МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ЭНЕРГЕТИКЕ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ПЕТЕРБУРГСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

ПОВЫШЕНИЯ КВАЛИФИКАЦИИ РУКОВОДЯЩИХ РАБОТНИКОВ

И СПЕЦИАЛИСТОВ -

(ПЭИпк)

КАФЕДРА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ, СЕТЕЙ И СИСТЕМ

А.Л. Соловьев

Методические указания по выбору

характеристик и уставок защиты электрооборудования с использованием микропроцессорных терминалов серии

SEPAM

производства фирмы

Шнейдер Электрик

Часть первая

г. Санкт-Петербург

2005 СОЛОВЬЕВ АЛЕКСАНДР ЛЕОНИДОВИЧ, кандидат технических наук, доцент

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫБОРУ ХАРАКТЕРИСТИК И УСТАВОК ЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ ТЕРМИНАЛОВ СЕРИИ SEPAM ПРОИЗВОДСТВА ШНЕЙДЕР ЭЛЕКТРИК

Методические указания с примерами

Часть первая

Одобрены и рекомендованы к опубликованию Ученым Советом Института

Протокол № 2 от 27 октября 2004 г.

В первой части рассмотрены методы и примеры выбора времятоковых характеристики и уставок ступенчатых защит сетей 6 - 35 кВ от междуфазных коротких замыканий (КЗ) концерна Шнейдер Электрик серии Sepam. Рассмотрены варианты согласования терминалов Sepam с различными типами реле. Предназначено для специалистов, работающих в области релейной защиты и системной автоматики, эксплуатирующих цифровые защиты серии SEPAM.

Научный редактор: М.А.Шабад, кандидат технических наук, доцент

Издание Петербургского энергетического института повышения квалификации руководящих работников и специалистов

Минпромэнерго РФ

2005

Предисловие

Известная электротехническая фирма "Шнейдер Электрик" выпускает и поставляет в Россию различное электрооборудование и в том числе микропроцессорные (цифровые) реле-терминалы серии SEPAM.

Компания Шнейдер Электрик с 2000 года приступила к выпуску новой серии микропроцессорных защит Sepam 1000+. Применяемые при разработке этой серии технические решения позволили создать фактически универсальные устройства релейной защиты с широким спектром применения в сетях 6-35 кВ. Цифровые терминалы серии Sepam 1000+ обладают всеми стандартными функциями микропроцессорных защит: измерением, релейной защиты, системной автоматики, самодиагностики, диагностики работы коммутационного аппарата и сети, цифрового осциллографирования и имеют связь с системой АСУ по интерфейсу RS-485 c открытым протоколом MODBUS. Данные устройства имеют модульную конструкцию и программное формирование защит. Применяя эти принципы при построении терминалов Sepam компания Шнейдер Электрик предлагает потребителю многофункциональные программируемые устройства для различных применений в системах релейной защиты и системной автоматики. Таким образом, наладив производство трех типов электронных аппаратов: Sepam серии 20, Sepam серии 40 и Sepam серии 80, компания Шнейдер Электрик выпускает целую серию надежных и простых в эксплуатации устройств. Снижение номенклатуры выпускаемой продукции позволило обеспечить более высокую надежность этих устройств. Терминалы Sepam  имеют 16 типов различных времятоковых характеристик защит. Это позволяет использовать эти реле для работы совместно с другими устройствами релейной защиты, включая электромеханические реле.

Sepam серии 20 представляет собой терминал для использования в простых защитах одного присоединения, основанных на измерении токов или напряжений. Например: защита воздушных линий со встроенным АПВ; защита вводов и фидеров подстанции от междуфазных КЗ и замыканий на землю; защита трансформаторов 6-10 кВ малой мощности от перегрузок (в том числе тепловая защита с учетом температуры окружающей среды и двумя группами уставок для разных режимов обдува); защита двигателей от внутренних повреждений и повреждений, зависящих от нагрузки с контролем режима пуска, включая защиту от перегрузок (в том числе термическая защита с учетом температуры окружающей среды и кривой холодного состояния, которую можно отрегулировать в соответствии с характеристиками двигателя). Устройства Sepam серии 20 B21 и B22 с модулями измерения напряжения применяются для контроля напряжения и частоты сети; обнаружения потери питания при помощи органов скорости изменения частоты (для распредустройств с генераторами).

Sepam  серии 40 позволяет одновременно измерять токи и напряжения. Поэтому, в дополнение к функциям Sepam  серии 20, реле Sepam  серии 40 обеспечивает реализацию направленных защит. Sepam серии 40 позволяют выполнить защиты кольцевых сетей или сетей с вводами, работающими параллельно; защиты от замыканий на землю для сетей с глухозаземленной нейтралью, изолированной нейтралью и резистивным заземлением нейтрали. В 40-й серии имеется редактор логических уравнений, позволяющий реализовывать различные функции автоматики. Цифровой осциллограф обеспечивает запись 12 аналоговых и 16 дискретных параметров на временном интервале до 20 секунд. В энергонезависимой памяти реле сохраняются подробный журнал последних 200 аварийных состояний и осциллограммы последних 5 аварийных режимов. Устройства 40 серии позволяют выполнять технический учет электроэнергии.

Sepam серии 80 могут быть использованы для защиты любого электроэнергетического оборудования в сетях 6-35 кВ и силовых трансформаторов 110 (220) кВ. Устройства 80 серии обладают всеми необходимыми защитами, имеют большое число дискретных входов и выходных реле (в максимальном варианте - до 42 входов и 23 выходов), расширенный редактор логических уравнений. Это позволяет применять эти терминалы в устройствах сложной системной автоматики. Терминалы Sepam серии 80 имеют возможность построения (по 30 точкам) и реализации "пользовательской" времятоковой характеристики для токовых защит. Цифровые терминалы Sepam  серии 80 применяются для защиты генераторов средней и большой мощности, трансформаторов 35-220 кВ, мощных синхронных и асинхронных двигателей, трансформаторных вводов с напряжением 6-10 кВ. Функциональное назначение терминалов Sepam  серии 80 и алгоритм работы системной автоматики определяются программным обеспечением сменного картриджа. В программу сменного картриджа также записываются все настройки и регулировки, выполненные пользователем. Заменой картриджа можно изменить назначение цифрового терминала. Для сохранения большого объема записанных осциллограмм аварийных процессов (при исчезновении оперативного питания) применяется литиевая батарея.

Какие функции и параметры срабатывания (уставки) выбрать и задействовать, чтобы стандартное заводское "реле" превратить в "релейную защиту" конкретной электроустановки? Ответам на эти практические вопросы посвящено данное учебное пособие, предназначенное для пользователей цифровых реле-терминалов серии SEPAM.

В учебном пособии по расчетам характеристик и уставок релейной защиты электроустановок с терминалами SEPAM рассматриваются следующие вопросы:

1. Времятоковые характеристики ступенчатых токовых защит сетей 6 и 10 кВ от междуфазных коротких замыканий (КЗ) и от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) в терминалах SEPAM, предназначенных для присоединений 6-35 кВ распределительных сетей России.

2. Выбор рабочих уставок максимальной токовой защиты (МТЗ) по току и по времени при междуфазных КЗ и при ОЗЗ. Рассматриваются варианты использования различных типов реле (терминалов) на питающих и отходящих линиях в сочетаниях: SEPAM – SEPAM, SEPAM – РТ-80(РТВ), SEPAM – SPAC и т.п., а также SEPAM – ПКТ (предохранитель 6 или 10 кВ). Варианты ОЗЗ рассматриваются для разных режимов заземления нейтрали 6 (10) кВ. Приводятся численные примеры расчетов. Рассматриваются варианты выбора рабочих уставок по току и по времени для токовых отсечек, логической защиты шин 6 (10) кВ.

3. Выбор рабочих уставок защит понижающих трансформаторов 6/0,4 кВ и 10/0,4 кВ: токовой отсечки, максимальной токовой защиты, защиты от ОЗЗ, защиты от КЗ на землю в сети 0,4 кВ.

4. Ввод выбранных характеристик и уставок в цифровых терминалах Sepam.

Расчеты уставок релейной защиты и автоматики электрооборудования в России и других странах имеют многолетние традиции, им посвящен ряд изданий [1 - 6]. Современный расчетчик релейной защиты в России эти традиции должен учитывать при использовании российских и зарубежных устройств РЗА, в том числе новых микропроцессорных (цифровых) реле-терминалов серии SEPAM.

1. Выбор уставок защит линий 6-35 кВ

1-1. Основные виды и схемы сетей 6-35 кВ

Распределительные сети 6-35 кВ предназначены для передачи электроэнергии потребителям и состоят из линий электропередачи, питающих ряд трансформаторных подстанций, или вводов к электроустановкам потребителей, а также из трансформаторных подстанций и распределительных пунктов [1,2].

Электрические сети различаются по конструктивному выполнению (воздушные и кабельные линии, токопроводы), по роду тока, напряжения (табл.1-1), по режиму заземления нейтралей трансформаторов, конфигурации, назначению. К распределительным сетям относятся сети переменного тока с номинальным напряжением 0,3835 кВ, а также сети 110 кВ, а иногда и 220330 кВ, не входящие в так называемую основную сеть энергосистемы и предназначенные для питания трансформаторных подстанций.

Таблица 1-1

Межфазные напряжения электрических распределительных

сетей трехфазного тока 50 Гц

Напряжение, кВ

номинальное

наибольшее

среднее

(для расчета токов КЗ)

0,22/0,127

0,38/0,22

0,66/0,38

3

6

10

20

35

110

150

220

330

-

0,4/0,23

0,69/0,4

3,5

6,9

11,5

23,0

40,5

126,0

172,0

252,0

373,0

0,22/0,127

0,4/0,23

0,69/0,4

3,15

6,3

10,5

20,0

37,0

115,0

154,0

230,0

330,0

Сети 635 кВ в России работают с изолированной или резонанснокомпенси-рованной нейтралью. Они характеризуются малыми токами при однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ), т.е. не более 30 А при напряжении 6 кВ и не более 20 А при напряжении 10 кВ. С середины 1990-х годов допускается [2] заземлять нейтраль в сетях 6 и 10 кВ через активное сопротивление (резистор). В режимах с резистивным заземлением нейтрали в зависимости от параметров питающей сети и сопротивления заземляющего резистора значения тока замыкания на землю могут находиться в широких пределах от 4 до 40 А (распределительные устройства собственных нужд некоторых тепловых и атомных электростанций) и до 1000 А в новых городских кабельных сетях.

Что касается сетей напряжением до 1 кВ (в основном сетей 0,4 кВ), работающих в режиме с глухозаземленной нейтралью на стороне низшего напряжения, то значения токов при однофазных КЗ на этой стороне зависят, главным образом, от схемы соединения обмоток питающего трансформатора 6/0,4 кВ или 10/0,4 кВ. При соединения обмоток по схеме при однофазном и трехфазном КЗ значения токов примерно одинаковы. При схеме ток однофазного КЗ может быть в 3 раза меньше, чем при трехфазном КЗ в этой же расчетной точке [9, 10].

Линии распределительных электрических сетей напряжением 6 и 10 кВ часто являются радиальными (рис.1-1).

