности. Точный расчет уставок производится на основании его характеристики срабатывания и кривых чувствительности, приведенных в информации завода-изготовителя.
1. Характеристика срабатывания в координатах I 2ср и I торм при
заданных уставках I 2ср и K торм представлена выражением
I 2ср  K торм  I торм  I 2 уст ,
(2.24)
где I 2ср – ток обратной последовательности срабатывания; I торм –
вторичный ток в фазе, питающей цепи торможения.
2. Устройство типа КРБ-126 имеет следующие уставки:
а) по току обратной последовательности I 2 уст : 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  I0 уст ): 1,5;
3,0 и 6,0 А (0,3; 0,6 и 1,2 А) соответственно для исполнения на номинальный ток 5 (1) А;
в) по коэффициенту торможения K торм (при минимальной уставке
I 2ср ) 4; 7 и 11 %; причем с увеличением уставки I 2ср коэффициент
K торм пропорционально увеличивается. Например, при I 2 уст  1A и
установленном K торм  7 % действительный K торм  14 % (0,14) .
В качестве примера на рис. 2.7 приведены характеристики срабатывания для I 2 уст = 0,5 и 0,75 А.
Выбор уставок блокировки и проверки чувствительности вначале
производится без использования тока 3 I0 .
3. Ток срабатывания отстраивается от токов небаланса в следующих расчетных режимах:
а) в нагрузочном режиме, А
kз
(2.25)
I 2 ср.нагр 
 0,03  Iнагр  I 2 нес.нагр ,
kв  KI
б) в режиме качаний, А
k
(2.26)
I2 ср.кач  з  (0,063  0,005)  I*кач  I2 нес.кач  ,
KI
40
где k з  1,2 – коэффициент запаса по избирательности; k в  0,8 –
коэффициент возврата; KI – коэффициент трансформации ТТ защиты;
Iнагр , Iкач – соответственно токи защиты в максимальном нагрузочном
режиме и при качаниях; I 2 нес.нагр , I2 нес.кач – соответственно токи обратной последовательности, обусловленные несимметрией в системе в
расчетных режимах; I*кач 
Iкач
I I ТТ ном
– кратность тока качаний по отно-
шению к номинальному току ТТ защиты.
Выражения (2.25) и (2.26) учитывают токи небаланса фильтра обратной последовательности, обусловленные погрешностью ТТ защиты,
возможными отклонениями частоты в системе и неточностью настройки
фильтра тока обратной последовательности.
Эти режимы определяют координаты точек К и Н на рис. 2.7, ординаты которых соответствуют значениям I 2ср определенным для режима качаний и режима нагрузки. В качестве возможных вариантов уставок принимаются уставки по I 2 уст и K торм соответствующие характеристикам срабатывания, ближайшим к точкам К и Н и проходящим выше этих точек.
Рис. 2.7. Характеристики срабатывания устройства блокировки при качаниях
типа КРБ-126 при вторичном номинальном токе 5 (1) А
41
Нагрузочный режим может не рассматриваться в качестве расчетного, если уставка, выбранная по (2.26), удовлетворяет условию
I 2 уст  1,5  Iнес.нагр , а также условию I 2нес .нагр  I 2нес .кач  0,5 А (0,1 А для
ТТ одноамперного исполнения).
При отсутствии несимметрии в режимах качаний и нагрузки уставки могут быть приняты ориентировочно в соответствии с табл. 2.3. Значения уставок уточняются по требованиям чувствительности.
Таблица 2.3
Рекомендуемые значения уставок блокировки от качаний в зависимости
от кратности тока качаний при вторичном номинальном токе 5 (1) А
I2 уст, A
Kторм
(уставка
%)
0,5(0,1)
0,07(7 %)
0,75(0,15)
0,06(4 %)
0,5(0,1)
0,07(7 %)
0,75(0,15)
0,06(4 %)
0,5(0,1)
0,11(11 %)
0,75(0,15)
0,105(7 %)
4. Расчет чувствительности может производиться графически с использованием характеристик срабатывания при подведенных к устройству вторичных токах I 2к и I торм.к , определяемых при металлическом
КЗ в расчетных по чувствительности условиях. При этом на плоскость
( I 2 ср , I торм ) (рис. 2.7) наносится точка А, соответствующая токам I2K и
I торм.к . Проводится прямая 0А, соединяющая точку А с началом координат. Определяются точка Г пересечения прямой 0А с характеристикой
I 2ср  f (I торм ) , соответствующей выбранным уставкам (так на рис. 2.7
приняты I 2ср  0,75 А и I торм  7 %), и точка Б пересечения характеристики срабатывания с проведенным из точки А перпендикулярном АВ
к точке абсцисс.
Определяется коэффициент чувствительности
АВ
I2K k ч  АВ и k ч 
.
БВ
ГД
Устройство должно иметь следующие коэффициенты чувствительности:
а) k ч  1,5 и kч  1,1 при КЗ в конце защищаемого участка;
б) k ч  1,2 и kч  1,1 при КЗ в конце зоны резервирования.
Расчетными при проверке чувствительности являются следующие
виды КЗ:
при неиспользовании в устройстве тока 3 I0 – двухфазное КЗ на
землю;
при использовании тока 3 I0 – как двухфазное КЗ на землю, так и
двухфазное КЗ.
42
При недостаточной чувствительности к двухфазным КЗ на землю
необходимо использовать в устройстве ток 3 I0 , т. е. комбинированный
пуск по I 2  3  I0 .
Ток обратной последовательности в месте установки защиты при
двухфазном КЗ на землю при x1  x 2 определяется по выражению
U ср.ном  n1л
I (21к,1) 
где n1л
,
(2.27)
x

3  x1   1  2 
 x 0

– доля тока I 2 , протекающая по линии.
5. Значение I торм.к определяется в тех же расчетных режимах, как
и минимальные значения вторичных токов I 2к и 3 I0 в защите, и принимается равным максимальному току в одной из поврежденных фаз.
При неучете нагрузки значение I торм.к определяется через токи отдельных последовательностей в месте установки защиты:
для двухфазного КЗ
( 2)
2)
I (торм
.к  3  I 2к  n1л ,
(2.28)
для двухфазного КЗ на землю


2


3 (1,1) (1,1) 2 .
 1 (1,1) (1,1)
(1,1) 
1,1)
(2.29)
I (торм
.к    I1к  I 2к  I 0к    I1к  I 2к
2
4


Напомним, что значения всех токов должны быть приведены ко
вторичным цепям TT делением на K I .
Тормозной ток при токах нагрузки, соизмеримых с токами КЗ,
определяется с учетом нагрузки
I торм  I торм.к  I нагр .
При выполнении курсового проекта расчет k ч может приводиться
упрощенно без учета нагрузки по выражению:
I 2к.в  К торм  I торм.к.в ,
(2.30)
kч 
I 2 уст
где I 2к.в , I торм.к.в – минимальный вторичный ток I 2 и соответствующий ему вторичный тормозной ток в защите в расчетных по чувствительности условиях.
При трехфазных КЗ проверка k ч не производится; предполагается,
что при трехфазном КЗ длительность предшествующей несимметрии (не
43
менее 0,008 с) и кратность тока в реле достаточны для срабатывания
устройства.
Выбор уставок устройства блокировки, когда ток 3 I0 используется
в устройстве, производится аналогично с использованием характеристик
срабатывания и специальных кривых чувствительности. Кривые чувствительности определяют кратности тока в измерительном органе блокировки (поляризованное реле) к току его срабатывания
Iр
I ср
в зависимо-
сти от значений токов I 2 и 3 I0 в защите при заданных уставках I 2 уст и
3  I 0 уст . Подобные расчеты будут рассмотрены ниже при проверке 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
нейтралью от замыканий на землю применяют максимальные токовые
защиты нулевой последовательности (ТЗНП). Эти защиты выполняются
многоступенчатыми с органом направления мощности или без него. В
качестве токового органа защиты используется реле типа РТ-40 (иногда
реле РНТ-560), которое включается на выход фильтра тока нулевой последовательности. В качестве такого фильтра часто используется нулевой
провод трансформаторов тока, соединенных по схеме полной звезды.
Для защиты сетей 110–750 кВ применяют трех- и четырехступенчатые 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 следующим условиям:
А. Выполняется отстройка от максимального тока 3 I0 , протекающего через защиту при КЗ за выключателем смежного участка (на шинах приемной подстанции). Для получения максимального значения тока
3 I0 отключают трансформаторы на шинах приемной подстанции, разрывают параллельные связи, питающие точку КЗ. Пример выполнения
таких расчетных условий показан на рис. 2.8, а (точка К1). Так, в частности, для параллельных линий отключают и заземляют одну из них, что
снижает сопротивление оставшейся линии (см. рис. 2.8, б).
Б. Для параллельных линий отсечка первой ступени должна быть
отстроена от каскадного отключения КЗ на параллельной линии, по44
скольку в этом случае, вследствие взаимоиндукции линий, точка КЗ как
бы приближается к шинам подстанции, у которой произошло первоочередное отключение КЗ на параллельной линии, что увеличивает ток неповрежденной линии (рис. 2.8, б).
Поскольку значения токов 3 I0 зависят от вида КЗ (однофазное или
двухфазное на землю), расчетным является тот вид замыкания, где ток
3 I0 больше. Выбор расчетного вида КЗ производится в зависимости от
соотношения сопротивлений прямой и нулевой последовательностей,
приведенных к рассматриваемой точке КЗ. При x1  x 0 расчетным
является двухфазное КЗ на землю, при x1  x 0 – однофазное КЗ.
По наибольшему из полученных значений тока 3 I0 определяют
ток срабатывания отсечки первой ступени
(2.31)
I0I с.з  k з  3  I0макс ,
– коэффициент запаса по избирательности, учитывающий по-
где k з
грешность реле, ошибки расчета, влияние апериодической слагающей и
необходимый запас. При использовании реле типа РТ-40, для линий
110–220 кВ k з  1,3 , для линий 330–750 кВ k з  1,4  1,5 .
Рис. 2.8. Расчетные условия для выбора уставок МТЗ от замыканий на землю;
а – согласование защит смежных линий; б – согласование параллельных линий в режиме каскадного отключения
45
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 (2.34) и от броска намагничивания тока, возникающего при включении линии под напряжение совместно с трансформаторами (автотрансформаторами) с эффективно заземленной нейтралью (см. п. 2.3.4).
Отстройка первых ступеней от неполнофазного режима, возникающего при разновременном включении фаз выключателя, не производится, 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 срабатывания отсечек первых ступеней, установленных по концам защищаемой линии. Отсечка, ток срабатывания которой больше, выполняется ненаправленной, отсечка с меньшим током срабатывания – направленной (рис. 2.8, б).
3. По кривым спадания тока 3 I0 по линии определяется зона, защищаемая 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 условиям согласования с отсечками первых (вторых) ступеней защит смежных линий
II)
,
(2.32)
I0IIс.з  k з  k ток  3  I0I(с.з.см
где k з  1,1 – коэффициент запаса по избирательности согласуемых
линий; k ток  3  I 0 з.выб – коэффициент токораспределения, определяе3  I 0 з.см
мый по току 3 I 0 при однофазном замыкании в конце зоны действия
той защиты, с которой производится согласование; 3  I 0 з.выб – ток 3 I0 ,
протекающий через ТТ защиты, для которой выбирается уставка;
3 I 0 з.см – ток 3 I0 , протекающий через ТТ защиты, с которой произво-
II)
дится согласование; I 0I(с.зсм
– 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 последовательности.
Выбирая коэффициент токораспределения, следует рассматривать такие
режимы, когда значение k ток максимально. При этом справедливы рекомендации по выбору режимов, указанные для отсечек первой ступени.
46
5. Применение органа направления мощности для отсечек вторых
ступеней, установленных на концах А и Б (рис. 2.9) одной линии, определяется следующим образом. Если время и ток срабатывания отсечки
на подстанции А соответственно больше времени и тока срабатывания
отсечки подстанции Б:
t сII.з.А  t сII.з.Б и I сII.з.А  I сII.з.Б ,
то на подстанции А защита выполняется ненаправленной, а на подстанции Б – направленной.
В остальных случаях обе защиты, как правило, принимаются
направленными.
Рис. 2.9. Графическое определение коэффициента токораспределения для согласования земляных защит
6. Выдержка времени отсечки второй ступени принимается на ступень селективности ( t  0,5 с) больше выдержек времени тех ступеней
защит, от которых произведена отстройка.
При отстройке от защит нескольких линий в качестве расчетных принимаются наибольшие значения тока срабатывания и выдержки времени.
7. Чувствительность отсечки второй ступени проверяется при металлическом однофазном КЗ в конце защищаемой линии в минимальном
режиме
k II
ч 
3  I 0к.мин
I 0IIс.з
47
 1,5 .
(2.33)
Допускается уменьшение коэффициента чувствительности до 1,3
при наличии резервирования (третьей ступени), а также проверка услоII
вия k ч в каскаде при наличии защиты шин на приемной подстанции.
8. Ток срабатывания отсечки третьей ступени выбирается по условиям отстройки от вторых и третьих ступеней защит смежных линий
(аналогично выбору второй ступени), а также по условиям отстройки от
максимального тока небаланса при трехфазном КЗ за трансформатором
приемной подстанции:
)
,
I 0IIIс.з  k з  k пер  k нб  I (к3.макс
(2.34)
где k з – коэффициент запаса по избирательности; k пер – коэффициент, учитывающий увеличение тока небаланса в переходном режиме,
принимается равным 2 при выдержке времени рассматриваемой ступени
до 0,1 с; 1,5 – до 0,3 с; 1 – свыше 0,5 – 0,6 с; k нб – коэффициент неба-
ланса (соответствует относительной наибольшей погрешности  трансформаторов тока), зависит от кратности тока КЗ по отношению к номинальному току ТТ, принимается равным 0,05 – при кратности IK до
3  I1номТТ ; 0,1 – 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 ступень селективности больше выдержек времени тех ступеней защит, от
которых произведена отстройка. Третьи ступени защит выполняются,
как правило, с органом направления мощности.
10. Чувствительность третьей ступени защиты проверяется при металлическом однофазном повреждении в конце смежного участка (в каскаде):
k III
ч 
3  I 0мин
I 0IIIс.з
 1,2 .
(2.35)
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.
11. При расчете защит от замыканий на землю для участка сети первоначально рассчитываются уставки первых ступеней всех защит, а затем последовательно уставки вторых и третьих ступеней защит отдельных
линий. Рассчитанные уставки наносятся на кривые спадания токов 3 I0 ,
после чего строятся токовременные характеристики защит (см. рис. 2.9).
48
2.3.3. Особенности выбора уставок защиты на параллельных линиях
Для параллельных линий уставки защит со стороны одной подстанции (ПА или ПБ, рис. 2.8, б) одинаковы для каждой линии. При этом
уставки первых ступеней защит от замыканий на землю получаются грубыми, 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
земляными защитами отходящих линий, часто определяющим является
случай согласования с защитой противоположного конца параллельной
линии в режиме каскадного отключения КЗ (для защиты ПА согласование с защитой ПБ параллельной линии в режиме каскадного отключения
КЗ у ПА, точка КЗ΄, рис. 2.8, б). В этом режиме также вследствие взаи3  I 0пар
моиндукции коэффициент токораспределения k ток 
достигает
3  I 0к
0,5–0,7, и условия согласования с защитой противоположного конца параллельной линии получаются неудовлетворительными
I0IIA  k з  k ток  I0I Б  (0,6  0,8)  I0I Б .
Соответственно для защиты противоположного конца линии (каскадное отключение КЗ у шин ПБ) имеем
I0II  k з  k ток  I0I Б  (0,6  0,8)  I0I Б ,
т. е. уставки вторых ступеней не намного меньше уставок первых ступеней и не обеспечивают необходимой чувствительности.
Для обеспечения чувствительности и избирательности на одной из
подстанций, связанных параллельными линиями, вводится промежуточная (вторая) ступень защиты, которая, не защищая всей линии, используется для согласования уставок защит. Эта промежуточная ступень
устанавливается на стороне, где вторая грубая ступень имеет большую
защищаемую зону (например, на ПА). После чего вторая ступень противоположного конца линии (на ПБ) согласуется с этой промежуточной
ступенью 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 выключателя линии, питающей трансформаторы (автотрансформаторы) с
эффективно заземленной нейтралью. Различают однофазное, двухфазное и разновременное включения.
49
При однофазном включении (одна фаза включается раньше двух
других, включающихся одновременно) в нейтрали трансформатора возникает однополярный бросок тока намагничивания.
При двухфазном включении (раньше одновременно включаются две
фазы, а затем третья) в нейтрали трансформатора возникает периодический бросок намагничивающего тока.
Случай разновременного включения всех трех фаз, являющийся расчетным для группы однофазных трансформаторов, рассмотрен в [6].
Ток срабатывания защиты по условиям отстройки от броска намагничивающего тока при различных видах включения
U
 С(к )
(2.36)
I 0с.з  ном б ,
3  x расч
где U ном – номинальное напряжение сети; C (бк ) – коэффициент затухания броска тока при данном виде включения (к); x расч  x1сист  x1л  x (т1)
– расчетное сопротивление контура включения трансформатора, приведенное к напряжению сети.
Коэффициент затухания броска зависит от вида включения, марки
стали трансформатора и отношения полного времени отключения соответствующей ступени защиты t с.з к расчетной постоянной времени
 расч контура включения. На рис. 2.10 приведена зависимость коэффициента затухания броска тока намагничивания трансформатора от времени для холоднокатаной стали.
Рис. 2.10. Зависимость затухания броска тока намагничивания трансформатора от времени
50
Расчетная постоянная времени зависит от соотношения результирующего активного и индуктивного сопротивлений контура включения
x расч
. Для ориентировочных расчетов можно принимать с зарасч 
  rрасч
пасом для сети 110 кВ  расч  125 мс, для сети 220 кВ –  расч  250 мс.
При использовании реле РТ-40 расчетным является однофазное
включение, для реле РНТ-560 – двухфазное.
Расчетные сопротивления трансформаторов при однофазном включении со стороны 110 кВ для трансформаторов всех мощностей определяются по формулам:
при UкВС  UкВН ;
x (т1)  3,7  Uк ;
при UкВС  UкВН ;
x (т1) 
13,9  U к .
1,38
При включении со стороны 220 кВ относительное сопротивление
зависит от типа оборудования:
трансформаторы мощностью до 63 MBА x (1)  12,7  U к ;
т
1,35
трансформаторы мощностью 75–125 MBА x (1)  21,7  U к ;
т
1,35
12,7  U к ;
автотрансформаторы мощностью 32–63 MBА