Рис. 1-1. Радиальная линия 6 или 10 кВ

Пр – предохранитель; Н – нагрузки; В – выключатель; Т – трансформатор.

В распределительных сетях 6 и 10 кВ с двумя и более источниками питания параллельная работа этих источников, как правило, не предусматривается. Сеть работает в разомкнутом режиме с точкой (или точками раздела) и, таким образом, линии работают как радиальные (рис.1-2). В случае КЗ на участках 1-2 и 2-3 аварийная мощность (и ток) имеют направление от источника А к месту КЗ.

Рис. 1-2. Сеть 6(10) кВ с двумя источниками А и В, работающими раздельно

1-5 выключатели.

Однако в ремонтных и аварийных режимах возможен перенос раздела, например, с выключателя 3 на выключатель 1 (рис.1-3). При этом изменяется и направление потока мощности, например, через пункт секционирования 2, как в нормальном, так и в аварийном режиме, например, при КЗ на участке 1-2.

Рис.1-3. Ремонтная схема сети рис.1-2 (в ремонтном или аварийном режимах)

В этом режиме защита на пункте секционирования 2 должна иметь другие уставки по току и по времени, отличные от уставок для нормального режима (рис.1-2). Аналогично и на защите пункта 4 должно быть предусмотрено два набора уставок по току и по времени. Выбор уставок для этих защит производится дважды: один раз для режима по рис.1-2, другой раз для режима по рис.1-3 или ему подобному, но с питанием от источника А при отключенном выключателе 5. Однако в каждом из этих режимов линии рассматриваются как радиальные.

При расчетах уставок релейной защиты таким образом каждая из защит 1-5 рассматривается отдельно для всех режимов работы сети. Для возможности оперативного изменения уставок РЗ 2 и РЗ 4 (возможно, и других) необходимо устанавливать по два комплекта РЗ с аналоговыми реле или по одному цифровому реле с двумя наборами уставок, что проще и дешевле. В реле серии SEPAM имеется возможность использования двух или более наборов уставок. Например, для SEPAM S20 (при включении функции логической селективности) группа уставок А используется для выполнения логической селективности, а группа В как временные уставки. В SEPAM 80 серии (с помощью редактора логических уравнений) при наличии 8 ступеней МТЗ можно реализовать до 8 наборов уставок.

В случаях параллельной работы двух линий (рис.1-4) на приемных концах каждой из них (выключатели 2 и 4), как правило, устанавливается токовая направленная защита с небольшой выдержкой времени. При КЗ на одной из линий её направленная защита быстро отключает свой выключатель на приемном конце, и, таким образом, обе линии становятся радиальными. Известны и другие способы быстрого перевода подобных линий из режима параллельной работы в радиальный режим (поперечная дифференциальная защита на выключателях 2 и 4, защита «слабой связи» на секционном выключателе 5, который на рис.1-4 показан штриховыми линиями). Терминалы SEPAM 40 и 80 серий имеют в своем составе направленные токовые защиты (код ANSI 67).

Рис.1-4. Схема сети с двумя параллельно работающими линиями Л1 и Л2

ТВ - направленная токовая защита SEPAM

Понижающие трансформаторы распределительных сетей различаются мощностями, напряжениями и схемами соединения обмоток (стандартными являются схемы соединения , , , а также и ), диапа- зонами и способами регулирования напряжения, напряжениями КЗ (u_к, %). Защита трансформаторов выполняется в зависимости от этих данных .

1-2. Требования к релейной защите

Релейная защита элементов распределительных сетей должна соответствовать требованиям «Правил устройств электроустановок» [2], которые предъявляются ко всем устройствам релейной защиты: быстродействие, селективность, надежность и чувствительность.

Быстродействие релейной защиты должно обеспечивать наименьшее возможное время отключения коротких замыканий. Быстрое отключение КЗ не только ограничивает область и степень повреждения защищаемого элемента, но и обеспечивает сохранение бесперебойной работы неповрежденной части энергосистемы, электростанции, или подстанции. Быстрое отключение КЗ, как известно, предотвращает нарушение устойчивости параллельной работы синхронных генераторов и синхронных электродвигателей, облегчает самозапуск электродвигателей, повышает вероятность успешных действий устройств автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического включения резервного питания (АВР).

Селективным (избирательным) действием защиты называется такое действие, при котором автоматически отключается только поврежденный элемент электроустановки (трансформатор, линия, электродвигатель и т.п.).

Требования селективности и быстродействия наиболее просто удовлетворяются при использовании защит, обладающих абсолютной селективностью, как, например, дифференциальные защиты трансформаторов, линий и других элементов энергосистемы. По принципу действия они не срабатывают при КЗ на смежных элементах и поэтому выполняются с мгновенным действием на отключение поврежденного элемента. Но такие защиты не могут использоваться в качестве резервных при КЗ на смежных элементах, для этих целей применяются защиты, обладающие относительной селективностью (максимальные токовые, дистанционные), которые в общем случае должны выполняться с выдержками времени [3]. Время срабатывания этих защит в распределительных сетях выбирается, как правило, только по условию селективной работы при КЗ. Но могут быть случаи, когда требуется снижение времени отключения КЗ даже в ущерб селективности.

«Правила» [1] допускают неселективное действие защиты, исправляемое последующим действием устройств АПВ или АВР, в следующих случаях:

- для быстрого отключения КЗ с целью предотвращения нарушения устойчивой работы энергосистемы или электроустановок потребителей;

- при использовании упрощенных главных электрических схем подстанций с отделителями в цепях трансформаторов (или линий), которые отключаются в бестоковую паузу; это же допущение может быть отнесено к линиям, питающим трансформаторы, защищаемые плавкими предохранителями.

Допустимое время отключения КЗ по условиям предотвращения нарушения устойчивости работы энергосистемы или электроустановок потребителей определяется службами (группами) электрических режимов энергосистемы. Приближенно считается, что защита должна действовать без замедления при всех КЗ, обуславливающих остаточные напряжения ниже (0,6  0,7) U_ном на сборных шинах, через которые осуществляется параллельная работа синхронных машин или питаются ответственные потребители.

Быстрое отключение КЗ может потребоваться и для сохранения в целости линий с малым сечением проводов, не обладающих необходимой термической стойкостью при имеющемся уровне токов КЗ.

Во всех остальных случаях действие защит с относительной селективностью может происходить с некоторым замедлением, однако следует стремиться к тому, чтобы замедление было минимальным. Это возможно при использовании современных цифровых реле и выключателей, при умелом применении обратнозависимых времятоковых характеристик токовых реле максимальных защит, что рассмотрено далее.

Надежность функционирования релейной защиты предполагает надежное срабатывание устройства при появлении условий на срабатывание и надежное несрабатывание устройства при их отсутствии. Надежность функционирования релейной защиты должна обеспечиваться устройствами, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению и условиям применения, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

Однако многолетний опыт обслуживания аналоговых устройств РЗА, которые пока составляют большую часть работающих реле, показывает, что несмотря на проведение периодических трудоемких профилактических проверок, нет гарантии исправного состояния аналоговых реле. Цифровые реле SEPAM обладают функцией непрерывной диагностики.

Наряду с выполнением всех необходимых мероприятий по обеспечению надежности функционирования устройств релейной защиты должно предусматриваться резервирование возможных отказов защит или выключателей. «Правила» [1] указывают на необходимость установки резервных защит, обеспечивающих дальнее резервирование, т.е. способность действовать при КЗ на смежных линиях в случае отказа собственной защиты или выключателя поврежденной линии (шин, трансформатора и т.п.).

Если дальнее резервирование не обеспечивается, то должно осуществляться ближнее резервирование, т.е. установка двух или более независимых устройств защиты, резервирующих друг друга. Как правило, в сетях 110 кВ и выше также выполняются специальные устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ).

В тех случаях, когда полное обеспечение дальнего резервирования связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно, «Правила» допускают не резервировать отключения КЗ за трансформатором, на реактированных линиях, в конце длинного смежного участка линии напряжением 6-35 кВ, а также на линиях напряжением 110 кВ и выше при наличии ближнего резервирования. Допускается осуществлять дальнее резервирование только при наиболее частых видах повреждения (например, при КЗ на землю в сетях 110 кВ и выше, которые составляют примерно 85% всех видов КЗ). Допускается предусматривать неселективное действие защиты при КЗ на смежных элементах (при дальнем резервном действии) с обесточиванием в отдельных случаях подстанций; при этом следует по возможности обеспечивать исправление этих неселективных отключений действием устройств АПВ или АВР.

Чувствительностью релейной защиты называют ее способность реагировать на все виды повреждений и аварийные режимы, которые могут возникать в пределах основной защищаемой зоны и зоны резервирования. Оценка чувствительности основных типов релейных защит должна производится при помощи коэффициентов чувствительности, значения которых для разных типов защиты и реле указываются в «Правилах» [1]. Определение коэффициентов чувствительности производится при наиболее неблагоприятных видах повреждения, но для реально возможного режима работы электрической системы. Все короткие замыкания при этом рассматриваются как металлические, т.е. не учитываются возможные переходные сопротивления в месте КЗ и в том числе сопротивление электрической дуги. Исключение составляют сети напряжением до 1 кВ [9].

Если при расчете коэффициентов чувствительности выясняется, что возможно неселективное действие защиты последующего (питающего) элемента из-за отказа вследствие недостаточной чувствительности защиты предыдущего элемента, то чувствительность этих защит необходимо согласовать между собой. Методы и примеры согласования чувствительности однотипных и разнотипных защит смежных элементов, обеспечивающих их селективную работу, рассматриваются в [6]. Вместе с тем «Правила» допускают не согласовывать между собой чувствительность тех ступеней защит смежных элементов, которые предназначены для дальнего резервирования, если неотключение КЗ вследствие недостаточной чувствительности последующего (питающего) элемента, например, автотрансформатора, может привести к тяжелым последствиям. Решение об отказе согласования чувствительности защит должно утверждаться руководством энергетического предприятия наряду с решением о вынужденном выполнении неселективных защит или других отступлений от основных требований к релейной защите. В России действует Инструкция по учету действий РЗА, где оговариваются условия оформления возможных неправильных действий РЗА как заранее допущенных (издание 1990 г.).

1-3. Общие требования к расчету (выбору уставок) релейной защиты

Расчет релейной защиты заключается в выборе рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) как отдельных реле, так и многофункциональных устройств защиты, в том числе терминалов серии SEPAM. Во всех существующих и разрабатываемых устройствах защиты должна быть предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания в определенных пределах. Но только правильный выбор и установка рабочего параметра превращают «реле» в «релейную защиту» конкретной электроустановки!

Традиционно выбор рабочих характеристик и уставок («настройка») РЗА производится в расчете на «наихудший случай», учитывая что неправильное действие РЗА может привести к нарушению электроснабжения. И даже при том, что действие было оформлено как заранее допущенное (см. выше), ущерб от неселективного срабатывания и, тем более, отказа РЗА может вызвать непредвиденные тяжелые последствия и для потребителей, и для электроснабжающего предприятия.

Для выполнения расчета релейной защиты (выбор рабочих характеристик и уставок) прежде всего необходимы полные и достоверные местные исходные данные, к которым относятся:

- первичная схема защищаемой сети и режимы ее работы (с указанием, как создаются рабочие и ремонтные режимы – автоматически или неавтоматически);

- сопротивление и ЭДС (или напряжения) питающей системы для максимального и минимального режимов ее работы (или мощности КЗ);

- режимы заземления нейтралей силовых трансформаторов;

- параметры линий, трансформаторов, реакторов и т.д.;

- значения максимальных рабочих токов линий, трансформаторов и т.п. в рабочих, ремонтных и послеаварийных режимах;

- характеристики электроприемников (особенно крупных электродвигателей);

- типы выключателей;

- типы и параметры измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения с указанием мест их установки в схеме сети;

- типы и параметры срабатывания (уставки) существующих устройств защиты и автоматики на смежных элементах (как питающих, так и отходящих);

- типы и принципиальные схемы устройств релейной защиты и автоматики, подлежащих расчету [7].

Для обеспечения селективности РЗ рабочие уставки защит с относительной селективностью на смежных элементах (линиях, трансформаторах) должны быть согласованы между собой. Для максимальных токовых защит речь идет о согласовании по току (чувствительности) и по времени. Поэтому выбор уставок следует производить, как правило, не для одного элемента, а для участка сети, причем «попарно». В каждой паре одна, например, линия и её защита будут называться «предыдущими» или нижестоящими (downstream), а другая линия (защита), расположенная ближе к источнику питания – «последующей» или вышестоящей (upstream). В течение производства расчета пары и названия элементов будут изменяться, т.е. та РЗ, которая была вышестоящей (последующей) может стать предыдущей в паре с РЗ питающей линии (трансформатора). Выбор уставок в такой сети ведется от наиболее удаленного элемента по направлению к источнику питания.

При необходимости расчета уставок защиты одного вновь включаемого элемента надо согласовать выбранные уставки с уставками существующих защит, по возможности не изменяя последних.

В общем случае релейная защита не должна ограничивать возможности полного использования основного электрического оборудования сети. Однако при разработке режимов работы сети, в свою очередь должны учитываться и технические возможности типовых устройств релейной защиты. Не исключено, что по результатам расчета уставок некоторые редкие режимы могут быть запрещены.

Необходимо комплексное рассмотрение вопросов релейной защиты и противоаварийной автоматики сети (АПВ, АВР, делительных устройств, автоматического секционирования) [6].

Немаловажное значение имеет оформление материалов РЗА.

Расчет уставок должен состоять, как правило, из разделов:

1. Исходные данные (с указанием источников информации).

2. Расчет токов КЗ.

3. Выбор уставок (с необходимым графическом материалом в виде схем, карт селективности и др.).

4. Результаты расчета. Этот раздел должен содержать окончательно выбранные характеристики, уставки и данные для регулировки (программирования терминалов).

Рекомендуется прикладывать к расчету схему сети с условными обозначениями типов устройств релейной защиты и указанием выбранных уставок. В характерных точках сети на схеме могут быть приведены значения токов КЗ.

На основании расчета составляются задания на наладку защиты каждого из элементов сети.

Задание на наладку защиты должно содержать:

1. наименование и технические данные защищаемого элемента (необходимые для расчета токов КЗ и уставок защиты);

2. тип, коэффициент трансформации, схему соединения и место установки трансформаторов тока и, при необходимости, трансформаторов напряжения;

3. номера принципиальных схем релейной защиты, автоматики и управления защищаемого элемента, дату их выпуска и наименование организации, выпустившей эти схемы (или одну общую схему);

4. рабочие уставки терминалов (реле); для токовых реле, имеющих обратную зависимость времени действия от тока, дополнительно указываются ток и время срабатывания, соответствующие независимой части характеристики, а при необходимости особенно точной настройки – ещё несколько контрольных точек (тока и времени) в зависимой части характеристики (например, при вынужденном уменьшении ступени селективности); для цифровых реле (терминалов) дополнительно указываются наименования времятоковых характеристик, их коды и другие параметры настройки в соответствии с [7].

В примечании к заданию должны указываться расчетные условия, для которых выбраны рабочие уставки: максимальные рабочие токи защищаемого элемента, режимы его работы и т.п. При необходимости указываются сменные уставки. В задании следует привести конкретные указания по эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики (если таковые имеются), которые затем будут включены в инструкцию для оперативного дежурного персонала.

Задание должно быть согласовано с организацией, эксплуатирующей энергетический объект, от которого получает питание защищаемый элемент.

Все сделанные расчеты и задания на наладку должны регистрироваться в специальных журналах.

Особенности расчета уставок для цифровых устройств Sepam

Для цифровых терминалов SEPAM уставки рассчитываются и задаются в первичных величинах или в процентах от номинальных значений (в зависимости от типа применяемых защит). Защиты SEPAM имеют две группы уставок. Одна из которых может называться основной (А), другая – резервной (В). Перевод SEPAM с одной группы уставок на другую выполняется в режиме настройки терминала. Следует отметить, что в терминалах SEPAM группы уставок А и В реализуются только для токовых защит 50/51, 50N/51N, 67 и 67N/67NC.

1-4. Основные условия расчета ступенчатых токовых защит линий от междуфазных КЗ

Микропроцессорные терминалы SEPAM обладают многими достоинствами: простой ввод уставок, возможность работы в составе АСУ, выполняют диагностику состояния выключателя, ведут осциллографирование аварийных процессов и др.

В числе достоинств цифровых реле – возможность выбора любой из нескольких времятоковых характеристик, «записанных» в памяти токового модуля. Пять типов обратнозависимых времятоковых характеристик в цифровых реле SEPAM приняты по стандарту МЭК (IEC 60255-3), еще один повторяет характеристику электромеханического (индукционного) реле RI (Швеция, фирма ASEA, 1900^е г.г.). Также можно использовать фиксированное время срабатывания, т.е. время, которое не зависит от значения тока в реле при междуфазном КЗ (рис.1-5). Наряду со стандартом МЭК в цифровых реле SEPAM использованы стандарты IEEE (C-37112), IAC.

Использование цифровых (микропроцессорных) реле не освобождает от необходимости предварительной настройки каждого реле и, в первую очередь, выбора только одной из заложенных в реле времятоковой характеристики для каждой ступени токовой защиты, главным образом – для наиболее чувствительной ступени, называемой максимальной токовой защитой (МТЗ).

Рис.1-5. Примеры времятоковых характеристик реле SEPAM

В технических описаниях цифровых реле, также как и в стандартах МЭК, IEEE, IAC времятоковые характеристики МТЗ заданы математическими формулами. Для построения этих характеристик с целью их согласования с характеристиками других защитных аппаратов (реле и плавких предохранителей) необходимо знать основные традиционные условия выбора уставок максимальных токовых защит (токов срабатывания, характеристик, времени срабатывания).

Сравнительный анализ разных типов обратнозависимых времятоковых характеристик цифровых реле и российских аналоговых реле РТВ-I, II, III, РТ-80, а также времятоковых характеристик российских плавких предохранителей типа ПКТ показал, что в большинстве случаев наиболее подходящей для России является "стандартная обратнозависимая", или "нормальная", характеристика (МЭК) и ей подобные характеристики стандартов IEEE ("умеренно обратнозависимая") и IAC ("обратнозависимая"). Однако, может возникнуть необходимость использования и других типов характеристик. Это будет рассмотрено далее в примерах.

Для электрических сетей с непостоянным режимом питания в цифровых реле SEPAM предусмотрена возможность выставления двух (А и В) наборов уставок по току и по времени, один из которых может автоматически или по внешней команде заменить другой. Выбор уставок для таких сетей производится дважды: сначала для одного режима питания сети (“нормального”), а затем для другого (“аварийного”).

Таким образом, в результате расчета трехступенчатой (четырехступенчатой) максимальной токовой защиты должны быть выбраны ток срабатывания и время срабатывания каждой ступени защиты, а для МТЗ - обратнозависимая времятоковая характеристика или независимая характеристика времени срабатывания защиты (рис.1-6).

Традиционно все токовые реле защиты от междуфазных КЗ выполняются многоступенчатыми. Первое аналоговое индукционное реле RI (РТ-80) выполняет двухступенчатую защиту, имея в своей конструкции защиту первой ступени (отсечку) и МТЗ с обратнозависимой времятоковой характеристикой. Однако, для выполнения многоступенчатой токовой защиты в трехфазном исполнении требуется большое количество аналоговых реле. В цифровых реле эта защита размещается в одном модуле.

Рис.1-6. Примеры времятоковых характеристик токовых защит

Ток срабатывания у отсечек значительно больше, чем у максимальной токовой защиты. Отсечки поэтому называют "грубыми" ступенями защиты, а МТЗ - "чувствительной" ступенью, которая обеспечивает отключение коротких замыканий не только на защищаемом элементе, но и при необходимости на смежных элементах (предыдущих или нижестоящих, "downstream"), выполняя функции «дальнего резервирования».

Условные обозначения типов характеристик МТЗ в России:

- независимая времятоковая характеристика (рис.1-6, б);

-обратнозависимая от тока времятоковая характеристика (рис.1-6, а).

1-5. Расчеты рабочих уставок максимальной токовой защиты линий (МТЗ)

Расчет уставок ступенчатых токовых защит рекомендуется начинать с наиболее чувствительной ступени, т.е. МТЗ.

Ток срабатывания МТЗ выбирается в амперах (первичных) по трем условиям:

• несрабатывания защиты 2РЗ при сверхтоках послеаварийных перегрузок, т.е. после отключения короткого замыкания на предыдущем элементе (рис.1-7);

Рис.1-7. Расчётная схема для выбора уставок релейной защиты (РЗ)

- согласования чувствительности защит последующего и предыдущего элементов (Л2 и Л1 на рис.1-7);

- обеспечения достаточной чувствительности при КЗ в конце защищаемого элемента (основная зона) и в конце каждого из предыдущих элементов (зоны дальнего резервирования).

Предыдущий элемент можно называть “нижестоящим” (downstream), а последующий – “вышестоящим” (upstream).

По первому из этих условий ток срабатывания МТЗ на Л2 выбирается по стандартному выражению:

, (1-1)

где k_н - коэффициент надежности несрабатывания защиты; k_в- коэффициент возврата максимальных реле тока; k_сзп - коэффициент самозапуска нагрузки, отражающий увеличение рабочего тока I_{раб.макс} за счет одновременного пуска всех тех электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время короткого замыкания. При отсутствии в составе нагрузки электродвигателей напряжением 6 кВ и 10 кВ и при времени срабатывания МТЗ более 0,3 с можно принимать значения k_сзп  1,1  1,3.

Значения коэффициентов k_н и k_в для цифровых реле SEPAM и подобных соответственно 1,1 и 0,935  5 %.

Максимальные значения коэффициента самозапуска при значительной доле электродвигательной (моторной) нагрузки определяются расчетом для конкретных условий, но обязательно при наиболее тяжелом условии пуска полностью заторможенных электродвигателей.

Максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента I_{раб.макс} определяется с учетом его максимально допустимой перегрузки. Например, для трансформаторов 10 и 6 кВ мощностью до 630 кВА в России допускается длительная перегрузка до 1,6  1,8 номинального тока, для трансформаторов двухтрансформатор-ных подстанций 110 кВ до 1,4  1,6 номинального тока. Для некоторых элементов перегрузка вообще не допускается (кабели напряжением выше 10 кВ, реакторы). Значения допустимых максимальных нагрузок определяют диспетчерские службы.