1,3
25
автотрансформаторы мощностью 75–180 MBА x (1)  ,7  U к ;
т
1,31
35
автотрансформаторы мощностью 200–240 MBА x (1)   U к .
т
1,28
x (т1)
51
Глава 3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ОТ ВСЕХ ВИДОВ ПОВРЕЖДЕНИЙ
3.1. Комплектные защиты от всех видов повреждений
3.1.1. Общие замечания
Защита линий 110–330 кВ от всех видов повреждений может выполняться 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 последовательности) (табл. 3.1).
Таблица 3.1
Состав комплектных защит от всех видов повреждений
Панель ЭПЗ 1636
Шкаф ШДЭ 2801
Трехступенчатая дистанционная защита от междуфазных повреждений
Четырехступенчатая направленная
токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю
Токовая отсечка от междуфазных повреждений
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
Резервные защиты
Трехступенчатая дистанционная защиДвухступенчатая дистанционная защита
та от междуфазных повреждений
от междуфазных повреждений
Четырехступенчатая направленная токовая защита нулевой последовательДвухступенчатая направленная токовая
ности от замыканий на землю
защита нулевой последовательности от
Дополнительная защита
замыканий на землю
Токовая отсечка от междуфазных повреждений
Панель защиты ЭПЗ 1636 является базовой в эксплуатируемых сетях 110–220 кВ, шкаф ШДЭ 2801 по функциональному назначению и
основным характеристикам соответствует панели ЭПЗ 1636 и выпускается вместо нее. Шкаф ШДЭ 2802 используется в качестве единственного комплекта защиты, обеспечивающего функции основной и резервной
защит. Это возможно, если основные защиты шкафа ШДЭ 2802 (полный
аналог ШДЭ 2801) обеспечивают необходимое быстродействие. Резервный комплект защит шкафа ШДЭ 2802 обеспечивает двухступенчатое резервирование при междуфазных повреждениях и замыканиях на землю.
Для повышения надежности входные и выходные цепи и цепи оперативного питания для комплектов основных и резервных защит разделены.
52
Характеристики срабатывания дистанционных органов шкафа
ШДЭ 2801 приведены на рис. 3.1. На комплексной плоскости сопротивлений характеристика срабатывания реле I ступени имеет форму близкую к окружности, проходящей через особые точки z1 , z 2 и z 3 (рис. 3.1,
а), т. е. характеристика составлена из трех дуг, опирающихся на хорды
z1 z 2 , z 2 z 3 и z 3 z1 . Характеристика срабатывания реле II ступени задается в форме четырехугольника, вершины которого задаются точками z1 ,
z 2 , z 3 и z 4 (рис. 3.1, б). Для упрощения записи привязка координат этих
точек дана в долях от z уст  1,0 . Предусмотрены две ступени наклона
правой боковой стороны четырехугольника b  0,15  3 и b  0,6 , что позa
a 0,5
воляет регулировать отстройку II ступени защиты от токов нагрузки.
Рис. 3.1. Характеристики срабатывания реле сопротивления дистанционной
защиты шкафа ШДЭ 2801; а – I ступень, б – II ступень, в – III ступень
53
Характеристика срабатывания реле III ступени задается в виде треугольника, вершины которого задаются точками z1 , z 2 и z 3 (рис. 3.1, в).
Для регулирования отстройки от сопротивления, обусловленного
токами нагрузки, предусмотрены две ступени наклона правой боковой
стороны треугольника путем задания угла   35 или   47 . Как и в
защите ЭПЗ 1636, сопротивление срабатывания z уст задается при угле
между током и напряжением равном 75°, который условно назван углом
максимальной чувствительности. Технические данные реле сопротивления всех ступеней приведены в табл. 3.2.
Таблица 3.2
Технические данные реле сопротивления дистанционной защиты шкафа
ШДЭ 2801 при вторичном номинальном токе 5 (1) А
Ступень и
характеристика
защиты
Минимальное сопротивление срабатывания zуст,
Ом /фазу
Кратность регулирования уставки по
напряжению
Диапазон токов точной работы
Iт.р.мин. – Iт.р.макс ,
А
I ступень, окружность
0,25(1,25)
0,5(2,5)
1,0(5,0)
20
6 – 200
3 – 100
1,5– 50
(1,2 – 40)
(0,6 – 20)
(0,3 – 10)
II ступень, четырехугольник
0,25(1,25)
0,5(2,5)
1,0(5,0)
20
6 – 200
3 – 100
1,5– 50
(1,2 – 40)
(0,6 – 20)
(0,3 – 10)
III ступень, треугольник
0,5(2,5)
1,0(5,0)
2,0(10,0)
45
3 – 100
1– 50
0,5– 25
(0,6 – 20)
(0,2 – 10)
(0,1 – 5,0)
Выбор уставок для указанных комплектов защит производится, в
основном, так же, как было рассмотрено в главе 2. Имеются некоторые
различия в расчетах дистанционных защит (см. п. 3.1.2) и защит от замыканий 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
шинах противоположной подстанции [10].
z
(3.1)
z сI .з  л ,
k отс
где k отс  1,15 – коэффициент отстройки, учитывающий различные
погрешности, неточность расчета, необходимый запас.
54
Поскольку k отс связан с коэффициентом запаса по избирательности
соотношением
1
1
kз 

 0,87 ,
k отс 1,15
то при выборе уставок I ступени защиты можно пользоваться выражением (2.13), принимая k з  0,87 .
2. Уставка срабатывания II ступени также учитывает два основных
условия:
А. Согласование с дистанционными защитами смежных линий
1 
1   I( II)  ,
(3.2)
zсII.з 
 z л 
 zс.з.см   d
k отс 
k ток

где k отс  1,15 ;   0,1 – коэффициент, учитывающий различные погрешности измерительных трансформаторов и реле; d  sin з – отsin м.ч
ношение синусов углов сопротивления, подводимого к защите при КЗ, и
угла максимальной чувствительности.
Поскольку при расчете защит сетей 110–330 кВ з  м.ч , в предварительных расчетах можно принять d  1 . Для защит шкафа ШДЭ 2801
коэффициент запаса по избирательности согласуемых защит
1   1  0,9
kз 

 0,78 и для согласования с защитами смежных линий
k отс
1,15
можно пользоваться выражением (2.14), принимая k з  0,78 , kз  0,78 .
Б. Отстройка от КЗ за трансформатором (автотрансформатором)
приемной подстанции
1 
z 
(3.3)
zсII.з 
 z л  т   d .
k отс 
k ток 
Это выражение аналогично формуле (2.15) при k з  0,87 ; d  1 , но
формула (2.15) предпочтительнее, так как учитывает изменение сопротивления трансформатора (автотрансформатора) за счет регулировки его
коэффициента трансформации.
В дальнейшем из всех значений сопротивлений срабатывания, полученных по (3.2), (3.3) или по (2.14), (2.15), в качестве расчетного принимается меньшее.
3. Наклон правой боковой стороны характеристики срабатывания II
ступени выбирается по условию отстройки от минимального сопротивления нагрузки и обеспечения условия сохранения чувствительности к
55
КЗ через переходное сопротивление. При выполнении курсового проекта
следует принять максимально
2  z нагр
b
,

a k отс  k в  z сII.з
(3.4)
U мин .экспл ; k  1,3 ; k  1,05 .
где z
отс
в
нагр 
3  Iнагр.макс
4. Чувствительность второй ступени проверяется при металлическом КЗ в конце защищаемой линии
z сII.з  sin м.ч
(3.5)
 1,25 .
z л  sin з
Поскольку при расчетах защит сетей 110–330 кВ з  м.ч , то
определение чувствительности второй ступени можно производить как
для защиты ЭПЗ 1636
k II
ч 
z сII.з
 1,25 .
zл
Реализация требований избирательности и чувствительности при
выборе уставок III ступени дистанционной защиты по условиям отстройки от токов нагрузки из-за особенностей выполнения характеристики срабатывания реле сопротивления предусматривается двумя способами: отстройкой по углу и отстройкой по значению сопротивления.
5. Отстройка третьей ступени защиты от максимального нагрузочного режима по углу срабатывания реле
(3.6)
1  нагр.макс  доп ,
k II
ч 
где доп  12 – дополнительный угол запаса по избирательности,
учитывающий сумму погрешностей характеристик реле, погрешностей
расчета нагрузочного режима, погрешностей измерительных трансформаторов и необходимый запас.
Если условие (3.6) выполняется, то уставка сопротивления срабатывания определяется только требованиями чувствительности, для чего
рассматривается случай каскадного отключения КЗ в конце зоны резервирования.
6. Обеспечение условий чувствительности ( k III
ч  1,2 ) в режиме
дальнего резервирования – при каскадном отключении металлического
КЗ в конце зоны резервирования
z сIII.з 
k III
ч  z з.каск  sin з.каск ,
sin м.ч
56
(3.7)
где z з.каск  z л 
z л.см
k ток.каск
– комплекс первичного сопротивления в
месте установки защиты в расчетном режиме каскадного отключения;
k ток.каск 
Iк.мин – комплексный коэффициент токораспределения в
I з.выб
расчетном режиме каскадного отключения.
При выполнении курсовой работы можно принять з.каск  м.ч , а
z з.каск и k ток.каск определять по модулю.
7. Уставка срабатывания третьей ступени защиты, если не выполняется условие отстройки по углу (3.6), отстраивается от максимального
тока нагрузки аналогично (2.18):
z сIII.з 
z нагр