По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущих элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению:

, (1-2)

где k_н.с - коэффициент надежности согласования, значения которого зависят от типа токовых реле и принимаются в пределах от 1,1 при согласовании терминалов SEPAM с реле типа РТ-40, РСТ, SEPAM и SPAC до 1,3  1,4 при согласовании SEPAM с реле прямого действия типа РТВ; k_р - коэффициент токораспределения, который учитывается только при наличии нескольких источников питания, а при одном источнике питания равен 1; - наибольшая из геометрических сумм токов срабатывания максимальных токовых защит параллельно работающих предыдущих элементов n (рис.1-8); при разнице между углами фазового сдвига напряжения и тока для всех предыдущих элементов n не более 50 градусов допустимо арифметическое сложение вместо геометрического; - геометрическая сумма максимальных значений рабочих токов всех предыдущих элементов (N), за исключением тех, с защитами которых производится согласование (n); при примерно однородной нагрузке практически допустимо арифметическое сложение вместо геометрического, что создает некоторый расчетный запас [5].

Рис.1-8. Схема электрической сети с параллельно работающими предыдущими элементами 3,4 и 5-7, поясняющая условие (1-2) согласования чувствительности максимальных токовых защит последующих и предыдущих элементов.

Например, для каждой из предыдущих линий 2-7 (рис.1-8) значения рабочего тока I_{раб.макс} = 100 А; ток срабатывания у защит 5-7 линий, работающих параллельно (n = 3), одинаков: I_с.з = 300 А. Тогда ток срабатывания максимальной токовой защиты последующей линии 1 по условию (1-2) при k_н.с = 1,1 должен быть

I_с.з.1  1,1  (3  300 + 3  100)  1320 А.

Установив такой ток срабатывания защиты последующей линии 1, можно быть уверенным в том, что ее измерительные органы сработают лишь при таких значениях тока КЗ, при которых обеспечивается срабатывание защит предыдущих элементов. При этом учитывается возможность распределения тока КЗ по двум или трем параллельно работающим предыдущим линиям или трансформаторам. Параллельная работа более чем трех элементов осуществляется очень редко.

Правила устройства электроустановок в России [2] требуют выполнять согласование чувствительности защит во всех случаях, когда возможно действие защиты последующего элемента (линия 1 на рис.1-8) из-за отказа вследствие недостаточной чувствительности защиты предыдущего элемента. Надо отметить, что в распределительных сетях, где в основном и применяются максимальные токовые защиты, весьма вероятны отказы защит из-за недостаточной чувствительности при КЗ в зонах дальнего резервирования.

Например, при удаленных КЗ на линиях при отказе собственной защиты или выключателя (линия 8 на рис.1-8) или при этих же условиях при КЗ в трансформаторах, в электродвигателях, за реакторами и т.п., когда значения токов КЗ невелики и близки к токам срабатывания защит последующих элементов (линий 5-7 на рис.1-8). Защиты этих элементов находятся на грани срабатывания и могут отказать. В это же время по последующему элементу 1 проходит суммарный ток: ток КЗ и нагрузки, и его защита может сработать неселективно.

Наиболее тяжелыми условия согласования чувствительности максимальных токовых защит оказываются при параллельно работающих предыдущих элементах, при разнотипных времятоковых характеристиках согласуемых защит (в том числе и плавких предохранителей), а также при установке на предыдущих элементах дистанционных защит [6].

Из полученных по выражениям (1-1) и (1-2) значений токов срабатывания защиты выбирается наибольшее.

Цифровые реле SEPAM имеют плавную регулировку токов срабатывания (уставок). Многие электромеханические реле в России имеют ступенчатую регулировку тока срабатывания (РТВ, РТ-80).

Оценка эффективности защиты производится с помощью коэффициента чувствительности k_чув, который показывает, насколько ток в реле защиты при разных видах КЗ превышает ток срабатывания I_с.р (уставку):

, (1-3)

где I_р.мин - минимальное значение тока в реле при наименее благоприятных условиях, А. При определении значения этого тока необходимо учитывать вид и место КЗ, схему включения измерительных органов (реле) защиты, а также реально возможные минимальные режимы работы питающей энергосистемы, при которых токи КЗ имеют наименьшие значения.

Минимальные значения коэффициента чувствительности защит должны быть не менее чем требуется «Правилами» [2]. Например, для максимальной токовой защиты они должны быть не менее 1,5 при КЗ в основной зоне защиты и около 1,2 при КЗ в зонах дальнего резервирования, т.е. на предыдущих (нижестоящих) элементах.

Для выбора минимального значения тока в реле рассматриваются все виды КЗ. Например, для двухфазной схемы максимальной токовой защиты при КЗ на защищаемых линиях минимальное значение тока в реле следует рассчитывать при двухфазных КЗ. При тех же видах КЗ за трансформаторами со схемами соединения обмоток Y/-11 или /Y важно учесть схему защиты: для двухрелейной схемы расчетное значение I_р.мин = 0,5  I_2к⁽³⁾, а для трехрелейной I_р.мин = I_2к⁽³⁾ и, следовательно, чувствительность защиты повышается в 2 раза и получается одинаковой при трехфазном и всех видах двухфазных КЗ. Здесь надо отметить, что чувствительность защиты оценивается по наибольшему из вторичных токов, проходящих в измерительных реле защиты, хотя бы и в одном из трех реле, поскольку все реле самостоятельно действуют на логическую часть защиты. Цифровые реле SEPAM можно подобрать с модулями МТЗ 2I> или 3I> в зависимости от требований чувствительности при КЗ за трансформаторами.

Для токовых защит линий напряжением 6 - 110 кВ с включением токовых реле на фазные токи (схемы полной и неполной звезды) расчет коэффициента чувствительности может производиться по первичным значениям токов КЗ и срабатывания защиты:

, (1-4)

Для оценки чувствительности токовых защит силовых трансформаторов лучше пользоваться выражением (1-3).

Увеличение чувствительности МТЗ может быть достигнуто несколькими способами, в том числе:

- уменьшением тока срабатывания, выбранного по условиям (1-1) и (1-2), путём использования цифровых реле SEPAM со значениями k_в = 0,935  5 % и k_н = 1,1, а также путём снижения тока самозапуска с помощью предварительного отключения части электродвигателей;

- увеличением тока I_{к мин} путём уменьшения длины защищаемой основной зоны с помощью установки автоматических секционирующих выключателей с МТЗ;

- допущением неселективных срабатываний МТЗ линий при малых значениях тока при маловероятных КЗ внутри трансформаторов, подключенных к этой линии через плавкие предохранители типа ПКТ напряжением 6 или 10 кВ.

В некоторых случаях «Правила устройства электроустановок» допускают невыполнение дальнего резервирования, например, при КЗ за трансформаторами, на реактированных линиях, линиях 110 кВ и выше при наличии ближнего резервирования, а также при КЗ в конце длинного смежного (предыдущего) участка линии 6-35 кВ [1].

Выбор времени срабатывания и типа времятоковой характеристики МТЗ.

Выдержка времени максимальных токовых защит вводится для замедления действия защиты с целью обеспечения селективности действия защиты последующего элемента по отношению к защитам предыдущих элементов. Для этого выдержка времени (или время срабатывания) защиты последующей линии Л2 (рис.1-7) выбирается большей, чем у защит предыдущих элементов, например, линии Л1:

t_{с.з.посл} = t_{с.з.пред} + t . (1-5)

При этом обеспечивается селективное (избирательное) отключение в первую очередь ближайшего к месту КЗ выключателя. Тем самым предотвращаются дополнительные излишние отключения неповрежденных элементов.

Величина t - ступень селективности или ступень времени (time interval). Её значение выбирается в зависимости от точности работы защитных устройств и времени отключения выключателей.

Значение t для защит SEPAM с независимой характеристикой определяется, главным образом, точностью отработки ступени селективности предыдущей защитой.

Ступень селективности защиты для терминалов SEPAM по времени выбирается из выражения:

t = t_откл + t_возвр + t_погр1 + t_погр2 + t_зап , (1-6)

где: t_откл – время действия (отключения) выключателя (при отсутствии паспортных данных принимают t_откл=0,06 с); t_возвр – время возврата защиты. Для реле SEPAM t_возвр =0,05 с; t_погр1 – погрешность срабатывания по времени для предыдущей защиты, t_погр2 – погрешность срабатывания по времени для последующей защиты; t_зап – время запаса надежности срабатывания реле (t_зап=0,1 с). Погрешность срабатывания цифровых реле серии SEPAM по времени не превышает 2 % от значения уставки, но не больше значения 25 мс. С учетом вышеизложенного ступень селективности по времени для терминалов SEPAM составляет 0,3 с.

При использовании в предыдущих защитах реле РВ и ЭВ – 110 и 120 (пределы измерений 1,3 и 3,5 с) принимается среднее значение t=0,4 с. Если предыдущая защита выполнена без реле времени (токовая отсечка), то допускается, при необходимости, принимать ступень селективности t=0,3 с. Если предыдущая защита выполнена с применением реле времени РВ или ЭВ-120, то ступень селективности t=0,5 с.

При согласовании терминалов SEPAM с полупроводниковыми (статическими) реле временная ступень селективности определяется из паспортных данных на эти реле. Опыт работы с полупроводниковыми органами выдержки времени (например: РВ-01, ЯРЭ) показывает на возможность применения t=0,3-0,4 с.

Для согласования SEPAM с электромеханическими реле с зависимой характеристикой времени срабатывания РТ-80 или РТ-90 ступень селективности принимают t=0,6 с и t=0,8 с для реле РТВ.

Ступень селективности t должна обеспечиваться:

а) при согласовании защит с зависимыми характеристиками – при максимальном значении тока КЗ в начале предыдущего участка; такое согласование позволяет в ряде случаев ускорять отключение КЗ (см. примеры расчетов).

б) при согласовании защит с независимой и зависимой характеристиками – при токе срабатывания последующей защиты с независимой характеристикой.

Уменьшение времени действия последующих защит может быть достигнуто путем увеличения их тока срабатывания, если это не противоречит требованию чувствительности.

Недостатком максимальных токовых защит является «накопление» выдержек времени, особенно существенное для головных элементов в многоступенчатых электрических сетях. Для преодоления этого недостатка используются цифровые устройства защиты SEPAM, позволяющие реализовать функцию логической селективности.

Известным способом ускорения отключения КЗ является использование двух и особенно трёхступенчатых цифровых защит. Это будет показано в примерах, а также применением алгоритма логической селективности защит при использовании цифровых терминалов.

В ряде случаев существенное снижение времени отключения КЗ достигается путем использования токовых защит с обратнозависимыми от тока времятоковыми характеристиками. При одном и том же значении тока КЗ, проходящего через две смежные защиты с разными токами срабатывания, эти защиты имеют различное время срабатывания по причине разной кратности тока в их измерительных органах (multiplеs of picкup).

Например, на рис.1-9 показана сеть с тремя последовательно включенными линиями и защитами 1, 3, 5. У каждой из этих защит выбираются разные значения токов срабатывания I_с.з по условиям (1-1), (1-2) и соответственно, по-разному располагаются на карте селективности их времятоковые характеристики 1, 3, 5. По мере приближения условной точки КЗ к источнику питания значения токов КЗ возрастают, но отношение I_к /I_с.з может оставаться примерно неизменным, как и время срабатывания реле, автоматически вычисляемое по этому отношению (кратности тока КЗ I_*).

Рис.1-9. Пример согласования обратнозависимых (инверсных) характеристик 1, 3, 5

Как видно из рис.1-9, это достигается выбором разных значений токов срабатывания защит соседних элементов: у защиты 3 большего значения, чем у защиты 1, а у защиты 5 – большего, чем у защиты 3. При приближении точки КЗ к источнику питания значения токов КЗ увеличиваются и, например, при КЗ линии Л3 ее защита 5 сработает также быстро, как защита 1 при КЗ на своей линии Л1 (наиболее удаленной от источника питания).

Использование обратнозависимых времятоковых характеристик реле, по сравнению с независимыми, также позволяет значительно лучше согласовать время действия последующей релейной защиты SEPAM с предыдущим защитным устройством, выполненным плавкими предохранителями, поскольку у них однотипные зависимости времени срабатывания от значения тока КЗ. Эти и другие преимущества обратнозависимых времятоковых характеристик максимальных токовых защит объясняют столь долгое существование этих характеристик и необходимость их реализации и в электромеханических, и в микропроцессорных реле, в том числе SEPAM.

При использовании любых токовых защит с обратнозависимыми времятоковыми характеристиками их согласование традиционно производится с помощью графиков. Характеристики защит строятся в осях координат «ток-время», причем ординаты представляют время, а абсциссы – ток. Могут быть графики с логарифмическими шкалами тока и времени (например, при согласовании характеристик устройств релейной защиты и плавких предохранителей) или с пропорциональными шкалами. Может быть и так, что одна из шкал логарифмическая, а другая пропорциональная.

На шкале токов должны быть указаны первичные токи, причем соответствующие какой-то одной ступени напряжения.

Согласование характеристик зависимых защит по времени начинается с определения расчетной точки повреждения и соответствующего ей расчетного тока КЗ, что зависит от типов и уставок защит последующего и предыдущего элементов.

Как правило, токовые защиты реагируют на одни и те же величины: на токи в фазах защищаемых линий. В редких случаях одна из защит может иметь другое исполнение, например, использовать разность двух фазных токов (так называемая «восьмерка»).

Рис.1-10. Времятоковые характеристики цифровых реле SEPAM по стандарту МЭК:

SIT, VIT, EIT и RI-характеристика, построенные для точки: I_* = 2; t_с.з =1,5 с

Далее в примерах показано согласование времятоковых характеристик для нескольких пар защитных устройств: защиты и плавкого предохранителя, зависимых защит при отсутствии и при наличии токовой отсечки, независимой и зависимой характеристик при одиночной и параллельных предыдущих линиях. В этих примерах учитываются и токи нагрузки неповрежденных элементов, которые проходят через последующую защиту в сумме (арифметической) с током короткого замыкания поврежденного предыдущего элемента. В ряде случаев пренебрежение токами нагрузки может привести к неправильному выбору уставок защиты последующего элемента и, как следствие, к ее неселективному срабатыванию при КЗ на предыдущем элементе.

Времятоковые характеристики разных типов имеют различную степень крутизны. Для семейства характеристик SEPAM по стандарту МЭК время срабатывания вычисляется по формуле:

,

где постоянные коэффициенты , , k определяют крутизну зависимых времятоковых характеристик и имеют следующие значения:

Характеристические кривые

k





Стандартная обратнозависимая выдержка времени SIT /А

0.14

0.02

2.97

Очень обратнозависимая выдержка времени VIT или LTI /В

13.5

1

1.5

Чрезвычайно обратнозависимая выдержка времени EIT /С

80

2

0.808

Коэффициент T позволяет выбрать кривую, проходящую через определенную точку (I_*, t_с.з). Значение T равно времени срабатывания защиты t_с.з при токе КЗ, превышающем уставку в 10 раз: при I_* = 10 время срабатывания t_с.з = T.

При выборе наиболее подходящей характеристики в России следует начинать со стандартной обратнозависимой характеристики по стандарту МЭК (рис.1-11). Далее следует определить относительное значение расчетного тока (кратность) I_* = I_к / I_с.з. Имеется в виду, что ток срабатывания защиты I_с.з ранее уже выбран по условиям (1-1), (1-2) и (1-4).

Необходимое время срабатывания защиты t_с.з выбирается по условию (1-5). Для вычисления «временного» коэффициента T используется выражение (1-7):

T = . (1-7)

В момент КЗ время срабатывания защиты при выбранном типе характеристики, известном I_с.з и выбранном по выражению (1-7) коэффициенте T определяется автоматически по выражению (1-8):

. (1-8)

Вместо коэффициента T можно использовать так называемый "коэффициент усиления" TMS, равный отношению T/. Тогда формулы (1-7) и (1-8) примут вид:

TMS = (1-9)

. (1-10)

Для построения конкретной характеристики t = f(I_к) следует задаться несколькими значениями тока КЗ (см. примеры).

Специальная характеристика семейства типа RI математически выражается формулой:

, (1-11)

где обозначения такие же, как в выражении (1-8).

Это семейство не входит в стандарт МЭК и используется в тех странах, где еще могут находиться в эксплуатации аналоговые индукционные реле типа RI фирмы ASEA-ABB. В России, как правило, нецелесообразно использовать характеристики этого семейства (см. примеры).

Рис.1-11. Стандартная ("нормальная") обратнозависимая характеристика SEPAM по МЭК (SIT/A) при разных значениях TMS

Терминалы SEPAM позволяют выбрать одну из 16 обратнозависимых времятоковых характеристик:

• 6 кривых, совместимых с предыдущими сериями Sepam 15, Sepam 1000 и Sepam 2000.

1. Standard inverse time (SIT)

2. Long time inverse (LTI)

3. Very inverse time (VIT)

4. Extremely inverse time (EIT)

5. Ultra inverse time (UIT)

6. RI curve

Для кривых SIT, LTI, VIT, EIT, UIT приняты формулы МЭК (IEC 60255-3), но при токе менее 1,2 I_с.з защита не работает.

• 7 кривых по стандартам МЭК (IEC 60255-3) и IEEE:

7. IEC SIT/A

8. IEC LTI/B

9. IEC VIT/B

10. IEC EIT/C

11. IEEE Moderately inverse/D

12. IEEE very inverse/E

13. IEEE extremely inverse/F

Для этих кривых защита начинает срабатывать при токе равном I_с.з.

• 3 кривые по стандарту IAC:

14. IAC inverse (IAC IT)

15. IAC very inverse (IAC VIT)

16. IAC extremely inverse (IAC EIT)

Вычисляемые по разным формулам для различных стандартов (IEC, IEEE, IAC) кривые одного типа очень близки между собой, хотя и не совпадают полностью.

Для упрощения расчетов в сетях, использующих цифровые реле различных фирм, рекомендуется использовать формулы, соответствующие стандарту МЭК (IEC 60255-3).

Ниже приводятся формулы времятоковых характеристик SEPAM по стандартам IEEE и IAC [6].

IEEE

Характеристические кривые

A

B

P



Умеренно обратнозависимая выдержка времени SIT

0.01

0.023

0.02

0.241

Очень обратнозависимая выдержка времени VIT или LTI

3.922

0.098

2

0.138

Чрезвычайно обратнозависимая выдержка времени EIT

5.64

0.0243

2

0.081

IAC

Характеристические кривые

A

B

C

D

E



Обратнозависимая выдержка времени SIT

0.208

0.863

0.8

-0.418

0.195

0.297

Очень обратнозависимая выдержка времени VIT или LTI

0.09

0.795

0.1

-1.288

7.958

0.165

Чрезвычайно обратнозависимая выдержка времени EIT

0.004

0.638

0.62

1.787

0.246

0.092

Выбор тех или иных характеристик зависит от типа и характеристики защитного устройства как на предыдущем (нижестоящем), так и на последующем (вышестоящем) элементах, а также от существующих или заданных уставок на одном из этих элементов. Надо отметить, что в цифровых защитах разных фирм-изготовителей могут быть записаны и другие характеристики защит от междуфазных КЗ, но, как правило, во всех известных цифровых реле имеется также и «стандартная» характеристика МЭК (в АББ именуемая "нормальной"). Эту характеристику и рекомендуется принимать в начале расчетов уставок SEPAM в России (см. выше). Далее рассматриваются численные примеры.

1-6. Примеры расчета рабочих уставок ступенчатых токовых защит линий от междуфазных КЗ с цифровыми и аналоговыми реле

В примерах рассматривается несколько характерных случаев выбора рабочих характеристик и уставок для разных типов защитной аппаратуры в сетях 10 и 6 кВ.

Сначала рассматривается согласование РЗ SEPAM линии 10 кВ и плавкого предохранителя трансформатора (рис.1-12).

Случай 1, когда предыдущим элементом является трансформатор 10/0,4 кВ, защита которого выполнена отечественными плавкими предохранителями (кварцевыми) типа ПКТ, а последующим элементом является линия 10 кВ с защитой на цифровом реле SEPAM (рис.1-12, а). Необходимо выбрать характеристику МТЗ на реле SEPAM, которая обеспечивала бы селективную работу этих защитных устройств. В России селективным считается опережающее отключение трансформатора с ПКТ.

Рис.1-12. Пример согласования различных характеристик цифрового реле

серии SEPAM и плавкого предохранителя ПКТ.

Главной задачей расчета является обеспечение селективности работы защиты линии на реле SEPAM при устойчивом КЗ на выводах 10 кВ рассматриваемого трансформатора. Здесь междуфазные КЗ более вероятны, чем внутри бака трансформатора. При КЗ на выводах низшего напряжения защиты питающих линий часто вообще нечувствительны, что допускается «Правилами устройства электроустановок» [2].

Расчет рекомендуется начать с ближайшего наиболее мощного трансформатора 10/0,4 кВ. Номинальный ток плавких предохранителей типа ПКТ на стороне 10 кВ I_пр в амперах должен соответствовать номинальной мощности трансформатора S_ном, МВА:

S_ном, МВА 0,063 0,1 0,16 0,25 0,4 0,63

I_пр, A 10 16 20 31,5 50 80

Времятоковые характеристики плавких предохранителей типа ПКТ, как и предохранителей других типов, приводятся в информационных материалах заводов-изготовителей и в справочниках. Времятоковая характеристика предохранителя ПКТ с I_пр =20А показана на рис.1-12, б (кривая 1).

При известном значении тока I⁽²⁾_к следует определить время плавления t_пл плавкой вставки (fuse link), соответствующее расчетному току I_расч = 0,8  I⁽²⁾_к. Уменьшение тока КЗ производится для учета допускаемого для предохранителей разброса времятоковых характеристик на 20%.

При этом расчётном токе время срабатывания последующей (вышестоящей) релейной защиты 2 с реле SEPAM должно быть выбрано по выражению (1-5):

t_{с.з 2} = t_пл + t,

где: t - ступень селективности; при отсутствии на питающей линии АПВ (autoreclosing). Ступень селективности должна учитывать время гашения электрической дуги в патроне плавкого предохранителя, но при наличии АПВ это время можно не учитывать, так как дуга погаснет во время безтоковой паузы перед АПВ.