sin нагр
k отс  k в sin м.ч
,
(3.8)
где z нагр  U мин .экспл ; k отс  1,15 ; k в  1,2 .
3  Iнагр.макс
8. Коэффициент чувствительности третьей ступени при расчетном
условии подпункта 7 проверяется при металлическом КЗ в конце смежной линии аналогично (2.19)
k III
ч 
z сIII.з  d .
z
z л  л.см
k ток
(3.9)
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 последовательности  I 2  , обеспечивая работу защиты при несимметричных КЗ. Для
 t 
повышения чувствительности к симметричным КЗ ПОБ имеет дополнительный канал, реагирующий на скорость изменения комплекса тока
прямой последовательности  I1  , обеспечивая также повышение чув t 
ствительности к некоторым видам несимметричных КЗ, сопровождающихся незначительным изменением тока I2 .
57
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 органа
не более чем в 3 раза превышает соответствующую уставку чувствительного органа. Чувствительный ПОБ по принципу действия отстроен
от небаланса по току I2 при номинальном токе и от качаний с периодом
не менее 0,2 с при токах 4  Iном , 8  Iном и 10  Iном соответственно при
уставках ПОБ, приведенных выше.
Расчет ПОБ сводится к проверке его чувствительности при выбранной уставке, как правило, рекомендуется выбрать 0,4 (0,08) А, по выражению
kч 
I 2 з.мин ,
I 2 уст.б
(3.10)
K1
где I2з.мин – минимальный ток I2 в месте установки защиты при КЗ
в расчетной точке; I 2 уст.б – принятая уставка ПОБ.
Требуется обеспечить k ч  1,5 и k ч  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
дополнен отстройкой от тока нулевой последовательности в неполнофазном кратковременном режиме за счет неодновременности включения
фаз выключателя и неполнофазном режиме в цикле ОАПВ линии
(3.11)
I0I с.з  k з  3  I0неп ,
где
k з  1,3  1,5 – коэффициент запаса по избирательности;
3  I0неп – 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
действия разрядников на линии), а при ОАПВ предусматривается автоматический вывод защиты из работы.
58
2. Выбор тока срабатывания отсечки второй ступени может быть
дополнен отстройкой от тока нулевой последовательности при замыкании на землю за автотрансформатором приемной подстанции
I0IIс.з  k з  3  I0 защ ,
(3.12)
где k з  1,2 – коэффициент запаса по избирательности; 3  I0 защ –
ток, протекающий через выбираемую защиту при КЗ на землю за автотрансформатором.
При t сII.з  1,0  1,5 с ток срабатывания защиты второй ступени отстраивается от тока небаланса при качаниях и асинхронном ходе анало)
гично (2.34) с заменой I(к3.макс
на соответствующее значение тока качаний.
3. Выбор тока срабатывания третьей ступени дополняется отстройкой 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, поскольку
измерительный орган III ступени земляной защиты шкафа ШДЭ 2801
содержит фильтры, обеспечивающие отстройку от переходных и установившихся токов небаланса и бросков тока намагничивания.
Выбор параметров срабатывания органа направления мощности,
содержащего разрешающее и блокирующее реле, изложен в [5].
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 защищаемой линии, и действует при всех видах повреждений (рис. 3.2).
Рис. 3.2. Структурная схема поперечной дифференциальной направленной
зашиты параллельных линий
59
Каждая часть защиты может быть представлена в виде двух комплектов: комплекта защиты типа КЗ-6, действующего при междуфазных
замыканиях, и комплекта защиты типа КЗ-7, действующего при замыканиях на землю. При отключении выключателя любой линии защита выводится 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 избирательных органа, осуществляющих выбор поврежденной линии. Пусковые органы комплекта от замыканий между фазами выполнены в виде
двух токовых реле, включенных на разность токов одноименных фаз.
Для повышения чувствительности токовых пусковых органов применяют пофазную блокировку по напряжению [8]. Избирательные органы—
два реле направления мощности двухстороннего действия, включенные
по 90-градусной схеме на разность одноименных фазных токов и междуфазные напряжения. Для повышения избирательности предусматривается пуск реле мощности только поврежденной фазы.
Комплект типа КЗ-7 содержит два пусковых органа и один избирательный орган, осуществляющий выбор поврежденной линии. Пусковые
органы комплекта от замыканий на землю состоят из токового реле,
включенного на разность токов нулевой последовательности параллельных линий, и реле напряжения, включенного на напряжение нулевой последовательности. Избирательный орган представляет собой реле
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 отдельно и устанавливаются одинаковыми на каждом конце линии.
3.2.2. Расчет комплекта защиты от замыканий на землю
1. Ток срабатывания пускового органа выбирается по условиям отстройки от тока небаланса, возникающего при внешних замыканиях на
землю:
(3.13)
I0с.з  k з  Iнб.расч ,
где k з  1,25 – коэффициент запаса по избирательности.
Полный ток небаланса определяется двумя составляющими:
 .расч .
Iнб.расч  Iнб.расч  Iнб
Составляющая Iнб.расч обусловлена погрешностью трансформаторов тока, составляющая Iнб
 .расч – неравенством токов повреждения,
60
протекающих по линиям при внешних коротких замыканиях (вследствие
различия в длинах или сопротивлениях параллельных линий):
k одн    k пер  3  I0макс
;
(3.14)
Iнб.расч 
2

Iнб.расч
 С  k пер  3  I 0ммак ;
(3.15)
где k одн  0,5  1,0 – коэффициент однотипности трансформаторов
тока; k пер  2,0 – коэффициент, учитывающий переходной режим;
  0,1 – относительная наибольшая полная погрешность трансформаторов тока; C – модуль разности токов повреждения, протекающих по параллельным линиям, в долях от суммарного тока двух линий; определяется как C  z W1  z W 2 , при одинаковых параллельных линиях C  0 ;
z W1  z W 2
3 I0макс – максимальный ток, протекающий по двум линиям при замыкании на землю на шинах подстанций, связываемых этими параллельными линиями (точки К1, К2, рис. 3.2).
2. Напряжение срабатывания пускового органа выбирается по условиям отстройки от напряжения небаланса. До уточнения при наладке
можно принять:
(3.16)
U 0с.р  0,05  U в.ном .
При использовании реле типа РН-53 принимается U 0с.р  5 В, а при
применении реле напряжения типа РНН-57, выполненного с фильтром
третьей гармоники, U 0с.р  4 В. Напряжение срабатывания защиты
U 0с.з  U 0с.р  К U .
(3.17)
Выбранные уставки срабатывания (по току и напряжению) являются общими для защит, установленных на разных концах параллельных
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. 3.3).
Последнее вызвано тем, что при перемещении точки КЗ к одной из
подстанций чувствительность поперечной защиты, установленной на
этой подстанции, повышается, а чувствительность защиты, установленной на противоположном конце линии, уменьшается. В связи с этим
необходимо проверять чувствительность защиты в режиме каскадного
отключения КЗ у шин противоположной подстанции.
61
Рис. 3.3. К определению чувствительности поперечной дифференциальной направленной
защиты параллельных линий; а – двухстороннее отключение КЗ в точке равной
чувствительности; б – каскадное отключение КЗ
При КЗ в точке одинаковой чувствительности через защиты, установленные по концам параллельных линий, протекают одинаковые токи,
равные половине тока повреждения (точка КЗ, рис. 3.3, а)
3  I0к.мин
(3.18)
kч 
 2,0 .
2  I0с.з
Для одинаковых параллельных линий точка равной чувствительности располагается посередине линий. Из рис. 3.3, а видно, что
x
x

IА  л  IБ  л
UА  UБ
IА  IБ 
2
2
I АБ 


;
xл
xл
2

(3.19)

IА  IБ
Iк
I зА  I А  I Б 

;

2
2

IА  IБ
Iк

I зБ  I АБ  I Б 

.

2
2


Формулы (3.19) получены для случая трехфазного КЗ в точке КЗ
(рис. 3.3, а) и могут быть применены для расчета токораспределения токов 3  I0 при КЗ посредине одинаковых параллельных линий, что упрощает расчет токораспределения.
При неравенстве линий точка равной чувствительности определяется по пересечению кривых спадания токов 3  I0 по линиям.
62
При каскадном отключении КЗ у каждой подстанции (например,
точка К4 у ПА)
3  I0 з.мин  3  I0к  3  I0парал ,
3  I0 з.мин
(3.20)
 1,5 .
I0с.з
4. Чувствительность пускового органа по напряжению проверяется
в наиболее тяжелом случае — каскадном отключении КЗ на землю у
шин противоположной подстанции и максимальном режиме:
3  U0защ
(3.21)
kч 
 1,5 ,
U0с.з
где 3  U 0защ  3  I0 тБ  x 0 тБ (см. рис. 3.3 б).
kч 
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
производится аналогично выбору тока срабатывания пускового органа
комплекта от замыканий на землю
(3.22)
Iс.з  k з  Iнб.расч ,
где k з  1,25 ;
 .расч ;
Iнб.расч  Iнб.расч  Iнб
(3.23)
)
k одн    k пер  I(к3.макс
– составляющая тока небаланса, обусловленная
2
погрешностью трансформаторов тока ( k одн  0,5 ; k пер  2,0 ;   0,1 );
Iнб.расч 
)
(3.24)
 .расч  С  k пер  I(к3.макс
Iнб
– составляющая тока небаланса, обусловленная неравенством то)
ков повреждения, протекающих по линии; I(к3.макс
– максимальный ток
повреждения, протекающий по двум линиям при трехфазных КЗ на шинах подстанций, связываемых этими параллельными линиями;
б) отстройка от максимального тока нагрузки линии при обрыве соединительных проводов токовых цепей и при оперативном отключении
одной из линий со стороны противоположной подстанции:
k
(3.25)
Iс.з  з  Iнагр .макс ,
kв
где k з  1,2 – коэффициент запаса (надежности) по избирательно-
сти; k в  0,85 – коэффициент возврата реле; Iнагр .макс – максимальный
63
ток нагрузки, принимается по длительно допустимому току нагрева проводов линии;
в) отстройка от тока неповрежденной линии при каскадном отключении замыкания на землю на параллельной линии для случая работы
защиты на грани срабатывания ( 3  I0 защ  I0с.з )
Iс.з  k з  Iнеп ,
(3.26)
где k з  1,3 – коэффициент запаса по избирательности;
Iнеп  Iнагр .макс 
I0с.з .
3
(3.27)
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 замыканий
на землю:
а) при КЗ в точке одинаковой чувствительности
I ( 2)
(3.28)
k ч  к.мин  2,0 ;
2  Iс.з
б) в режиме каскадного отключения КЗ у шин противоположной
подстанции
kч 
)
I(к2.мин
.защ
 1,5 ,
Iс.з
(3.29)
)
( 2)
( 2)
где I(к2.мин
.защ  I к.мин  I к.парал .
Если чувствительность токового органа оказывается недостаточной,
то применяют его блокировку по напряжению, в этом случае ток срабатывания выбирается только по условию (3.22).
3. Напряжение срабатывания органа блокировки по напряжению
выбирают по двум условиям:
а) обеспечение возврата органа блокировки после отключения
внешнего КЗ на параллельной линии
Uс.з 
U раб.мин
kз  kв
,
(3.30)
где U раб.мин  0,9  U ном – минимальное рабочее напряжение в месте установки защиты; k з  1,2 ; k в  1,1 – коэффициент возврата для
реле минимального напряжения;
б) отстройка от напряжения между поврежденной и неповрежденной
64
фазами при каскадном действии защиты: это условие, как правило, не является расчетным и при выполнении курсовой работы не учитывается.
4. Чувствительность пускового органа блокировки по напряжению
проверяется при каскадном отключении двухфазного или трехфазного
КЗ в конце линии
U с.з
(3.31)
kч 
 1,3 ,
U к.макс
)
где Uк.макс  2  I(к2.макс
 x л – междуфазное напряжение в месте
установки защиты.
3.3. Дифференциально-фазная высокочастотная защита
3.3.1. Общие замечания
Для электрических сетей с эффективно заземленной нейтралью в
качестве основных защит линий применяются дифференциально-фазные
высокочастотные защиты. Эти защиты являются быстродействующими,
работают при всех видах повреждений и не реагируют на качания в системе. Для выполнения защиты на каждом конце линии устанавливается
релейная панель типа ДФЗ и приемопередатчик типа АВЗК-80 или более
современная модификация. Для линий 110–220 кВ применяют панель
защиты типа ДФЗ-201, для линий 330–500 кВ – панели ДФЗ-503 [9].
Принцип действия защиты основан на измерении фаз токов по концам
защищаемой линии. Для преобразования трехфазной системы токов в
обобщенную однофазную используют комбинированный фильтр I1  K  I2 ,
что позволяет выполнить защиту с одним высокочастотным каналом.
Защита имеет четыре измерительных органа: три пусковых (цепи
пуска передатчика, подготовки отключения и манипуляции) и один избирательный орган сравнения фаз обобщенных токов.
В качестве примера на рис. 3.4 приведена структурная схема дифференциально-фазной высокочастотной защиты панели ДФЗ-201.
Основными элементами защиты являются:
1. Блок пуска содержит измерительные реле подготовки цепей отключения и пуска передатчика. Отдельно предусмотрены реле для действия при симметричных и несимметричных КЗ. В качестве пусковых
органов, реагирующих на симметричные КЗ, используются два токовых
реле, которые могут дополняться одним реле минимального напряжения
или сопротивления. Пусковые органы для несимметричных КЗ реагируют на токи обратной и нулевой последовательностей. Это обеспечивает
высокую чувствительность защиты при различных видах КЗ и отстройку
от токов нагрузки и качаний (при трехфазных КЗ пусковые органы фиксируют кратковременную несимметрию).
65
Рис. 3.4. Структурная схема дифференциально-фазной высокочастотной
защиты
2. Блок манипуляции подключается к трансформаторам тока линии
через комбинированный фильтр токов, на выходе которого создается
напряжение U M    M  I1  K  I2 , управляющее работой генератора
передатчика ( M — коэффициент взаимоиндукции фильтра).
Рис. 3.5. Расчетные условия работы избирательного органа защит ДФЗ;
а – КЗ вне зоны действия защиты; б – КЗ в зоне действия защиты;
в – характеристика срабатывания избирательного органа
66
3. Блок сравнения фаз токов реагирует на угол сдвига фаз между
обобщенными векторами токов I I и I II по концам защищаемой линии,
различая внешние (рис. 3.5, а) и внутренние (рис. 3.5, б) КЗ.
При внешних КЗ (например, К1, рис. 3.5, а) обобщенные векторы
токов сдвинуты на угол   180 (положительное направление тока
принято от шин в линию), и защита не должна действовать. Фактически
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  , обеспечивающий отстройку от
указанных факторов.
При внутренних КЗ (например, точка К2, рис. 3.5, б) условия срабатывания защиты выполняются при сдвиге фаз между обобщенными векторами токов I I , I II (рис. 3.5, в)
ср  0  180   .
Избирательная работа защиты обеспечивается при соотношении
уставок пусковых органов
(3.32)
Iс.з.п.о  Iс.з.п.п  Iнад .ман ,
т. е. пуск передатчика целесообразен только при надежной манипуляции,
а подготовка отключения только при получении (обмене) высокочастотного сигнала.
Блок логики содержит комплекты промежуточных реле, обеспечивающих пуск передатчика на время 0,5–0,6 с и подготовку цепей отключения на время 0,2–0,3 с.
3.3.2. Расчет пусковых органов при симметричных повреждениях
1. Ток срабатывания реле пуска передатчика отстраивают от максимального тока нагрузки линии
Iс.р.п.п 
k з Iнагр.макс ,