Для выбранного по условиям (1-1), (1-2) и (1-4) тока срабатывания защиты 2 определяется кратность тока I_* = 0,8 /I_{с.з 2}, и затем подбирается времятоковая характеристика реле SEPAM защиты 2. Рекомендуется начать выбор со стандартной зависимой характеристики SEPAM. Для этой характеристики SEPAM определяем коэффициент TMS по выражению (1-10 а), где  = 0,02; k = 0,14.

Далее для построения этой времятоковой характеристики реле SEPAM защиты 2 рассчитываются значения t_с.з.2 при нескольких произвольных значениях кратности тока I_*, например, 1,5; 2; 2,5 и 3 при выбранном TMS по выражению (1-7).

Построенные времятоковые характеристики 1 и 2 покажут, удалось ли обеспечить селективность во всем диапазоне возможных токов КЗ или только при больших значениях этих токов. Сделаем два числовых примера к этому случаю.

Пример 1. Трансформатор 0,16 МВА, I_пр = 20 А. Ток срабатывания защиты 2 I_с.з.2 = 75 А (первичных). Ток = 150 A. Определяется расчётный ток:

I_расч = 0,8  = 0,8  150 = 120 A. При этом токе определяется время плавления плавкого предохранителя: t_пл = 0,4 с (рис.1-12). Принимаем ступень селективности t = 0,3 с и определяем t_с.з.2 = t_пл + t = 0,4 + 0,3 = 0,7 с.

Кратность тока I_* = 0,8  / I_с.з.2 = 120 / 75 = 1,6. Для "стандартной" характеристики SEPAM по выражению (1-9) определяется коэффициент TMS:

TMS = = 0,047.

Принимается уставка коэффициента TMS = 0,05 (рис.1-11).

Для построения времятоковой характеристики реле SEPAM защиты 2 рассчитывается несколько значений t_с.з.2 по выражению (1-8):

При I_* = 1,3 (100 А) t_с.з.2 = = 1,9 с

1,5 (112 А) .............…………… 0,86 с

2,0 (150 А) .............…………… 0,5 с

2,5 (187 А) .............…………… 0,4 с.

Построенные характеристики 1 и 2 показывают, что селективность обеспечивается при всех значениях токов КЗ (рис.1-12).

Пример 2. При тех же данных, что и в предыдущем примере, но при меньшем токе срабатывания защиты 2, например, I_с.з.2 =50 А (первичных), кратность тока I_* = =120/50 = 2,4, а коэффициент TMS по выражению (1-9):

TMS = = 0,09, принимаем TMS = 0,1.

По выражению (1-12) для "стандартной" (SIT) времятоковой характеристики определяем t_с.з.2 при разных кратностях тока I_*:

I_*= 1,3 (65 А) t_с.з.2 = 2,6 с

1,5 (75 А) ..........………………. 1,7 с

2,0 (100 А)..........……………… 1,0 с

2,5 (125 А)..........……………… 0,7 с

3,0 (150 А)..........……………… 0,6 с.

Построенная на рис.1-12,б штрих-пунктирная кривая 2' пересекается с характеристикой предохранителя 1, что указывает на отсутствие селективности при малых значениях токов КЗ, т.е. при маловероятных междуфазных КЗ внутри трансформатора. Если защита 2 чувствительна к КЗ за трансформатором, то рекомендуется согласовать характеристики этой линейной защиты 2 и автоматических выключателей на линиях низшего напряжения (0,4 кВ).

В этом же случае можно попробовать использовать другую времятоковую характеристику SEPAM, а именно “очень зависимую” (VIT - very inverse time) характеристику, для которой значения коэффициентов  = 1, k =13,5. Для этой характеристики определяем коэффициент TMS по выражению (1-9):

TMS = = ;

при t_с.з.2= 0,7 с и I_* =120 / 50 =2,4 TMS = 0,07. Определяется по выражению (1-10) время срабатывания реле SEPAM при разных кратностях тока: 1,3; 1,5; 2,0; 2,5 и 3. При I_* = 1,3 (I = 65 А):

t_с.з = = = 4 с.

при I_* = 1,5 (75 А) t_с.з = 1,9 с

1,8 (90 А) ..........………………. 1,2 с

2,0 (100 А)..........……………… 0,9 с

2,5 (125 А)..........……………… 0,6 с

3,0 (150 А)..........……………… 0,5 с.

Из этих цифр видно, что использование этого типа характеристики несколько уменьшает время срабатывания защиты 2 при больших токах КЗ.

Кривая 2V построена на рис.1-12, в масштабе отличном от рис.1-12, б.

Далее для сравнения сделаем расчет "чрезвычайно" обратнозависимой времятоковой характеристики (EIT - extremely inverse time), для которой значения =2, k =80. Коэффициент TMS определяется по выражению (1-9):

и для t_с.з.2 = 0,7 c и I_* = 120 / 50 = 2,4 TMS = 0,04, принимаем TMS = 0,05 по выражению (1-8):

t_с.з ==

определяется несколько значений t_с.з:

при I_* = 1,3 (65 А) t_с.з = 5,8 с

1,5 (75 А)..........……………….. 3,2 с

1,8 (90 А)..........……………….. 1,8 с

2,0 (100 А).........………………. 1,3 с

2,5 (125 А).........………………. 0,76 с

3,0 (150 А).........………………. 0,5 с

Экстремальная характеристика построена на рис.1-12, в (кривая EIT). Хорошо видно, что защита 2 с "чрезвычайно" обратнозависимой характеристикой обеспечивает значительно лучшую селективность защиты линии с предохранителем 1, чем с другими характеристиками ("стандартной" SIT и "очень зависимой" VIT). Однако, при повреждениях на линии, например, в диапазоне токов КЗ от 80 до 110 А при использовании чрезвычайно обратнозависимой характеристики защита линии будет действовать значительно медленнее, чем при использовании других характеристик. Поскольку вероятность КЗ на линиях значительно выше, чем вероятность междуфазных КЗ внутри бака трансформаторов использование чрезвычайно обратнозависимой характеристики в данном случае следует считать нецелесообразным. Тем более, что при КЗ на выводах трансформатора (в данном примере I_к = 150 A, рис.1-12, а) все рассмотренные характеристики идентичны: t_с.з  0,5 с. Кроме того, использование чрезвычайно обратнозависимой характеристики вместо "стандартной" может потребовать увеличение времени срабатывания вышестоящей защиты (которая на рис.1-12 не показана).

Построенная на этом же рис.1-12 RI-характеристика защиты 2 с тем же током срабатывания 50 А оказывается совершенно непригодной по условию согласования с времятоковой характеристикой 1 плавкого предохранителя типа ПКТ.

Случай 2, когда на предыдущей (нижестоящей) линии Л1 установлена защита с индукционным реле РТ-80 с обратнозависимой времятоковой характеристикой (рис.1-13) с известными уставками, а на последующей (вышестоящей) линии 2 надо выбрать обратнозависимую характеристику МТЗ реле SEPAM. Предположим, что ток срабатывания защиты 2 уже выбран по условиям (1-1), (1-2) и (1-4) и равен, например, 120 А (первичных).

Рис.1-13. Пример согласования характеристик реле SEPAM

и дискового индукционного реле РТ-80

Для защиты 2 вначале выбираем "стандартную" характеристику, выраженную формулой (1-12а), где  = 0,02, k = 0,14. Кратность тока I_* определяется по отношению к току срабатывания (уставке) I_с.з = 120 А.

За расчетный ток через защиту 2 принимается сумма токов: максимальное значение тока при КЗ в начале предыдущей линии 1 (200 А) плюс ток нагрузки неповрежденных предыдущих линий (20 А). Таким образом:

= 1,83.

Время срабатывания защиты 1 при КЗ в начале защищаемой линии (I_к.макс=200 А и I_*1 == 2,5) определяется по типовой характеристике реле РТ-80 равным t_с.з.1 = =0,8 с (рис.1-13, б). Принимая t=0,3 с, получаем, что для реле SEPAM t_с.з.2 = 0,8 + +0,3 = 1,1 с при I_* = 1,83.

Выбирается коэффициент TMS для "стандартной" характеристики защиты 2 по выражению (1-9):

TMS = = = 0,1.

Для построения “стандартной” времятоковой характеристики реле SEPAM защиты 2 рассчитываются значения t_с.з.2 при нескольких произвольных значениях I_* по формуле(1-10) при выбранном TMS = 0,1:

t_с.з = = .

Результаты расчета следующие:

при: I_* = 1,5(180 А) t_с.з.2 = 1,7 с

1,7(200 А)..........………………. 1,3 с

2,0(240 А)..........………………. 1,0 с

2,5(300 А)..........………………. 0,75 с

3,0(360 А)..........………………. 0,6 с

"Стандартная" характеристика защиты 2 показана на рис.1-13.

Для сравнения построим на том же рисунке "очень зависимую" характеристику защиты 2V (very inverse), для которой  = 1, а k = 13,5. Выбираем значение коэффициента TMS по выражению (1-10):

TMS = = 0,07.

Далее рассчитываются точки этой кривой:

при I_* = 1,5 (180 A) t_с.з.2 = 1,9 с

1,7 (200 А)..........……………… 1,35 с

2,0 (240 А)..........……………… 0,9 с

2,5 (300 А)..........……………… 0,6 с

3,0 (360 А)..........……………… 0,47 с

Характеристика 2V обеспечивает несколько более быстрое отключение близких КЗ на защищаемой линии Л2. Однако это не будет иметь значения, если у защиты 2 ввести токовую отсечку (I>>). Выбор уставок для такого варианта будет подробно рассмотрен далее.

Также для сравнения построим на том же рис.1-13 кривую RI-характеристики защиты 2 по формуле (1-11). Кривая 2RI при малых значениях токов КЗ опасно сближается с кривой 1, что может вызвать неселективное действие вышестоящей защиты 2.

Необходимо обратить внимание на трансформаторы тока (ТТ) защиты 1 и рассчитать их погрешность при том же расчетном токе, при котором определялось время срабатывания защиты 1. В данном случае это ток при КЗ в начале предыдущей линии 1 (200 А на рис.1-13). Погрешность ТТ не должна превышать 10%. Увеличение погрешности ТТ вызывает уменьшение тока в реле и, как следствие, увеличение времени срабатывания зависимой защиты 1 и может привести к неселективному отключению линии Л2. Расчет погрешностей ТТ рассматривается в [6].

Случай 3 отличается от предыдущего случая 2 тем, что в реле РТ-80 защиты 1 введена в действие "отсечка" - электромагнитный элемент мгновенного действия (I>>) с током срабатывания, например, в 2 раза большим, чем ток срабатывания индукционного элемента:

_{Iс.о = 2  Iс.з = 2  8 = 160 А (первичных).}

Характеристика защиты 1 показана на рис.1-14, б.

Для выбора коэффициента TMS "стандартной" обратнозависимой времятоковой характеристики МТЗ защиты 2 определяется кратность тока

I_* = = = 1,5, где: I_с.з.2 = 120 А из предыдущего случая 2.

Рис.1-14. Пример согласования характеристик цифрового реле SEPAM

с трёхступенчатой токовой защитой и реле РТ-80 с использованием "отсечки".