kв
KI
(3.33)
где k з  1,1 – коэффициент запаса по избирательности; k в  0,85 –
коэффициент возврата реле; Iнагр .макс – наибольший ток нагрузки, принимается по длительно допустимому току линии; K I – коэффициент
трансформации ТТ линии.
2. Ток срабатывания реле подготовки цепи отключения выбирают
по условиям согласования с током срабатывания реле пуска передатчика
(3.34)
Iс.р.п.о  k с  Iс.р.п.п ,
где k с  1,4 – коэффициент согласования различных полукомплектов защиты.
67
3. Чувствительность токовых пусковых органов проверяют при
трехфазном КЗ в конце линии в минимальном режиме (допускается проверка в каскаде):
I(3)
(3.35)
k (ч3.п) .п  в  2 ;
Iср.п.о
k (ч3.п) .о 
I(в3)
Iср.п.о
 1,5 ;
(3.36)
(3)
при I(в3)  Iк  n1л , где I(к3) – ток трехфазного КЗ в месте повреждеKI
ния; n1л – доля тока КЗ протекающего по поврежденной линии, находится по схеме замещения 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 условиям отстройки от максимального тока нагрузки линии
z с.з 
U раб. мин
3  k з  k в  I нагр. макс  cos  м.ч   нагр 
,
(3.37)
U раб.мин  0,9  U ном – минимальное рабочее напряжение;
k з  1,2 – коэффициент запаса по избирательности; k в  1,05 – коэффициент возврата реле сопротивления; м.ч  65  75 – угол максимальной
чувствительности реле; нагр  30  40 – угол сопротивления нагрузки.
где
5. Чувствительность реле сопротивления проверяют при металлическом трехфазном КЗ в конце линии по соотношению сопротивлений
z
(3.38)
k ч  с.з  1,5 ,
zл
так и по току точной работы (см. п. 2.2.3)
kч
I(в3.к).мин
 1,3 .
I т.р.мин
3.3.3. Расчет пусковых органов при несимметричных повреждениях
1. Определяют составляющие токов отдельных последовательностей, подводимых к органам защиты, при несимметричных повреждениях (см. п. 1.3.4 и 1.3.5):
68
а) двухфазное КЗ
I1(в2)  I(22в) 
I(к2)  n1л ,
3  KI
где I(к2) – ток двухфазного КЗ в месте повреждения;
б) однофазное КЗ
I(1)  n1л ,
I1(1в)  I(21в)  к
3  KI
I(к1)  n 0 л ,
KI
3  I(01в) 
(3.39)
(3.40)
(3.41)
где I(к1) – ток однофазного КЗ в месте повреждения, определяют по
(1.6); n 0 л – доля тока нулевой последовательности, протекающего по поврежденной линии, находится по схеме замещения нулевой последовательности;
в) двухфазное КЗ на землю
I1(1в,1) 
I1(1к,1)  n1л ,
KI
(3.42)
I(21в,1) 
I1(1в,1)  x 0 ,
x1  x 0
(3.43)
3  I(01в,1) 
I(з1,1)  n 0 л ,
KI
(3.44)
где I(з1,1)  3  I0 – ток двухфазного замыкания на землю; I1(1к,1) – ток
прямой последовательности в месте КЗ при двухфазном замыкании на
землю
U ср.ном
I1(1к,1) 
.
3
x1  x 0
x1 
x1  x 0
(3.45)
2. Ток срабатывания фильтра-реле обратной последовательности
подготовки цепи отключения отстраивают от тока небаланса в максимальном нагрузочном режиме
I 2с.р.п.о 
kз  kс
 I 2нб.п  I 2нес .п  ,
kв  kI
(3.46)
где k з  1,2 – коэффициент запаса по избирательности; k с  2 –
коэффициент согласования цепей пуска передатчика и подготовки от69
ключения различных полукомплектов защиты; k в  0,4  0,45 – коэффициент возврата фильтра-реле; I 2нб.п  k 2нб  Iнагр .макс – приведенный к
первичной цепи ток небаланса фильтра обратной последовательности;
k 2нб  0,02  0,03 – коэффициент небаланса фильтра обратной последовательности; I2нес.п – ток обратной последовательности при несимметричной нагрузке, приведенный к первичной цепи.
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 соответственно вдвое меньше, т. е:
I 2с.р.п.о
.
I 2с.р.п.п 
2
Обычно условие (3.46) не является определяющим, и выбор уставок
срабатывания производится в зависимости от чувствительности защиты,
начиная с наибольших значений тока срабатывания:
I
(3.47)
I 2с.р  2в.мин ,
2
где I 2в.мин – наименьшее значение вторичного тока обратной последовательности при различных видах КЗ.
3. Чувствительность пускового органа по току обратной последовательности определяется для каждого вида КЗ
I
(3.48)
k ч 2  2в.мин  2 .
I 2с.р
Если при замыкании на землю коэффициент чувствительности,
определенный по (3.48), окажется меньше двух, то в фильтр-реле применяют добавку тока 3  I0 .
4. Уставку срабатывания фильтра-реле по току нулевой последовательности отстраивают от тока небаланса в максимальном нагрузочном
режиме аналогично (3.46):
k k
(3.49)
I0с.р.п.о  з с  I0нб.п  3  I0нес .п  ,
kв  kI
где I0нб.п  k 0нб  Iнагр .макс – приведенный к первичной цепи ток небаланса фильтра нулевой последовательности; k 0нб  0,02  0,03 – коэффициент небаланса фильтра; 3  I0нес .п – ток нулевой последовательности при несимметричной нагрузке, приведенный к первичной цепи.
70
Обычно условие (3.46) не является расчетным, и выбор уставки I 0ср
производят по характеристикам чувствительности защиты с учетом токов I 2в и 3  I0в .
5. Результирующую чувствительность пускового органа с учетом
токов обратной и нулевой последовательностей определяют по семействам характеристик кратности тока срабатывания отключающего реле
по отношению к току срабатывания при заводской уставке
I(p0*)  f (I2в , I0в ) при различных сочетаниях I 2 уст , 3  I0 уст [9]. Поскольку
расчеты результирующей чувствительности пусковых органов производятся для каждого вида КЗ и каждого расчетного режима, то определение результирующей чувствительности пусковых органов становится затруднительным.
3.3.4. Расчет органа манипуляции
1. Выбирается коэффициент К органа манипуляции из условия
обеспечения преимущественного сравнения фаз токов обратной последовательности при КЗ в конце линии. Расчет производится для худшего
случая — двухфазного КЗ на землю, когда токи прямой и обратной последовательностей находятся в противофазе
I1в.расч ,
(3.50)
K  kз 
I 2в.расч
I нагр.расч – расчетный
где k з  1,5 – коэффициент запаса; I
1в.расч 
K1  K1(1в,1)
вторичный ток прямой последовательности, подводимый к органу манипуляции; I 2в.расч  I (21в,1) – расчетный вторичный ток обратной последовательности, подводимый к органу манипуляции.
Для панели ДФЗ-201 коэффициент K органа манипуляции может
быть выполнен равным 4, 6, 8, что соответствует минимальному току
надежной манипуляции I1в.мин (по прямой последовательности), равному 1,1; 1,6; 2,0 А, и углу блокировки 45, 52, 60.
Обычно принимают K  6 , а при необходимости увеличивают до 8.
2. Проверяется обеспечение надежной манипуляции по минимальному току на входе фильтра при симметричных и несимметричных КЗ:
а) при несимметричном КЗ расчетным является случай двухфазного
КЗ на землю в конце защищаемой линии
)
I1(1в,.1ман
 K  I 2в.расч  I1в.расч  I1в.мин ;
71
(3.51)
б) при симметричных КЗ расчетным является замыкание в начале
линии, когда погрешность трансформаторов тока наибольшая
I1(3в.)ман  I1(3в)  I1в  K  I 2.в.нб  I1в.мин ,
где
I1(3в)
(3.52)
– вторичный ток трехфазного КЗ, подводимого ко входу
фильтра органа манипуляции; I1в  0,05  0,08  I1(3в) – приведенная
абсолютная погрешность фильтра органа манипуляции по току прямой
I1(3в)   – приведенный ток небаланса обратпоследовательности; I
2в.нб 
3
ной последовательности, обусловленный погрешностью ТТ (   0,1 ).
3. Расчет органа сравнения фаз не производится. Угол блокировки
защиты β определяется условиями искажения угла вследствие погрешности ТТ и запаздывания высокочастотного сигнала по линии. Обычно
для линий длиной до 120 км рекомендуется принимать   52 , а при
больших длинах   60 .
72
Глава 4. 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. 4.1.
Параметры генераторов, трансформаторов, линий, а также режимы заземления нейтралей трансформаторов и места установки коммутационной аппаратуры даны на рис. 4.1. Все линии 220 кВ оборудованы грозозащитными тросами.
Рис. 4.1. Исходная схема участка сети к примеру расчета
4.1. Пример расчета релейной защиты и автоматики участка сети
напряжением 220 кВ
4.1.1. Составление схемы замещения прямой (обратной)
последовательности
Для расчета токов КЗ в именованных единицах принимаем среднее
номинальное напряжение сети U ср.ном  230 кВ.
Сопротивление генератора станции А
2
U ср
230 2  0,8
.ном  cos г
x г  xd 
 0,192 
 81,25 Ом.
Pг
100
73
Сопротивление трансформатора блока станции А
x тА 
2
U кВН U ср.ном 11 230 2



 46,55 Ом.
100
Sт
100 125
Сопротивления автотрансформатора подстанции Б
12 230 2

 100,76 Ом;
100 63
23 230 2


 193,13 Ом;
100 63
x атБВ 
x атБН
x атБС  0 ,
где напряжения короткого замыкания обмоток автотрансформатора:
U кВ  0,5  U кВС  U кВН  U кСН  0,5  11  35  22  12 % ;


U кН  0,5  U кВН  U кСН  U кВС






 0,5  35  22  11  23 % ;


U кС  0,5  U кВС  U кСН  U кВН  0,5  11  22  35  1 %  0 .
Сопротивления трансформатора подстанции Г:
4,5 230 2
x тГВ 

 37,78 Ом;
100 63
14 230 2
x тГН1  x тГН2 

 117,55 Ом,
100 63
где напряжения короткого замыкания обмоток
U
28
U кВ  U кВН  кН1Н2  11,5 
 4,5 % ;
4
4
U
28
U кВН1  U кВН2  кВН1Н2 
 14 % .
2
2
Сопротивления трансформатора подстанции Д
4,5 230 2
x тДВ 

 74,39 Ом;
100 32
14 230 2
x тДН1  x тДН 2 

 231,44 Ом.
100 32
Сопротивление прямой последовательности одной цепи линии АБ
x лАБ  x1  l АБ  0,4  80  32 Ом.
Сопротивление прямой последовательности линии БВ
x лБВ  0,4  120  48 Ом.
Сопротивление прямой последовательности линии БГ
x лБГ  0,4  45  18 Ом.
Сопротивление отпайки к подстанции Д
x отп  0,4  20  8 Ом.
74
На основании исходной схемы сети составляется схема замещения
прямой (обратной) последовательности (рис. 4.2). Точки 2, 4, 6, 9 приняты в середине линий.
Рис. 4.2. Схема смещения прямой (обратной) последовательности для
рассматриваемого участка сети
Дробные значения у сопротивлений указывают: номер сопротивления (ветви) – в числителе, значение сопротивления – в знаменателе.
4.1.2. Составление схемы замещения нулевой последовательности
1. Сопротивления нулевой последовательности трансформаторов и
автотрансформаторов:
x 0 тА  x тА  46,55 Ом;
x 0атБВ  x атБВ  100,76 Ом;
x 0атБН  x атБН  193,13 Ом;
117,55
 96,55 Ом;
2
231,44
 74,39 
 190,11 Ом.
2
x 0 тГ  37,78 
x0 тД
75
2. Сопротивления нулевой последовательности одноцепных линий
определяются с учетом табл. 1.1;
x0 лБВ  3,0  xлБВ  3,0  48  144 Ом;
x 0лБГ  3,0  x лБГ  3,0  18  54 Ом;
x 0отп  3,0  x отп  3,0  8  24 Ом;
Рис. 4.3. Схема замещения нулевой последовательности для рассматриваемого
участка сети
3. Сопротивления нулевой последовательности двухцепной линии
определяются с учетом данных табл. 1.1 и рис. 1.8: (см. глава I . п. 1.3.3.)
x 0двАБ  4,7  x лАБ  4,7  32  150,4 Ом;
x 0сАБ  3,0  x лАБ  3,0  32  96 Ом;
x 0вАБ  x 0 двАБ  x 0сАБ  150,4  96  54,4 Ом;
x 0сАБ  x 0вАБ  96  54,4  41,6 Ом.
4. Составляется схема замещения нулевой последовательности (рис.
4.3). Обозначения на схеме приняты такие же, как и для схемы замещения прямой последовательности.
76
4.1.3. Выбор расчетных режимов и вычисление токов короткого
замыкания
1. Выбор расчетных режимов. Основные режимы, при которых
расчету подлежат все точки КЗ, указанные на соответствующих схемах
замещения:
а) максимальный – в работе находятся все генераторы, трансформаторы и линии при максимальном режиме смежной системы;
б) минимальный – отключен один блок на станции А при минимальном режиме работы смежной системы.
Дополнительные расчетные режимы для согласования защит линий, соответствующие их максимальным и минимальным токам и требуемым значениям коэффициентов чувствительности:
а) максимальный режим – отключена и заземлена одна из параллельных линий, расчетные точки КЗ 1, 2, 3;
б) максимальный режим – каскадное отключение КЗ у шин подстанции А (точка 1 ) 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
каждой точки производится в следующем порядке:
а) сворачивается схема замещения (прямой последовательности) относительно данной точки КЗ с учетом того, что ЭДС всех источников
равны и совпадают по фазе;
б) вычисляется ток КЗ в месте повреждения по (1.4);
Еф
U ср.ном
,
(4.1)
I (к3)  I1(3к) 

x1
3  x1
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 замещения имеет вид, приведенный на рис. 4.4, а.
Затем, объединяя источники питания, преобразуем треугольник сопротивлений 11, 29, 30 в эквивалентную звезду:
x11  x 29
32  31,95
x 31 

 8,25 Ом;
x11  x 29  x 30 32  31,95  60
x11  x 30
32  60
x 32 

 15,49 Ом;
x11  x 29  x 30 32  31,95  60
x 29  x 30
31,95  60
x 33 

 15,46 Ом.
x11  x 29  x 30 32  31,95  60
77
Рис. 4.4. Преобразование схемы замещения прямой последовательности при КЗ в точке 1
Далее после простейших преобразований получим (рис. 4.4, б, в):
x 34  x 9  x 31  16  8,25  24,25 Ом;
x 35  x10  x 32  16  15,49  31,49 Ом;
x 34  x 35
24,25  31,49

 13,69 Ом;
x 34  x 35 24,25  31,49
x1  x 33  x 36  15,46  13,69  29,15 Ом.
Полный ток в месте повреждения:
x 36 
U ср.ном
230

 4,55 кА.
3  x1
3  29,15
Ток повреждения, протекающий со стороны подстанции А, ветвь 9
(то же ветвь 34):
x 35
31,49
I (в3.9) 
 I (к3) 
 4,55  2,57 кА.
x 34  x 35
24,25  31,49
Ток ветви 10 (то же ветвь 35):
)
I(в3.10
 I(к3)  I(в3.9)  4,55  2,57  1,98 кА.
I (к3) 
При КЗ посредине линии ток неповрежденной линии находится по
(3.19)
I(3)  I(3)
2,57  1,98
)
I(в3.11
 в.9 в.10 
 0,29 кА.
2
2
Ток неповрежденной линии совпадает по направлению с током по)
врежденной ветви, имеющим большее значение (в примере I (в3.11
, протекает от подстанции А к подстанции Б).
Результаты расчетов токов трехфазных КЗ для соответствующих точек и режимов приведены в табл. 4.1.
78
Определение токов при двухфазных КЗ производится по данным
табл. 4.1 с учетом соотношения (1.5).
3. Вычисление токов однофазных КЗ. Определение токов 3 I0 при
однофазных КЗ на землю для каждой точки повреждения производится в
следующем порядке:
а) сворачивается схема замещения нулевой последовательности относительно данной точки КЗ;
б) вычисляется ток 3 I0 в месте повреждения по (1.6), при этом
значения x1 принимаются по результатам расчета трехфазных КЗ для
данной точки и данного режима;
в) распределение полного тока 3 I0 производится по ветвям схемы
замещения нулевой последовательности.
Ниже для примера производится расчет токов 3 I0 при каскадном
отключении однофазного КЗ на землю у шин подстанции А (точка 1
рис. 4.5).
Рис. 4.5. Преобразование схемы замещения нулевой последовательности при каскадном
отключении КЗ у шин подстанции А (точка 1)
Таблица 4.1
Результаты расчетов токов при трехфазных коротких замыканиях
№
точки
1
Доля
тока
Ом кА
ветви
Максимальный режим
22,49 5,91 5,6,7,8 0,176
9
0,15
11
0,15
x1 I(3)
к
№ ветви
Ток
ветви
кА
№
точки
1,04
0,875
0,875
1
79
Доля
тока
Ом
кА
ветви
Минимальный режим
28,03 4,74 5,6,7
0,22
9
0,17
11
0,17
x1
I(к3)
№
ветви
Ток ветви кА
1,04
0,79
0,79
Продолжение табл. 4.1
№
точки
Доля
тока
кА
ветви
Максимальный режим
29,15 4,55
9
0,56
10
0,44
11
0,06
12
0,37
Ток
ветви
кА
№
точки
2,57
1,98
0,29
1,69
2
3
26,65 4,98
10
11
12
0,28
0,28
0,44
1,38
1,38
2,22
3
31,04
4,28
10
11
12
0,26
0,26
0,48
1,13
1,13
2,02
4
23,99 5,53
12
13
10,11
0,33
0,67
0,165
1,84
3,69
0,92
4
27,84
4,77
12
13
10,11
0,34
0,66
0,17
1,61
3,16
0,8
5
10,67 12,44
13
0,11
1,38
14
0,89
11,06
6 35,65 3,72
15
1
3,72
7 44,65 2,97 15,16
1
2,97
8 199,9 0,665
15
1
0,665
9 27,99 4,74
24
1
4,74
12
0,33
1,57
13
0,67
3,17
10 31,99 4,15
25
1
4,15
12
0,33
1,38
13
0,67
2,77
11 337,8 0,393 26,28
1
0,39
12
0,33
0,13
13
0,67
0,263
12 77,03 1,72
20
0,5
0,86
21
0,5
0,86
10
0,28
0,48
11
0,28
0,48
12
0,44
0,76
13 270,1 0,49 20,21
0,5
0,245
22
1
0,49
Максимальный режим. Отключена одна
линия АБ.
1 23,17 5,74 5,6,7,8 0,186
1,04
9
0,26
1,44
5
15,39
8,63
2
29,4 4,52
3
30,96 4,29
3´
61,69
2,15
12
81,34 1,63
2
x1 I(3)
к
Ом
№ ветви
9
10
10
12
10
0,61
0,39
0,48
0,52
0,48
2,77
1,75
2,08
2,21
0,78
Доля
тока
кА
ветви
Минимальный режим
34,04 3,9
9
0,55
10
0,45
11
0,05
12
0,41
x1
Ом
I(к3)
№
ветви
Ток ветви кА
2,13
1,77
0,18
1,59
13
0,15
1,25
14
0,85
7,38
40,04 3,32
6
15
1,0
3,32
7
49,04 2,71 15,16
1,0
2,71
8
204,37 0,65
15
1,0
0,65
31,84 4,17
9
24
1,0
4,17
12
0,34
1,42
13
0,66
2,75
10
35,84 3,7
25
1,0
3,7
12
0,34
1,25
13
0,66
2,45
1
341,6 0,389 26,28
1,0
0,389
12
0,34
0,132
13
0,66
0,257
81,42 1,63
12
20
0,5
0,815
21
0,5
0,815
10
0,26
0,43
11
0,26
0,43
12
0,47
0,77
13
274,5 0,48 20,21
0,5
0,24
22
1,0
0,48
Минимальный режим. Каскадное отключение
КЗ на линии у шин ПА.
1´
67,02 1,98 9,10
0,47
0,93
11
1,0
1,98
12
0,53
1,05
Каскадное отключение КЗ на линии у шин ПБ.
80
9,10
11
5,6,7
0,31
1
0,23
0,65
2,15
0,5
Окончание табл. 4.1
Максимальный режим. Каскадное отключе- Отключена одна линия АБ и отключен один
ние КЗ на линии у шин ПА.
блок станции А.
1´ 62,69 2,11 9,10
0,48
1,02
1
29,12 4,56
9
0,31
1,44
11
1
2,11
12
0,52
1,09
Максимальный режим. Каскадное отключе- Отключен один блок станции А; Каскадное отние КЗ на линии у шин ПБ.
ключение КЗ на линии у шин ПБ.
3´ 55,71 2,38 9,10
0,26
0,61
3´
61,12 2,17 9,10
0,32
0,69
11
1
2,38
11
1
2,17
5,6,7,8 0,185
0,44
Минимальный режим, отключена и заземлена
одна линия АБ.
1
29,4 4,52 9,13
0,3
1,37
5
15,62 8,51
12
0,13
1,09
14
0,87
7,42
После преобразования участков схемы со стороны подстанций А и Б
и включения полного сопротивления взаимоиндукции со стороны подстанции Б (см. рис. 1.8) схема замещения нулевой последовательности
имеет вид, указанный на рис. 4.5, а. Затем, после простейших преобразований (рис. 4.5, б, в), получим:
x
x
94  214,11
x 032  x 012  01314 024  26  72 
 137,32 Ом;
x 01314  x 024  26
94  214,11
x
293,8
x 033  020  22 
 146,94 Ом;
2
2
x x
146,94  150,55
x 034  033 015 17 
 74,36 Ом;
x 033  x 015 17 146,94  150,55
x 032  x 034
137,32  74,36

 48,24 Ом;
x 032  x 034 137,32  74,36
x 036  x 031  x 09  x 010  11,64  20,8  20,8  53,24 Ом;
x 037  x 029  x 030  x 035  27,2  27,2  48,24  102,64 Ом;
x 035 
x036  x037
53,24 102,64

 35,06 Ом;
x036  x037 53,24  102,64
x 0  x 039  x 011  x 038  41,6  35,06  76,66 Ом;
Полный ток 3  I 0к в месте повреждения определяется по (1.6)
x038 
3  U ср.ном
3  230

 1,97 кА.
2  x1  x 0 2  62,96  77,66
Здесь x1  x 2  62,96 Ом – сопротивление прямой последовательности при трехфазном КЗ в точке 1´ (см. табл. 4.1).
3  I (03к)  I (к1) 
81
Ток 3  I 0 , протекающий со стороны подстанции А по ветви 10 (то
же ветвь 36), определим по выражению:
x 037
102,64
3  I 0в.10 
 3  I (01к). 
 1,97  1,29 кА.
x 036  x 037
53,24  102,64
Ток 3  I 0 со стороны подстанции Б (ветвь 30, то же ветвь 37):
3  I0в.29  3  I(01к)  3  I0в.10  1,97  1,29  0,68 кА.
Ток 3 I0 со стороны автотрансформаторов подстанции Б и трансформатора подстанции Г:
3  I 0в.34 
x 032
137,32
 3  I 0в.30 
 0,68  0,44 кА.
x 034  x 032
74,36  137,32
Напряжение 3  U 0 на шинах подстанции Б:
3  U0Б  x 034  3  I0в.34  74,36  0,44  32,72 кВ.
Расчеты токов 3 I0 при однофазных КЗ на землю в других точках
выполняются аналогично и ввиду их простоты не приводятся. Результаты
расчетов 3 I0 при однофазных КЗ приведены в табл. 4.2.
Определение токов 3 I0 при двухфазных КЗ на землю производится
по данным табл. 4.2 с учетом соотношения (1.8).
Таблица 4.2
Результаты расчетов токов при однофазных КЗ на землю
№
точки
1
x 0
x1
Ом
3I (01к)
кА
№
ветви
Доля
тока
ветви
Максимальный режим
10,64 7,16 5,6,7,8 0,23
22,49
9
0,04
11
0,04
12
0,03
13
0,021
2
36,11 4,22
29,15
3
31,01 4,72
26,65
9
10
11
13
10
11
12
15
20,21
13
0,57
0,43
0,07
0,11
0,18
0,18
0,23
0,21
0,1
0,16
Ток
ветви
кА
№
точки
1,63
0,31
0,31
0,22
0,15
1
2,4
1,82
0,29
0,54
0,84
0,84
1,07
0,97
0,47
0,74
2
38,09
34,04
3
31,73
31,04
x 0
x1
Ом
82
3I (01к)
кА
№
ветви
Доля
тока
ветви
Минимальный режим
13,79 5,7 5,6,7
0,3
28,03
9
0,05
11
0,05
12
0,04
13
0,024
3,75
9
10
11
13
4,25
10
11
12
15
20,21
13
0,56
0,44
0,06
0,12
0,17
0,17
0,22
0,21
0,11
0,16
Ток
ветви
кА
1,69
0,32
0,32
0,22
0,14
2,09
1,66
0,22
0,46
0,74
0,74
0,95
0,89
0,46
0,69
Продолжение табл. 4.2
№
точки
4
x 0
x1
3I (01к) № вет- Доля
кА
Ом
41,26 4,46
23,99
ви
тока
ветви
Ток
ветви
кА
№
точки
x 0
x1
3I (01к)
№
ветви
Доля
тока
ветви
Ток ветви кА
12
13
24
15
10,11
0,37
0,44
0,19
0,09
0,08
1,64
1,96
0,86
0,43
0,38
4
Ом
43,19
27,84
4,03
12
13
24
15
10,12
0,38
0,42
0,2
0,1
0,09
1,54
1,67
0,82
0,42
0,36
0,13
0,87
0,02
0,086
0,62
0,38
1,29
8,56
0,19
0,85
2,27
1,21
5
26,24
15,39
13
14
10,11
12
3,19
15
16
0,18
0,82
0,026
0,12
0,64
0,36
1,26
5,73
0,18
0,83
2,04
1,15
6
44,49
40,04
кА
5
19,11 9,85
10,67
6
43,04 3,48
35,65
13
14
10,11
12
15
16
7
47,38 2,91
44,65
16
17
0,51
0,49
1,48
1,43
7
47,77
49,04
2,72
16
17
0,5
0,5
1,36
1,36
9
48,1 3,82
27,99
24
12
13
25
0,76
0,35
0,41
0,24
2,91
1,38
1,53
0,91
9
49,8
31,84
3,51
12
13
25
24
0,36
0,4
0,24
0,76
1,27
1,38
0,86
2,65
10
53,84 3,38
31,99
12
13
25
26
0,33
0,39
0,72
0,28
1,1
1,32
2,42
0,96
10
55,36
35,84
3,13
12
13
26
25
0,34
0,37
0,39
0,71
1,06
1,16
0,91
2,22
Максимальный режим. Отключена и заземлена одна линия АБ.
1 10,45 6,88 5,6,7,8 0,22
1,54
23,71
9,29
0,12
0,7
3
27,88 4,44
30,96
10,30
12
15
20,21
0,42
0,2
0,18
0,095
1,87
0,9
0,88
0,43
6,99
Минимальный режим. Каскадное отключение
КЗ на линии АБ у шин ПА.
1´
78,37 1,87
10
0,64
1,2
67,02
11
1,0
1,87
30
0,36
0,67
Каскадное отключение КЗ на линии АБ у
шин ПБ.
3´
81,02 1,95
10
0,44
0,86
61,69
11
1,0
1,95
30
056
1,09
83
Окончание табл. 4.2
№
точки
x 0
x1
10
79,4 1,67
79,6
3I (01к)
№ ветви
Доля
тока
ветви
Ток
ветви
кА
№
точки
x 0
x1
3I (01к)
25
26
0,58
0,42
0,97
0,70
10
76,5
50
2,25
№
ветви
Доля
тока
ветви
Ток ветви кА
25
26
0,6
0,4
1,35
0,9
кА
кА
Ом
Ом
Максимальный режим. Каскадное отключе- Минимальный режим, отключена и заземлена
ние КЗ на линии АБ у шин ПА.
одна линия АБ.
1´ 76,7 1,97
10
0,66
1,29
1
13,49 5,5
29
0,13
0,72
62,96
30
0,34
0,68
29,4
12
0,045
0,247
21,21 0,055
0,11
13
0,03
0,166
11
1,0
1,97
5
21,32 7,56
12
0,12
0,91
15,62
13
0,18
1,37
Максимальный режим. Каскадное отключение КЗ на линии у шин ПБ.
Отключен трансформатор ПД
3´ 79,66 2,08
10
0,43
0,89
5
16,65 9,72
13
0,11
1,04
55,71
11
1,0
2,08
10,67
14
0,89
8,68
29
0,57
1,19
Отключена и заземлена одна линия АБ
Отключены один автотрансформатор ПБ и
и отключен один автотрансформатор подтрансформатор ПД
станции Б
1 10,54 6,87
5
0,22
1,55
3
36,34 4,01
30
0,42
1,67
2,71
29
0,09
0,65
26,65
12,13 0,22
0,875
12
0,04
0,27
3 30,79 4,29
30
0,47
2,0
Отключена и заземлена одна линия АБ и от30,96
12
0,22
0,96
ключен один блок станции А
15
0,15
0,66
1
13,48 5,55
11
0,13
0,73
20,21
0,08
0,336
29,12
Включение линии БВ со стороны ПБ
Включение линии БВ со стороны ПВ
4.2. Максимальные токовые защиты от междуфазных повреждений
4.2.1. Расчет максимальной токовой защиты для линии с односторонним
питанием
1. Ток срабатывания отсечки первой ступени защиты линии БГ отстраивается по (2.1) от тока трехфазного КЗ на шинах 10 кВ подстанции
(максимальный режим, точка 8):
)
IсI .з  k з  I(к3.макс
 1,3  665  864 А.
2. Чувствительность защиты определяется по (2.3) при двухфазном
КЗ в конце защищаемой линии (минимальный режим, точка 7):
k Iч 
)
I(к2.мин
I сI .з