Затем определяем время срабатывания МТЗ защиты 2 по условию:

t_с.з = t_с.з.1 + t = 1,1 + 0,3 = 1,4 с,

где t_с.з.1 - время срабатывания защиты 1 при токе КЗ, равном току срабатывания отсечки в реле РТ-80, т.е. 160 А (рис.1-14, б).

Коэффициент TMS определяется по выражению (1-9):

TMS = = 0,08.

Построение кривой 2 производится так же, как в предыдущем случае по следующим точкам (сплошная линия на рис.1-14, б):

I_* = 1,3 (156 А) t_с.з.2 = 2,1 с

1,5 (180 А) ..........……………... 1,4 с

1,7 (200 А) ..........……………... 1,05 с

2,0 (240 А) ..........……………... 0,8 с и т.д.

Для сравнения показана характеристика защиты 2 из предыдущего случая 2, которая расположена несколько выше (штрих-пунктирная кривая 2'). Снижение времени срабатывания последующей защиты 2 достигнуто в данном случае благодаря наличию отсечки с t_с.о = 0 с у предыдущей защиты 1. Но ещё более значительное снижение времени срабатывания защиты 2 достигается тем, что в реле SEPAM имеется двух или трехступенчатая токовая защита.

Выбираем ток срабатывания для отсечки I_с.о защиты 2 по условию (1-2) согласования с отсечкой защиты 1:

I_{с.о 2} = k_н.с  (I_{с.о 1} + I_н) = 1,3  (160 +20) = 234 А.

При выбранном токе срабатывания отсечка 2 оказывается недостаточно надёжно отстроенной от КЗ в начале предыдущей линии Л1: k_н === 1,17 (рис.1-14). Обычно считается достаточным k_н  1,2. Поэтому следует ввести небольшое замедление действия этой отсечки, выбрав по выражению (1-5):

t_с.о.2 = t_с.о.1 + t = 0 + (0,2  0,3) = (0,2  0,3) с.

Это будет правильным решением, если в реле SEPAM имеется ещё одна отсечка, для которой следует выбрать ток срабатывания по условию отстройки от максимального тока КЗ на Л1.

I_с.о.2  k_н  I_{к макс} = (1,2  1,3)  200 = 240  260 А и тогда t = 0 с.

В том случае, когда в реле 2 имеется только двухступенчатая токовая защита 2, следует для второй ступени выбрать I_с.о.2 = 240  260 А и t = 0 с (штриховая линия 2" на рис.1-14). Из рис.1-14, б видно, что трёхступенчатая токовая защита 2 значительно ускоряет отключение КЗ на линии Л2 в диапазоне токов от 234 А до (240  260) А, по сравнению с двухступенчатой токовой защитой.

Важно отметить, что на предыдущей линии Л1 двухступенчатая токовая защита может быть выполнена не только на аналоговом реле косвенного действия, но и на реле прямого действия: РТМ (отсечка) и РТВ (МТЗ). В этих случаях, прежде всего, следует убедиться в возможности надёжного срабатывания токовой отсечки (реле РТМ) при реальных значениях погрешности трансформаторов тока, поскольку для этих защит допускаются погрешности трансформаторов тока более 10% и реально они могут быть даже более 50% [6].

Случай 4: на питающем элементе 2 (рис.1-15) установлена максимальная токовая защита с независимой характеристикой с заданными уставками: 600 А (первичных), 1 с.

Необходимо выбрать обратнозависимую характеристику МТЗ цифрового реле на предыдущей (нижестоящей) линии Л1, которая обеспечивала бы необходимую селективность с защитой питающего (вышестоящего) элемента 2. Таким образом, необходимо обеспечить селективность для двух однотипных защит SEPAM.

Ступень селективности t между характеристиками защит 2 и 1 должна обеспечиваться при токе КЗ, равном току срабатывания вышестоящей защиты 2 минус ток нагрузки неповрежденных элементов (рис.1-15): I_к = 600 – 200 = 400 А.

Рис.1-15. Пример согласования обратнозависимой характеристики реле SEPAM или SPAC и независимой характеристики последующего элемента 2 (SEPAM)

Время срабатывания защиты 1 при этом токе КЗ выбирается по условию селективности:

t_с.з.1 = t_с.з.2  t = 1  0,3 = 0,7 с.

Предположим, что ток срабатывания защиты 1 не более 125 А, и определим кратность этого тока в выбранной контрольной точке характеристики 1:

I_* = 400 / 125 = 3,2.

Как уже указывалось выше при расчете МТЗ линий 10(6) кВ в России рекомендуется, прежде всего, рассмотреть возможность использования "стандартной" обратнозависимой характеристики цифрового реле. Для нее определяется по выражению (1-9) коэффициент TMS:

TMS = = = 0,12.

Для построения стандартной времятоковой характеристики цифрового реле SEPAM (или "нормальной" характеристики для SPAC) защиты 1 рассчитывается несколько значений t_{с.з 1} по выражению (1-10):

При I_* = 1,5 t_{с.з 1} == 2 с (I_к = 187,5 А),

2 (250 A).............…………….. 1,2 с

2,5 (312,5 А)...........…………… 0,9 с и т.д.

Кривая 1 построена на рис.1-15, б.

Учет влияния нагрузки очень важен для обеспечения селективной работы защит с обратнозависимыми времятоковыми характеристиками, так как время срабатывания этих защит зависит от значения проходящего тока. Если бы мы не учли влияние тока нагрузки неповрежденных линий (200 А в этом примере), то могли бы ошибочно выбрать контрольную точку с параметрами 0,7 с и 600 А и построить характеристику 1' (штриховая линия на рис.1-15, б). Однако при токе КЗ, равном 600 А, когда приходит в действие защита 2 и срабатывает через 1 с, через защиту 1 проходит не 600 А, а (600 − 200) А, т.е. 400 А! При этом токе время срабатывания защиты 1 с ошибочно выбранной характеристикой 1' будет более 1,2 с, и защита попросту не успеет сработать раньше, чем защита 2 (вышестоящая). Это показывает штрихпунктирная кривая 1" на рис.1-15, б.

Неселективное отключение всей секции 10 кВ приведет к дополнительному ущербу от недоотпуска электроэнергии. Можно приближенно оценить этот ущерб, как делается в зарубежных странах, например в Скандинавии.

Дополнительно отключенная нагрузка с I_н =200 А соответствует 3600 кВА и при cos  = 0,8 равна Р = 2880 кВт.

Стоимость ущерба в USD на 1 кВт от прекращения электроснабжения рассчитывается по формуле:

c = a + t  b, (1-12)

где a - постоянная (фиксированная) часть ущерба (USD/кВт); b - переменная часть ущерба (USD/кВтч); t - продолжительность отсутствия электроснабжения (ч).

Ущерб в USD при известном электропотреблении Р подсчитывается с учетом Р:

у = a  P + t  b  P, (1-13)

где Р - потребляемая мощность (кВт).

Постоянная составляющая (a) учитывается, невзирая на продолжительность отсутствия электроснабжения, будь то одна секунда или несколько часов.

Потребительский сектор

Сельский

Бытовой

Промыш-ленный

Обслужи-вание

Муниципаль-ный

Постоянная составляющая "а",USD/кВт

0

0

1,2

1,1

0,5

Переменная составляющая "b",USD/кВтч

8,1

1,6

12,2

7,8

4,8

Переменная составляющая (b) различна для разных потребителей и дана как средняя величина в вышеприведенной таблице.

В этой таблице стоимость ущерба у скандинавских потребителей по причине прекращения электроснабжения базируется на данных из работы "Kostnader fцr elavbrott, TemaNord, 1994 627". Количество проанализированных в этой работе потребителей более 13 тысяч. Главный метод для анализа - обследование потребителей. Стоимость ущербов определялась самими потребителями [6].

Предположим, что на оперативные переговоры и осмотр распределительного устройства 10 кВ, отключенного действием МТЗ, потребуется 0,5 часа. Тогда продолжительность отсутствия электроснабжения в выражениях (1-12) и (1-13) равна t = 0,5 ч. Легко подсчитать, что ущерб для сельских потребителей:

у = 0 + 0,5  8,1  2880 = 11664 USD,

а для промышленных потребителей:

у = 1,2  2880 + 0,5  12,2  2880 = 21024 USD.

Эти, разумеется, весьма приближенные цифры указывают на важность правильного выбора характеристик срабатывания максимальных токовых защит, как и других устройств релейной защиты, а следовательно, и на большую ответственность инженеров по расчетам релейной защиты.

Случай 5, когда необходимо выбрать параметры срабатывания защиты 2 ввода (трансформатора), питающего несколько фидеров 10 кВ, два из которых работают параллельно (рис.1-16). При этом следует учитывать распределение токов при КЗ в сети приёмной подстанции РТП2, когда через защиту 1 каждой из линий Л1 и Л2 идет 0,5I_к, а через защиту 2 - полный ток I_к плюс суммарный рабочий ток нагрузки неповреждённых элементов I_н, в данном примере равный 500 А. В наиболее тяжёлом расчётном случае принимается такое значение тока I_к, при котором приходит в действие последующая защита 2. В данном примере задано I_с.з.2 = 1600 А, а ток I_к = I_с.з.2 – I_н = 1600 – 500 = 1100 А. Характеристика защиты 2 - независимая. На линиях Л1 и Л2 со стороны питающей подстанции РТП1 максимальные токовые защиты 1 выполнены на цифровых реле с характеристиками по стандарту МЭК, в данном примере ток срабатывания 200 А, характеристика «стандартная», коэффициент TMS равен 0,1.

Для построения времятоковой характеристики защиты 1 для случая раздельной работы Л1 и Л2 используется выражение (1-10). Для построения "суммарной" времятоковой характеристики для случая параллельной работы линии Л1 и Л2 используется это же выражение, но вместо I_* подставляется значение 0,5I_*, которое отражает такое токораспределение, при котором по каждой из этих линий идёт половина тока КЗ. Например,

t = = = 0,75 c.

На рис.1-16, б времятоковая характеристика 1 соответствует раздельной работе линий Л1 и Л2, а характеристика 1' - параллельной работе этих линий.

Характеристика 1", учитывающая ток нагрузки, строится по точкам, определяемым также по выражению (1-8), в котором вместо I_* используется (0,5 I_* − I_н). Эта характеристика оказывается сдвинутой вправо на значение I_н, в данном примере на 500 А (кривая 1" на рис.1-16, б).

Рис.1-16. Пример согласования характеристик токовых защит для сети

с параллельно работающими линиями Л1 и Л2.

При заданном токе срабатывания защиты 2 равном I_с.з.2 = 1600 А определяется t_с.з.2 = t_с.з.1 + t = 0,68 + 0,3 = 1 с, где t_с.з.1 = 0,68 с определяется по выражению (1-8), в котором

= = = 2,75;

либо по кривой 1" на рис.1-16, б.

Если бы линии Л1 и Л2 работали раздельно на РТП2 (например, через межсекционный выключатель), можно было бы выбрать меньшее время срабатывания защиты питающего элемента 2 (примерно на одну ступень).