0,865  2710
 2,71  1,5 .
864
84
3. Остаточное напряжение на шинах подстанции Б находится при КЗ
в конце зоны действия отсечки по (2.4). Так как на подстанции Г нет выключателя со стороны высокого напряжения, зона действия отсечки
охватывает и часть трансформатора подстанции Г. В этом случае зона,
защищаемая отсечкой, определяется аналитически по (2.2):
x отс 
U ср.ном
3  I сI .з
 x13 
230
 31,04  122,75 Ом,
3  0,864
где x13  31,04 Ом – сопротивление на шинах подстанции Б в минимальном режиме.
I
Тогда U  3  I с.з  x отс  100  3  0,864  122,75  100  79,8 %.
ост
U ср.ном
230
Таким образом, отсечка первой ступени принимается в качестве основной 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 устанавливается.
4. Ток срабатывания третьей ступени защиты отстраивается от максимального тока нагрузки подстанции Г и определяется по (2.9):
k
1,1
I сIII.з  з  k с  I нагр 
 2  184  476 А,
kв
0,85
S тГ
63000
I нагр 

 184 А.
где
3  0,9  U ном
3  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):
)
I (к2.мин
0,865  650
k III


 1,18  1,2 .
ч
III
476
I с.з
Поскольку чувствительность защиты недостаточна, то можно рекомендовать уточнить k с и снизить I сIII.з , при необходимости – применить
МТЗ с комбинированным пуском по напряжению. Предварительно можно принять:
1,1
I сIII.з 
 1,9  184  452 А,
0,85
0,865  650
тогда
kч 
 1,24  1,2 .
452
85
К установке рекомендуется двухступенчатая токовая защита с
уставками: I сI .з  864 А; I сIII.з  452 А.
Время срабатывания максимальной токовой защиты должно быть
больше времени работы резервных защит трансформатора подстанции Г,
предварительно можно принять t сIII.з  3  4 с.
4.2.2. Расчет токовых отсечек для линий с двухсторонним питанием
Эти отсечки входят в состав панелей и шкафов комбинированных
защит, 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 режимах
(см. рис. 4.З). В дальнейшем по этим кривым определяются зоны, защищаемые отсечками.
2. Ток срабатывания отсечки определяется по (2.12) с учетом данных табл. 4.1 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):
2,1  U ср.ном
2,1  230
I кач.макс 

 2,25 кА.
3  x экв.мин
3  123,95
Ток качаний по линии БВ (линия АБ включена параллельно):
2,1  230
I кач.макс 
 2,58 кА.
3  107,95
3. Зоны, защищаемые отсечкой в максимальном и минимальном режимах, определяются по рис. 4.6.
4. Зона, защищаемая в каскаде, находится с учетом (2.2) в расчетном
режиме. Например, для отсечки, установленной на подстанции А,
x отсА  x защ  x сист  49,24  23,17  26,07 Ом;
где
x защ 
U ср.ном
3  I с.з

230
 49,24 Ом;
3  2,7
x сист  x1расч  23,17 Ом
(определяется по данным табл. 4.1, точка 1, режим максимальный, отключение одной линии АБ).
Зона, защищаемая отсечкой
x
26,07
lотсА  отсА  100 
 100  81,47 %.
x АБ
32
86
5. Остаточное напряжение на шинах подстанции А определяется
по (2.4) и табл. 4.3:
а) в максимальном режиме
3  I с.з  x отсА  100
3  2,7  14,8  100
U остА 

 30,05 %,
U ср.ном
230
x л  n отсА 46,25  32

 14,8 Ом;
100
100
б) в режиме каскадного отключения
3  2,7  26,07  100
U остА 
 52,9 %.
230
Результаты расчетов по подп. 2–5 для других защит приведены в
табл. 4.3.
где
x отсА 
Рис. 4.6. Кривые спадания токов по линиям АБ и БВ при трехфазных КЗ
в максимальном (сплошные линии) и минимальном (пунктирные линии) режимах
6. Дополнительно проверяется чувствительность отсечек при двухфазном КЗ в минимальном режиме в месте установки защиты (по данным
кривых спадания токов КЗ на рис. 4.6).
87
Линия АБ:
)
I (к2.мин
0,865  3,95

 1,26  1,2 ;
I с.з
2,57
0,865  3,15
k чБ 
 1,01  1,2 .
2,7
k чА 
Линия БВ:
0,865  7,38
 2,06  1,2 .
3,1
4.3. Дистанционные защиты линий
k чВ 
4.3.1. Расчет уставок дистанционных защит
1. В рассматриваемой сети дистанционные защиты могут быть установлены на линиях с двусторонним питанием АБ и БВ. Выбор коэффициентов трансформации ТТ и ТН производится:
а) длительно допустимый ток для линии АБ, выполненной проводом
АС 300/39, по условиям нагрева проводов составляет 690 А; для линии БВ,
выполненной проводом АС 400/51, составляет 835 А; принимаются коэф750
1000
фициенты трансформации ТТ соответственно K IАБ 
и K IБВ 
;
5
5
б) на подстанциях А, Б и В установлены измерительные трансформаторы напряжения с коэффициентом трансформации
220000
3  2200 .
KU 
100
3
2. Вычисляются полные первичные сопротивления линий
z лАБ  (0,098  j0,429)  80  (7,84  j34,32) Ом; z лАБ  35,2 Ом;
z лБВ  (0,075  j0,42)  120  (9,0  j50,5) Ом; z лБВ  51,2 Ом;
z отпБВ  (0,12  j0,435)  20  (2,4  j8,7) Ом; z отпАБ  9,02 Ом;
z лБГ  (0,12  j0,435)  45  (5,4  j19,57) Ом; z лБГ  20,3 Ом.
3. Расчеты уставок дистанционных защит выполнены в соответствии с п. 2.2. Расчетные условия и примеры определения коэффициентов токораспределения приведены на рис. 4.7. При выборе уставок согласование защит линий произведено по полным сопротивлениям, поскольку различие в углах сопротивлений отдельных линий не превышает 3–5
%.
Расчет уставок приведен в табл. 4.3.
88
89
Трехфазное КЗ на шинах ПВ;
режим максимальный (т. 5,
в. 13)
Трехфазное КЗ на шинах ПБ;
режим максимальный (т. 3,
в. 12)
ПБ
ПВ
Трехфазное КЗ на шинах ПА;
режим максимальный, отключена и заземлена одна линия
АБ (т. 1, в. 9)
ПБ
БВ
Трехфазное КЗ на шинах ПБ;
режим нормальный; отключена и заземлена одна линия АБ
(т. 3, в. 10)
ПА
АБ
1,38
1,38
1,44
2,08
Ток линии
Расчетные условия – вид и
при
место КЗ, (т. – точка, в. – ветвь), КЗ, кА
расчетный режим.
Ли- Место
ния установки
защиты
2,58
2,25
Ток линии
при качаниях, кА,
вычисляется по
(2.11)
3,1
2,7
Ток срабатывания
защиты,
кА, вычисляется
по (2.2)
58,3
50,83
0
0
23,75
13,75
46,25
32,5
—
—
57,12
81,47
65,25
56,91
0
0
15,45
8,95
30,05
21,15
—
—
37,12
52,9
каскад
макс,*
Основная
Не устанавливается
Дополнительная
Дополнительная
макс,*
мин
макс,*
мин
каскад
макс,*
Остаточное
Назнанапряжение, вы- чение зачисляется
щиты
по (2.4), %
Зона, защищаемая отсечкой, определяемая по рис. 4.6
или с учетом (2.2)
Таблица 4.3. Расчет токовых отсечек от междуфазных КЗ для линий с двусторонним питанием
На основании выполненных расчетов следует, что дистанционные
защиты участка сети ПА – ПБ – ПВ во всех случаях обеспечивают ближнее резервирование. Дальнее резервирование в сети 220 кВ обеспечивают
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 выключателя (УРОВ). Кроме того, дистанционные защиты на линии БВ не
чувствительны к КЗ на стороне НН ПД. Поэтому на подстанции Д необходима 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 отключать замыкания на землю в конце отпайки.
г
Рис. 4.7. Расчетные условия для согласования защит рассматриваемого участка сети
При оценке области применения защиты следует учитывать, что линии АБ и БВ связывают электростанцию А и электроэнергетическую систему В и по ним осуществляется транзит мощности. Поэтому основные
защиты этих линий должны быть быстродействующими. Применение дистанционных защит в качестве основных возможно на участке парал90
лельных линий, если остаточные напряжения на шинах подстанции А и Б
будут больше 60 % в минимальном режиме.
Согласно (2.4)
3  0,85  z л  I к
3  0,85  35,2 1,4
U остА 
100 
100  31,5 %  60 % ;
U ср.ном
230
U остБ 
3  0,85  35,2  1,0
 100  22,5 %  60 % ;
230
I
Здесь токи линии при КЗ в конце действия I ступени I кА
 1,4 кА и
I
IкБ
 1,0 кА определены по кривым спадания (рис. 4.6).
Таким образом, дистанционные защиты на линиях АБ и БВ рекомендуются к установке в качестве резервных.
4.3.2. 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 ступени по току точной работы, как правило, обеспечивается. Проверка
надежности работы реле сопротивления по току точной работы производится в следующей последовательности (на примере I ступени дистанционной защиты, установленной на ПА).
1. Определяется по (2.21) уставка срабатывания реле сопротивления
z сI .рА

z сI .зА
750
KI

 30  5  2,05 Ом.
KU
2200
2. Находится ток точной работы реле сопротивления по данным
табл. 2.2 или 3.1. Принимается z уст.мин  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
I (3)
1280
I р.мин  з.мин 
 8,52 А,
750
KI
5
(3)
где I з.мин  1,28 кА – ток линии в расчетной точке (0,85∙1), определяется по кривым спадания токов на рис. 4.6.
4. Проверяется по (2.22) чувствительность реле сопротивления по
току точной работы
91
I р.мин
8,52

 5,32  1,5 .
I т.р.мин
1,6
Результаты расчета реле сопротивления по току точной работы для
дистанционных защит рассматриваемой сети приведены в табл. 4.4. Заметим, что для защиты установленной на ПВ, при z уст.мин  1 Ом/фазу
k ч.точн 
токи в реле при КЗ на линии превосходят I т. р. м акс  50 А. Поэтому для
защит ПВ принято z уст.мин  0,5 Ом/фазу, что соответствует диапазону
токов точной работы от 3,2 до 100 А.
Результат расчета реле сопротивления по току точной работы заносится в табл. 4.4.
Таблица 4.4
Результат расчета реле сопротивления по току точной работы
Наименование
линии
Место установки защиты
Ступень
защиты
z с.з , Ом
А—Б
Б—В
ПА
ПБ
ПБ
ПВ
I
II
I
II
I
II
I
II
30
63,9
30
58,2
43,5
66,2
43,5
64,1
z с.р , Ом
2,05
4,35
2,05
3,95
3,95
6,02
3,95
5,83
I т.рмин , А
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
1,6
3,2
3,2
I р.мин , А
8,52
7,53
6,67
5,27
6,5
6,25
10,75
10,1
K ч.точн
5,32
4,7
4,17
3,29
4,06
3,9
3,36
3,15
4.3.3. Расчет уставок блокировки при качаниях
Расчет проведен для устройства блокировки типа КРБ-126 по упрощенной методике без использования тока 3 I0 в следующей последовательности.
1. Определяем кратности тока качаний по линиям (см. табл. 4.3):
линия АБ I*кач  I кач.максАБ  2250  3 ;
I1ТТном
750
линия БВ I*кач  I кач.максБВ  2580  2,58 .
I1ТТном
1000
2. По табл. 2.3 определяем уставки блокировки:
1-й вариант – I 2 уст  0,5 А, K торм  0,07 (7 %) ;
92
2-й вариант – I 2 уст  0,75 А, K торм  0,06 (6 %) .
Поскольку K торм в обоих вариантах близки, то в качестве расчетных
выбираем меньшие значения уставки I 2 уст  0,5 А, и K торм  0,07 (7 %) .
3. Чувствительность блокировки проверяется при двухфазном КЗ на
землю в минимальном режиме работы при повреждении в конце защищаемой 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, установленного на подстанции А, при двухфазном КЗ на землю в конце зоны резервирования – на шинах подстанции В).
1. Определяются по (2.27), (3.42) – (3.45) токи всех последовательностей в месте установки защиты при КЗ в расчетной точке (т. 5):
U ср.ном  n 1л
230  0,075
(1,1)
I1в


 2,64 А;
750 
15,39  26,24 

x 1Σ  x 0Σ 
3


15,39





3  K I   x 1Σ 
5 
15,39  26,24 
x 1Σ  x 0Σ 

I (21в,1) 
U ср.ном  n 0 л
x

3  K I  x1   1  2 
 x 0

U ср.ном  n 0 л
230  0,075
 1,66 А,
750
 15,39

3
 15,39  
 2
5
 26,24 

230  0,026
 0,34 А.
750
3
 15,39  2  26,24
5
2. Определяется по (2.29) ток торможения (аварийная составляющая):
I (01в,1) 
3  K I  x1  2  x 0 


2


3 (1,1) (1,1)
 1 (1,1) (1,1)

(1,1)
I торм
   I1в
 I 2в  I (1,1)
 I1в  I 2в
0в  
4
2


2

2
3
1

2
   2,64  1,66   0,34   2,64  1,66   3,82 A;
2
4


1,1)
с учетом нагрузки I (торм
.в.нагр  3,82  4,6  8,42 А.
3. Определяются по (2.30) расчетные коэффициенты чувствительности:
без учета нагрузки
1,1)
I(1,1)  K торм  I(торм
1,66  0,07  3,82
.в
k ч  2в

 2,78  1,2 ;
I 2 уст
0,5
с учетом нагрузки
93
(1,1)
I (1,1)
2в  K торм  I торм.в.нагр
1,66  0,07  8,42
 2,14 .
I 2 уст
0,5
Результаты расчетов чувствительности блокировок от качаний дистанционных защит рассматриваемой сети приведены в табл. 4.6. Можно
сделать вывод, что блокировка обеспечивает достаточную чувствительность во всех расчетных аварийных режимах; при этом не требуется добавка по 3 I0 .
kч 

4.4. Максимальные токовые защиты от замыканий на землю
Для рассматриваемого участка сети МТЗ от замыканий на землю
устанавливаются на всех линиях 220 кВ. На линиях АБ и БВ предусматривается ТЗНП в составе панели типа ЭПЗ 1636.
Расчет уставок срабатывания выполняется в соответствии с рекомендациями п. 2.3.
1. Предварительно производятся построения кривых спадания токов
3 I0 по линиям при однофазных КЗ в максимальном и минимальном режимах (рис. 4.8). 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 (см. рис. 4.8) 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 режимах (в том числе и при каскадном действии защит). Для ускоряемых
ступеней защит учитывается условие (2.36).
4. Определяются по (2.32) уставки срабатывания третьих (четвертых) 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. 4.6.
Отстройка от броска намагничивающего тока. При выборе уставок
защит наряду с выполнением условий согласования производится отстройка от бросков тока намагничивания силовых трансформаторов и автотрансформаторов для линий, включение которых возможно совместно
с этими объектами. В рассматриваемой сети такими линиями являются
94
линия БВ с отпайкой к ПД и линия БГ. Расчет выполняется в следующей
последовательности (на примере защиты ПБ линии БВ):
1. Определяется (см. п. 2.3.4) относительное расчетное сопротивление трансформатора ПД при включении на холостой ход
12,7  U кВН 12,7  11,5
)
x (т1.отн


 18,6 %.
1,35
1,3
2. Определяется сопротивление трансформатора при включении,
приведенное к среднему номинальному напряжению сети
2
U ср
x
18,6 230 2
.ном
x (т1)  т.отн 


 307 Ом.
100
Sт
100 32
3. Находится расчетное сопротивление контура включения
x расч  x1 
x1БВ
 x1отп  x (т1)  48  24  8  307  387 Ом.
2
95
Рис. 4.8. Кривые спадания токов 3 I0 по линиям при однофазных КЗ в максимальном
(сплошные линии) и минимальном (пунктирные линии) режимах и токовременные
характеристики защиты
4. Определяется относительное время срабатывания защиты
t с.з
1,3

 5,2 ;
 220 0,25
t уск
0,1
t *с.з.уск 

 0,4 ,
 220 0,25
t *с.з 
где t с.з  1,3 с – время срабатывания защиты (табл. 4.5); при ускорении II ступени t уск  0,1 с;  220  0,25 с – средняя постоянная времени
сети 220 кВ.
5. Находится коэффициент затухания броска тока намагничивания
(при использовании реле РТ-40, рис. 2.10): при t *  5,2  C(б1)  0,26 ; при
t * уск  0,4  С (б1)  0,91 .
6. Определяется по (2.36) уставка срабатывания защиты по условиям
отстройки от броска намагничивающего тока трансформатора ПД
U ном  C(б1) 220  0,26
I 0с.з 

 0,09 кА.
3  x расч
3  387
При ускорении защиты I 0с.з  0,31 кА.
Результаты расчета уставок земляных защит по условиям отстройки
от броска тока намагничивания трансформаторов ПГ и ПД приведены в
табл. 4.5.
На основании выполненных расчетов следует, что многоступенчатые
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 рекомендуются к
установке, так как обеспечивают быстродействие и высокую чувствительность в режимах каскадного отключения КЗ у шин приемных подстанций. Кроме того, эти ступени используются для согласования защит,
что позволяет снизить общее время ликвидации КЗ на землю в рассматриваемой сети. Защиты от замыканий на землю магистральных линий
96
выполнены трехступенчатыми на подстанции Б и четырехступенчатыми
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 надежно обеспечивается вторыми
ступенями защит. Защита от КЗ на землю на линии БГ выполнена одноступенчатой направленной и имеет чувствительность больше 2.
11,5
18,6
48
Расчетный ток отстройки от
бросков тока, кА
32
32
Относительное время срабатывания
ПВ
307
Время срабатывания защиты,
с
18,6
Расчетное сопротивление контура, xрасч, Ом
11,5
О
м
Сопротивление, приведенное
к шинам, x БВ
м
32
%
Сопротивление линии x1л, Ом
Напряжение кортокого замыкания, Uк,%
ПБ
Сопротивление
трансформатора при
включении, xт(1)
Мощность трансформатора,
МВА
БВ
Место установки защиты
Линия
Таблица 4.5
Результаты расчета отстройки от броска тока намагничивания
трансформатора
387
1,3
5,2
0,09
0,1
0,4
0,31
1,8
6
0,1
0,1
0,4
0,34
0,1
0,4
0,59
при ускорении защиты
307
32
12
351
при ускорении защиты
БГ
ПБ
63
11,5
18,6 156,0 18
26,6
201
4.5. 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 соответствии с рекомендациями п. 3.2.
Расчет уставок комплектов защиты КЗ-7, действующих при замыканиях на землю, приведен в табл. 4.9. Уставка срабатывания токовых пусковых органов нулевой последовательности принята больше расчетной
для удобства эксплуатации, поскольку чувствительность пусковых органов по току весьма высока во всех режимах. Уставка пускового органа по
напряжению нулевой последовательности также обеспечивает необходимую чувствительность защиты. Следует отметить, что при значительной
длине параллельных линий чувствительность пусковых органов по
97
напряжению в расчетных режимах каскадного отключения может быть
недостаточной. Но и в этих случаях защита может быть рекомендована к
установке, если МТЗ от замыканий на землю в режимах каскадного отключения надежно резервируют работу комплекта защиты 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 междуфазных повреждениях, приведен в табл. 4.10. При отсутствии блокировки по напряжению чувствительность токовых пусковых органов в
точке одинаковой чувствительности недостаточна ( k ч  1,73  2 ). Использование в защите реле блокировки по напряжению позволяет снизить уставку токовых пусковых органов и получить их высокую чувствительность ( k ч  9,66  2 ). Однако при этом чувствительность органа блокировки по напряжению ниже рекомендуемой. Поэтому с целью упрощения защиты целесообразно отказаться от блокировки по напряжению, так
как защита имеет достаточную чувствительность в максимальном режиме, а несколько сниженная чувствительность токовых пусковых органов
при КЗ посредине линии в минимальном режиме резервируется дистанционными 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 отключения
чувствительность поперечной защиты достаточна.
Таким образом, при одновременной параллельной работе линий АБ
поперечная дифференциальная направленная защита может быть принята
в качестве основной.
4.6. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий
Для рассматриваемого участка сети высокочастотная дифференциально-фазная защита в составе панелей ДФЗ-201 устанавливается на линиях АБ и БВ, через которые осуществляется транзит мощности параллельно работающих станций. Для линии с отпайкой принято, что двигательная нагрузка на подстанции Д незначительна и установка полукомплекта защиты на этой подстанции не предусматривается. Расчет уставок
защит выполняется в соответствии с рекомендациями п. 3.3.
1. Определяются вторичные токи нагрузки:
I нагр.макс 690

 4,6 А;
для линии АБ I в.нагр 
750
KI
5
98
835
 4,18 А.
1000
5
2. По (3.33) находится ток срабатывания реле пуска передатчика:
для линии АБ I с.р.п.п  k з  I в.нагр  1,1  4,6  5,95 А;
kв
0,85
для линии БВ I в.нагр 
для линии БВ I с.р.п.п 
1,1
 4,18  5,4 А.
0,85
3. По (3.34) находится ток срабатывания реле подготовки цепи отключения:
для линии АБ I с.р.п.о  k с  I с.р.п.п  1,4  5,95  8,33 А;
для линии БВ I с.р.п.о  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 линий в расчетных режимах.
Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии
АБ, чувствительность реле пуска передатчика и подготовки отключения при
трехфазном КЗ на подстанции Б в максимальном режиме определяется как
k ч.п.п 
I (в3)
I с.р.п.п

I (3)
9,24
9,24

 1,1  1,5 ,
 1,64  2 ; k ч.п.о  в
I с.р.п.о 8,33
5,95
I (к3.л) 1380

 9,24 А (см. табл. 4.1, точка № З, ветвь № 10).
750
KI
5
5. Уставка срабатывания реле сопротивления находится по (3.37):
для линии АБ
0,9  220
z с.з 
 155 Ом;
3  1,2  1,05  0,69  cos75  40
для линии БВ z с.з  129 Ом ( I нагр.макс  0,833 кА).
6. Чувствительность реле сопротивления проверяется по (3.38) при
КЗ в конце линии:
z
155
для линии АБ k ч  с.з 
 4,53  1,5 ;
z л 34,2
для линии БВ k ч  129  2,6  1,5 .
49.6
где I (в3) 
99
7. Чувствительность реле сопротивления по току точной работы
проверяется по (2.22) для каждого полукомплекта защиты при КЗ в конце
линии в расчетных режимах.
Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии
АБ, чувствительность реле сопротивления по току точной работы при трехфазном КЗ на подстанции Б в максимальном режиме определяется как
I (3)
9,2
k ч.точн  в

 5,7  1,5 ,
I т.р.мин 1,6
где I т.р.мин определяется по данным табл. 2.2.
8. По (3.46) и (3.49) находятся токи срабатывания цепи подготовки
отключения по обратной (при I 2 нес.п  0 ) и нулевой (при 3  I0 нес.п  0 )
последовательностям тока:
для линии АБ
k k
1,2  2
I 2 с.р.п.о  з с  k 2 нб  I нагр.макс 
 0,025  690  0,55 А;
750
kв  KI
0,5 
5
аналогично I0 с.р.п.о  0,55 А;
для линии БВ
1,2  2
I 2 с.р.п.о 
 0,025  835  0,5 А; I0 с.р.п.о  0,5 А.
1000
0,5 
5
Эти уставки не расчетные, так как меньше минимально возможных
уставок реле.
9. По (3.39) для каждого полукомплекта защиты находится ток обратной последовательности, подводимый к защите при двухфазном КЗ в
конце линии в расчетных режимах.
Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии
АБ, при двухфазном КЗ на подстанции Б в максимальном режиме
I (22в) 
I (к2)  n1л 4300  0,28

 4,62 А,
750
3  KI
3
5
где I (к2)  I (к3)  3  4,3 кА (табл. 4.1, точка № 3); n1л  0,28 (табл. 4.1,
2
точка № 3, ветвь № 10).
10. Выбирается по (3.47) уставка срабатывания фильтр-реле обратной
последовательности цепи подготовки отключения из условий обеспечения
коэффициента чувствительности не менее двух в наихудшем режиме:
100
I 2 в.мин 2,63
для линии АБ I

 1,32 А,
2 с.р.п.о 
2
2
принимается I 2 с.р.п.о  1 А;
для линии БВ I 2 с.р.п.о  3,12  1,56 А,
2
принимается I 2 с.р.п.о  1 А.
11. Чувствительность защиты к двухфазным КЗ определяется
по (3.48) во всех расчетных режимах.
12. Чувствительность пусковых органов по цепям отключения при
однофазных КЗ определяется для каждого полукомплекта защиты на основании предварительно найденных токов обратной и нулевой последовательностей, подводимых к реле при КЗ в конце линии в расчетных режимах.
Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии
АБ, при КЗ в конце линии вторичные токи находятся по (3.40) и (3.41)
I (21)в 
I (к1)  n1л 4720  0,28

 2,93 А,
750
3 KI
3
5
I(к1)  3  I(01)к  4720 кА (табл. 4.2,
(табл. 4.1, точка № 3 ветвь № 10).
где
точка
№ 3);
n1л  0,28
I (к1)  n 0 л 4720  0,18

 5,66 А,
750
KI
5
где n 0 л  0,18 (табл. 4.2, точка № 3, ветвь № 10).
Хотя чувствительность рассматриваемого полукомплекта защиты
обеспечивается только от тока I (21)в и добавки тока 3 I(01)в не требуется, все
3  I (01)в 
же для обеспечения чувствительности обоих полукомплектов защиты линии АБ (уставки полукомплектов защит по концам линии всегда одинаковы) при двухфазных КЗ на землю у шин подстанции А принимается
уставка I0 с.р  2  2,12 А. Тогда суммарный коэффициент чувствитель3  I (01)в
5,66

 2,83 А.
3  I 0 уст
2
13. Чувствительность пусковых органов по цепям отключения при
двухфазном КЗ на землю определяется для каждого полукомплекта защиты так же, как и при однофазных КЗ.
ности равен k ч  4,5 при 3  I (01*)в.факт 
101
Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии
АБ, при КЗ в конце линии вторичные токи находятся по (3.42)–(3.45)
I1(1в,1) 
I1(1к,1)  n1л
KI
U ср.ном

3240  0,28
 6,05 А,
750
5
230
3
3

 3,24 кА;
x1  x1  x 0 26,65  25,65  31
26,65  31
x1  x 0
n1л  0,28 (табл. 4.1, точка № 3, ветвь № 10); x1  26,65 ; x 0  31
(табл. 4.2, точка № 3)
I1(1в,1)  x 0
6,05  31
(1,1)
I2 в 

 3,25 А;
x1  x 0 26,65  31
где
I1(1к,1) 
3  I (01,в1) 
где I (з1,1) 
I (з1,1)  n 0 л 4490  0,18

 5,39 А,
750
KI
5
3  U с.р.ном
x1  2  x 0
№ 3, ветвь № 10).

3  230
 4,49 кА; n 0 л  0,18 (точка
26,65  2  31
Суммарный коэффициент чувствительности при 3  I (01*)в.факт  5,39  2,7
2
и k ч2  3,25 (экстраполяция по верхней кривой) имеет значение k ч  4,5.
14. Определяется по (3.53) расчетный коэффициент фильтра органа
манипуляции
I1 в.расч
10,65
K расч  k з 
 1,5 
 4,92 ,
I 2 в.расч
3,25
где I1 в.расч  Iв.расч  I1(1в,1)  4,6  6,05  10,65 А.
На основании расчетов коэффициента фильтра для обоих полукомплектов защиты линии АБ во всех расчетных режимах принимается
наибольшая уставка К = 8.
15. Проверяется надежность манипуляции при симметричных (3.55)
и несимметричных (3.54) КЗ в расчетных режимах.
Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии
АБ, ток надежной манипуляции определяется:
102
при симметричных КЗ по току трехфазного КЗ в начале линии
K 
8  0,1 


)
I1(3в).ман  I (в3.нач
 1  k нб.ф 
  33,53  1  0,8 
  22  2 А,
3 
3 


I (3)
5030
)
где I (в3.нач
 начАБ 
 33,53 А (рис. 4.6);
750
KI
5
при симметричных КЗ по току трехфазного КЗ в конце линии
K
8  0,1 


)
I1(3в).ман  I (в3.кон
 1  k нб.ф 
  9,2  1  0,8 
  6,03  2 А,
3 
3 


3)
I (конАБ
1380

 9,2 А;
750
KI
5
при несимметричных КЗ но току двухфазного замыкания на землю
при КЗ в конце линии
где
)
I (в3.кон

)
I1(1в,1.ман
 K  I 2 в.расч  I1 в.расч  8  3,25  10,65  15,35  2 А.
Можно 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 реле сопротивления, чувствительность
которого достаточна на всех линиях и во всех режимах.
Отстройка пусковых органов при несимметричных КЗ от токов небаланса, обусловленных нагрузочными режимами, при отсутствии
несимметрии ( I 2 нес  0 ; 3  I0 нес  0 ) не является расчетной. Поэтому выбор уставки по току обратной последовательности выполнен из условия
обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ. Чувствительность
пусковых органов обратной последовательности на параллельных линиях
достаточна при однофазных КЗ и недостаточна на подстанции Б при
двухфазных КЗ на землю в конце линии. Поэтому для повышения чувствительности пусковых органов при несимметричных КЗ предусмотрена
добавка 3 I0 .
На линии БВ чувствительность пусковых органов обратной последовательности недостаточна при однофазных КЗ и обеспечивается при
двухфазных КЗ на землю. Здесь также предусмотрена добавка тока 3 I0 .
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 ком103
пенсируется принятым коэффициентом запаса k з  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 рекомендуются в качестве основных.
4.7. Автоматическое повторное включение
В соответствии с «Правилами устройства электроустановок» на всех
линиях рассматриваемой сети устанавливаются устройства АПВ (при
выполнении курсовой работы предусматриваются трехфазные АПВ). Автоматическое повторное включение линий выполняется либо без проверки синхронизма (несинхронное АПВ), либо с контролем отсутствия
напряжения 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 рассматриваются такие режимы, при которых ток несинхронного включения будет
наибольшим. Если толчок тока несинхронного включения допустим для
генераторов, применяют АПВ без проверки синхронизма, если недопустим – применяют АПВ с контролем отсутствия напряжения и проверкой
синхронизма. Для линий с односторонним питанием применяют несинхронное АПВ.
Для линий с двухсторонним питанием (АБ и БВ) тип АПВ определяется по наиболее неблагоприятному случаю: несинхронному включению
линии БВ при отключении одного блока станции А.
1. Определяется по (2.11) и схеме замещения рис. 4.2 ток несинхронного включения
I н.вкл  I кач.макс 
2,1  U ср.ном
3  x экв.мин

2,1  230
 2,35 кА,
3  118,6
81,25  46,55 32

 48  12  118,6 Ом.
3
3
2. Ток несинхронного включения, протекающий через один генератор
I
2,35
I н.вкл.г  н.вкл 
 0,785 кА.
3
3
3. Находится минимальный ток генератора, приведенный к расчетной ступени напряжения
где x экв.макс 
104
I г.ср.ном 
Pг
3  U ср.ном  cos г

100
 0,3 кА.
3  230  0,8
4. Определяется толчок тока несинхронного включения, кратность
которого не должна превышать 5 для турбогенераторов и 3 для гидрогенераторов
I н.вкл.г
0,785

 2,65  5 .
I г.ср.ном
0,3
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 релейной 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 времени первые
ступени защит, а на противоположном конце линии действуют 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 согласована с временем действия
вторых ступеней защит противоположного конца линии. Это необходимо
для исключения неуспешного АПВ на горящую электрическую дугу,
поддерживаемую током противоположного конца линии. При согласовании выдержек времени АПВ и релейной защиты необходимо учитывать
время включения выключателя t в.в , время отключения выключателя
t о.в противоположного конца линии, а также ступени селективности
t  0,5 с, учитывающей время деионизации разрядного канала в месте
КЗ и необходимый запас. Время отключения выключателей различных
типов обычно составляет 0,06–0,08 с., а время включения выключателей
– 0,1–0,3 с (при выполнении курсовой работы с запасом в сторону избирательности можно принять t о.в  0,1 с, t в.в  0,2 с).
Для линии с двухсторонним питанием (АБ и БВ) выдержка времени
определяется для каждого конца линии.
1. Для линии АБ со стороны подстанции А (расчетная точка К1)
II
c,
t АПВ А  t с.з
Б  t о.в Б  t в.в А  Δt  1,3  0,1  0,2  0,5  1,7
II
где t с.з Б = 1,3 – наибольшее время срабатывания II ступени защиты подстанции Б.
2. Для линии АБ со стороны подстанции Б (расчетная точка К3)
105
t АПВ Б  t сII.з А  t о.в Б  t в.в Б  t  0,8  0,1  0,2  0,5  1,2 с.
3. Для линии БВ со стороны подстанции Б (расчетная точка К3)
t АПВ Б  t сII.з А  t о.в В  t в.в Б  t  1,8  0,1  0,2  0,5  2,2 с.
4. Для линии БВ со стороны подстанции В (расчетная точка К5)
II
с.
t АПВ В  t с.з
Б  t о.в Б  t в.в В  Δt  0,8  0,1  0,2  0,5  1,2
Выдержка времени АПВ на линиях с отпайками. В рассматриваемой
сети это линия БВ, для которой выдержка времени АПВ должна согласовываться со временем действия защиты короткозамыкателя ( t QN ), отделителя ( t QR ) приемной подстанции. Для линии БВ защиты питающих
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 зависит 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 K10, минимальный режим), а первая ступень защиты подстанции
В действует в каскаде t  1,35  1,18 , табл. 4.2, точка № 10, ветвь № 13)
ч
1,14
II
t АПВ Б  tс. з В  tQR  tв.в Б  t  0,1  0,6  0,1  0,5  1,8 с.
2. Для линии БВ со стороны подстанции В расчетным является случай действия I ступени защиты подстанции В (точка К10, максимальный
режим), и при выборе уставки АПВ учитывается время действия второй
ступени защиты подстанции Б ( k ч  1,1  2,0 , табл. 4 2, точка № 10,
0,36
ветвь № 12)
t АПВ В  t сII.з Б  t QR  t в.в В  t  0,8  0,6  0,1  0,5  1,8 c.
Таким образом, для линии БВ выдержка времени АПВ со стороны
подстанции Б определяется условием 3 как для линии с двухсторонним
питанием ( t АПВ  2,2 с), а со стороны подстанции В определяется условием 2 как для линии с отпайкой ( t АПВ  1,8 с).
4.8. 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 релейной защиты и автоматики. Такие схемы позволяют проверить пра106
вильность расчетов уставок, оценить принципы выполнения, а также анализировать порядок работы защиты и автоматики при КЗ.
Выполненные расчеты показывают, что для рассматриваемого
участка сети в качестве основных защит на параллельных линиях могут
быть применены дифференциально-фазные высокочастотные защиты
(ДФЗ) или поперечная дифференциальная направленная защита (ПДНЗ).
С целью упрощения защиты в качестве основной защиты параллельных
линий принята ПДНЗ. При работе одной из параллельных линий с целью
обеспечения быстродействия основной принята защита ДФЗ.
В качестве резервных защит от междуфазных повреждений на линиях АБ и БВ приняты к установке трехступенчатые дистанционные защиты, СВ – защита сопротивления с выдержкой времени).
В качестве резервных защит от замыканий на землю на линиях АБ и
БВ предусмотрены трех- и четырехступенчатые направленные защиты
нулевой последовательности.
В качестве дополнительных защит на линиях АБ и БВ со стороны
подстанции В применены токовые отсечки. На тупиковой линии к подстанции Г установлены в качестве основных защит: двухступенчатая
максимальная токовая защита с выдержкой времени от междуфазных КЗ
и одноступенчатая направленная токовая отсечка нулевой последовательности от замыкании на землю.
Принятые уставки дистанционных и земляных защит в целом обеспечивают ближнее и дальнее резервирование. Исключение составляет
режим каскадного отключения КЗ у шин подстанции Б и отказа выключателя этой линии на подстанции А, когда дистанционная защита параллельной линии со стороны подстанции Б оказывается нечувствительной.
Последнее требует установки на подстанции А устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ). Отметим, что согласно «Правилам
устройства электроустановок», на всех крупных подстанциях 220 кВ (А,
Б, В) предусматриваются УPOB. Выключатели всех линии оборудуются
устройствами трехфазного несинхронного АПВ однократного действия.
107
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ И РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства электроустановок. – М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2003. –
648 с.
2. Дьяков, А. Ф. Основы проектирования релейной защиты электроэнергетических
систем: учеб. пособие / А. Ф. Дьяков, В. В. Платонов. – М.: Издательство МЭИ, 2000. – 248 с.
3. Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3. Производство, передача и распределение электрической энергии / Под. общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова и др.(гл.
ред. А. И. Попов) – 9-е изд., стер. – М.: Издательство МЭИ, 2004. – 964 с.
4. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 11. Расчет токов короткого замыкания для релейной защиты и автоматики в сетях 110–750 кВ. – М.: Энергия, 1979. – 152 с.
5. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 7. Дистанционная защита линий 35–330 кВ. – М.: Энергия, 1966. – 172 с.
6. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 12. Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110–500 кВ. Расчеты. – М.: Энергия, 1980.
– 88 с.
7. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 10. Высокочастотная блокировка дистанционной и токовой направленной нулевой последовательности защит линий 110–
220 кВ. – М.: Энергия, 1975. – 76 с.
8. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 8. Поперечная дифференциальная направленная защита линий 35–220 кВ. – М.: Энергия, 1970. – 56 с.
9. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 9. Дифференциально-фазная
высокочастотная защита линий 110–330 кВ. – М.: Энергия, 1972. – 114 с.
10. Устройства дистанционной и токовой защит типов ШДЭ 2801 и ШДЭ 2802.
А. Н. Бирг [и др.] – М.: Энергоатомиздат, 1988. – 140 с.
108
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие………………………………………………………..
Глава 1. Общие положения при проектировании релейной защиты электрических сетей…………….………………………….
1.1. Структура, классификация и основные проектные требо-вания к
устройствам релейной защиты……………………………
1.1.1. Структура устройств релейной защиты………………
1.1.2. Классификация защит электрических сетей…………..
1.1.3. Требования, учитываемые при проектировании защит…
1.2. Исходные данные для проектирования………………..….
1.2.1. Номенклатура устройств релейной защиты…………..
1.2.2. Исходные данные сети…………………………………
1.2.3. Основные режимы сети…………………………………
1.3. Расчет токов короткого замыкания………………………..
1.3.1. Общий порядок расчета……………………………….
1.3.2. Составление схемы замещения прямой (обратной) последовательности…………………………………………………
1.3.3. Составление схемы замещения нулевой последовательности……………………………………………………………
1.3.4. Выбор расчетных режимов и вычисление токов короткого замыкания………………………………………………..
1.3.5. Определение параметров отдельных последовательностей,
подводимых к защите при повреждениях……………….
1.3.6. Построение кривых спадания токов короткого замыкания по
линиям………………………………………………...…..
Глава 2. Проектирование релейной защиты электрических сетей для разных видов повреждений…………………………….
2.1. Максимальные токовые защиты от междуфазных повреждений……………………………………….……………….
2.1.1. Общие замечания……………………………………….
109
3
4
4
4
6
7
9
9
13
14
15
15
16
17
21
23
24
27
27
27
2.1.2. Максимальные токовые защиты линий с односторонним питанием……………………………………………………….
2.1.3. Ненаправленные токовые отсечки для линий с двусторонним
питанием……………………………………………….
2.2. Дистанционные защиты от междуфазных повреждений..
2.2.1. Общие замечания……………………………………….
2.2.2. Расчет уставок срабатывания………………………….
2.2.3. Выбор уставок и проверка реле сопротивления по току точной
работы…………………………………………………..
2.2.4. Расчет уставок блокировки при качаниях…………….
2.3. Максимальные токовые защиты от замыканий на землю…
2.3.1. Общие замечания………………………………………..
2.3.2. Расчет уставок срабатывания………………………….
2.3.3. Особенности выбора уставок защиты на параллельных линиях………………………………………………………….
2.3.4. Отстройка от броска намагничивающего тока………..
Глава 3. Проектирование релейной защиты электрических сетей от всех
видов повреждений……………………………………
3.1. Комплектные защиты от всех видов повреждений………
3.1.1. Общие замечания……………………………………….
3.1.2. Особенности расчета уставок дистанционной защиты шкафа
ШДЭ 2801…………………………………………………..
3.1.3. Особенности расчета уставок блокировки при качаниях дистанционной защиты шкафа ШДЭ 2801……………………
3.1.4. Особенности расчета токовых защит нулевой последовательности защиты шкафа ШДЭ 2801………………………..
3.2.
Поперечная
дифференциальная
направленная
защита
параллельных линий………………………………………………..
3.2.1. Общие замечания………………………………………
3.2.2. Расчет комплекта защиты от замыканий на землю…..
3.2.3. Расчет комплекта защиты от междуфазных повреждений…………………………………………………………………..
3.3. Дифференциально-фазная высокочастотная защита…….
3.3.1. Общие замечания……………………………………….
3.3.2. Расчет пусковых органов при симметричных повреждениях……………………………………………………………….
3.3.3. Расчет пусковых органов при несимметричных повреждениях…………………………………………………………..
3.3.4. Расчет органа манипуляции……………………………
Глава 4. Пример расчета релейной защиты и автоматики участка сети
напряжением 220 кВ……………………………………..
110
27
29
32
32
34
38
39
44
44
44
49
49
52
52
52
54
57
58
59
59
60
63
65
65
67
68
71
73
4.1. Пример расчета релейной защиты и автоматики участка сети
напряжением 220 кВ
4.1.1. Составление схемы замещения прямой (обратной) последовательности………………………………………………….
4.1.2. Составление схемы замещения нулевой последовательности……………………………………………………………
4.1.3. Выбор расчетных режимов и вычисление токов короткого замыкания…………………………………………………
4.2. Максимальные токовые защиты от междуфазных повреждений…………………………………………………………
4.2.1. Расчет максимальной токовой защиты для линии с односторонним питанием………………………………………….
4.2.2. Расчет токовых отсечек для линий с двухсторонним питанием…………………………………………………………….
4.3. Дистанционные защиты линий……………………………
4.3.1. Расчет уставок дистанционных защит…………………
4.3.2. Проверка чувствительности реле сопротивления по току точной работы…………………………………………………
4.3.3. Расчет уставок блокировки при качаниях……………..
4.4. Максимальные токовые защиты от замыканий на землю…
4.5.
Поперечная
дифференциальная
направленная
защита
параллельных линий……………………………………………….
4.6. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий...
4.7. Автоматическое повторное включение……………………
4.8. Схема размещения релейной защиты и автоматики……...
Список использованной и рекомендуемой литературы…..….…..
111
73
73
75
77
84
84
86
88
88
91
92
94
97
98
103
106
108
Учебное издание
Анатолий Григорьевич Сошинов
Наталья Юрьевна Шевченко
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ЧАСТЬ I
Учебное пособие
Редактор Л. В. Попова
Компьютерная верстка Н. М. Сарафановой
Темплан 2010 г., поз. № 12К.
Подписано в печать 17. 11. 2010 г. Формат 60×84 1/16.
Бумага листовая. Печать офсетная.
Усл. печ. л. 7,0. Усл. авт. л. 6,81.
Тираж 100 экз. Заказ №
Волгоградский государственный технический университет
400131, г. Волгоград, пр. Ленина, 28, корп. 1.
Отпечатано в КТИ 403874, г. Камышин, ул. Ленина, 5, каб. 4.5
112