Параллельная работа более чем двух линий крайне нежелательна, так как требует увеличения либо тока, либо времени срабатывания защиты питающего элемента 2. Например, при том же токе срабатывания I_с.з.2 пришлось бы выбрать t_с.з.2 = 1,5 с, если бы параллельно работали три линии.

Особенно опасно несанкционированное включение линий 10(6) кВ на параллельную работу. На рис.1-16, б штрихпунктирная кривая 1''' соответствует времятоковой характеристике для случая параллельной работы трёх линий. При этом наглядно видно, что защита питающего ввода 2 сработает неселективно при КЗ в точке К1 и отказе выключателя или защиты поврежденного элемента.

Для снижения уставок максимальных защит питающих элементов в городских сетях:

1) ограничивают число параллельно работающих кабельных линий, используя устройства АВР;

2) секционируют шины на приемных подстанциях, устанавливая на секционных выключателях мгновенную неселективную защиту ("слабую связь"), прекращающую параллельную работу при КЗ в сети;

3) применяют на питающих концах параллельно работающих линий максимальные защиты с независимыми характеристиками. Если это допустимо по условию согласования их характеристик с обратнозависимыми времятоковыми характеристиками защит питаемых (нижестоящих) элементов, например, трансформаторов 6/0,4 кВ и 10/0,4 кВ, которые защищаются плавкими предохранителями типа ПКТ.

Приведенные выше примеры не охватывают все возможные расчетные случаи, но рассмотренная методика выбора времятоковых характеристик и параметров срабатывания токовых защит поможет инженеру-релейщику найти правильное решение и при других расчетных условиях.

В заключение следует напомнить, что после выбора выдержек времени максимальных токовых защит по условию селективности, необходимо в ряде случаев проверять термическую стойкость защищаемого элемента, т.е. допустимость прохождения максимального тока КЗ в течение выбранного времени действия защиты. Это объясняется тем, что термическое воздействие электрического тока прямо пропорционально времени его прохождения. При недопустимо длительном прохождении большого сверхтока может произойти опасный перегрев токоведущих частей и изоляции и разрушение защищаемого элемента. Например, перегорание проводов воздушных линий электропередачи малого сечения, повреждение электрических кабелей и т.п. Следует учитывать и дополнительное время прохождения тока КЗ после АПВ линии на устойчивое (неустранившееся) повреждение. Здесь надо ещё раз отметить, что цифровые реле позволяют существенно ускорить отключение КЗ за счет высокой точности работы и наличия "ускорения" защиты после АПВ линии (последнее невозможно при использовании электромеханических реле РТ-80 и РТВ).

При использовании в сети только цифровых реле можно принимать ступени селективности t = 0,15  0,2 с. При необходимости можно использовать трёхступенчатую токовую защиту и обеспечить отключение близких КЗ на линии с t = 0 с, а более удалённых − с t = 0,15  0,2 с. Следующий пример показывает возможность использования голых проводов ЛЭП 10 кВ меньшего сечения только за счёт замены электромеханических реле РТВ на цифровые и ускорения отключения КЗ.

Минимальное допустимое сечение голых проводов (по условию их термической стойкости при КЗ) определяется по выражению:

s_мин = , (1-14)

где С = 69,5 (из справочников),

t_откл = t_с.з + t_с.з.уск + 2t_о.в , (1-15)

где: t_о.в - время отключения выключателя; t_с.з.уск - время срабатывания "ускоренной" защиты после АПВ.

Если принять I_к.макс = 3600 А, что соответствует питанию от трансформатора мощностью 10  МВ А, то при электромеханических реле РТВ минимальное допустимое сечение проводов:

s_мин = = 65,5 мм² или

ближайшее, стандартное сечение 70 мм². В этом примере:

t_откл = 0,7 + 0,7 + 2  0,1 = 1,6 с,

так как минимальное время отключения защиты с реле РТВ равно 0,7 с и "ускорение" после АПВ отсутствует.

При том же значении тока КЗ и t_откл = 0,2 + 0,05 + 2  0,1 = 0,45 с (что возможно выполнить только с помощью цифровых реле) минимальное допустимое сечение проводов:

s_мин = = 34,7 мм² или

ближайшее, стандартное сечение 35 .

Таким образом, по условию термической стойкости можно использовать провода в два раза меньшего сечения!

При питании от трансформатора мощностью 16 МВ А и I_к.макс = 5200 А при защите отходящих линий 10 кВ с помощью цифровых реле можно использовать провода сечением 50 мм², а при защите на реле РТВ (или РТ-80) необходимо сечение 90 мм².

1-7. Расчеты токовых отсечек

Токовой отсечкой (cutoff) обычно называют одну из ступеней двухступенчатой или трехступенчатой максимальной токовой защиты. Токовая отсечка защищает только часть линии или часть обмотки трансформатора, расположенные ближе к источнику питания, Отсечка срабатывает без специального замедления, то есть t  0 с. В трехступенчатой максимальной токовой защите линий средняя ступень обычно используется как отсечка с небольшим замедлением.

Расчет тока срабатывания селективной токовой отсечки без выдержки времени, установленной на линии, на понижающем трансформаторе и на блоке линия-трансформатор. Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором её тока срабатывания I_с.о большим, чем максимальное значение тока КЗ при повреждении в конце защищаемой линии электропередачи (точки К3 и К5 на рис.1-17) или на стороне НН защищаемого понижающего трансформатора (точка К3 на рис.1-18):

I_с.о  k_н . (1-16)

Коэффициент надёжности k_н для токовых отсечек без выдержки времени, установленных на линиях электропередачи и понижающих трансформаторах, при использовании цифровых реле, в том числе SEPAM, может приниматься в пределах от 1,1 до 1,15. Для сравнения можно отметить, что при использовании в электромеханических дисковых реле РТ-80 электромагнитного элемента (отсечки) принимают в расчетах k_н = 1,5  1,6.

При определении максимального значения тока КЗ при повреждении в конце линии электропередачи напряжением 35 кВ и ниже рассматривается трёхфазное КЗ при работе питающей энергосистемы в максимальном режиме, при котором электрическое сопротивление энергосистемы является минимальным. Для линий 110 кВ и выше максимальное значение тока КЗ в выражении (1-16) может соответствовать однофазному КЗ на землю (что характерно для линий 110 кВ, отходящих от шин мощных подстанций с автотрансформаторами 330-750/110 кВ).

Рис.1-17. Пример графического определения зон действия отсечек

на линиях электропередачи

Рис.1-18. Характерные точки КЗ для расчетов токовых отсечек на понижающих трансформаторах и блоках линия-трансформатор.

Определение максимального тока трёхфазного КЗ за трансформатором с регулированием напряжения (РПН) необходимо производить при таком положении регулятора напряжения, которое соответствует наименьшему сопротивлению трансформатора [6].

Кроме отстройки токовой отсечки от максимального значения тока КЗ по условию (1-16), необходимо обеспечить её несрабатывание при бросках тока намагничивания (БТН) силовых трансформаторов. Эти броски тока возникают в момент включения под напряжение ненагруженного трансформатора и могут первые несколько периодов превышать номинальный ток трансформатора в 5−7 раз. Однако выбор тока срабатывания отсечки трансформатора по условию (1-16), как правило, обеспечивает и отстройку от бросков тока намагничивания.

При расчете токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколько трансформаторов, необходимо в соответствии с условием (1-16) обеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым из трансформаторов и дополнительно проверить надёжность несрабатывания отсечки при суммарном значении бросков тока намагничивания всех трансформаторов, подключённых как к защищаемой линии, так и к предыдущим линиям, если они одновременно включаются под напряжение. Условие отстройки отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов имеет вид:

I_с.о  k_н  I_ном.тр , (1-17)

где I_ном.тр - сумма номинальных токов всех трансформаторов, которые могут одновременно включаться под напряжение по защищаемой линии; k_н - коэффициент надёжности, значение которого зависит от времени срабатывания токовой отсечки.

В цифровых реле серии SEPAM несрабатывание мгновенной отсечки при БТН трансформаторов обеспечивается путём автоматического удвоения уставки отсечки по току на время действия апериодической составляющей переходного процесса, вызванного броском намагничивающего тока трансформаторов; при этом в выражении (1-17) следует учитывать лишь половину суммы номинальных токов всех трансформаторов. Этот режим работы обеспечивается в терминалах SEPAM 40 и 80 серии. В редакторе логических уравнений проектируют логику, запускающую более грубую ступень токовой отсечки на 100  120 мс. На длительность этого временного интервала блокируются действие рабочей уставки (отсечки) терминала.

При необходимости можно использовать оба мероприятия, т.е. небольшое замедление и автоматическое удвоение уставки по току.

На линиях 10 и 6 кВ с трансформаторами на ответвлениях, которые защищаются плавкими предохранителями (например, типа ПКТ-10), в условии (1-16) значение должно соответствовать току трёхфазного КЗ за наиболее мощным из трансформаторов. Далее следует определить время плавления вставок предохранителей этого трансформатора при расчетном токе КЗ, равном току срабатывания отсечки, выбранному из условий (1-16) и (1-18). Для учёта допускаемого стандартом разброса времятоковых характеристик плавких предохранителей ПКТ следует значение этого тока уменьшить на 20%: I_расч = I_с.о / 1,2. Если время плавления t_пл  0,1 с, то отсечка с таким током срабатывания может быть использована при условии, что защищаемая линия имеет устройство автоматического повторного включения (АПВ). Если t_пл  0,1 с, то следует либо увеличить ток срабатывания отсечки до такого значения, при котором обеспечивается расплавление вставок предохранителей до момента отключения защищаемой линии, т.е. не более 0,1 с, либо увеличить время срабатывания отсечки.

Чувствительность токовых отсечек оценивается коэффициентом чувствительности, требуемые значения которых указаны в Правилах [2], а также величиной (протяжённостью), защищаемой части линии электропередачи. Коэффициент чувствительности защит определяется по выражению (1-4). Рассмотрим это на примерах.

Для токовых отсечек, устанавливаемых на понижающих трансформаторах и выполняющих функции основной быстродействующей токовой защиты (при отсутствии дифференциальной защиты), чувствительность определяется по току наиболее неблагоприятного вида повреждения - как правило, двухфазного КЗ на выводах ВН трансформатора (точка К2 на рис.1-18) в минимальном, но реально возможном режиме работы энергосистемы. Значение коэффициента чувствительности должно быть около 2,0. Такие же требования существуют для токовых отсечек на блоках линия-трансформатор.

Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях электропередачи и выполняющих функции дополнительных защит (рис.1-17), коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ в месте установки отсечки в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме [2].

Для оценки эффективности токовой отсечки, установленной на линии электропередачи, полезно определить зону действия отсечки в процентах от всей длины линии. Протяжённость зоны действия отсечки зависит от характера изменения расчетных значений тока при перемещении точки КЗ вдоль защищаемой линии. По нескольким значениям тока КЗ строится кривая спада тока (рис.1-17). Могут быть построены две кривые: для трёхфазных КЗ в максимальном режиме работы энергосистемы и для двухфазных КЗ в минимальном режиме. Кривые достаточно точно строятся по трём значениям тока: при КЗ в начале, середине и в конце линии. Далее проводится горизонтальная прямая, ордината, которой соответствует большему значению тока срабатывания отсечки, выбранному по выражению (1-16) и (1-17). Абсцисса точки пересечения горизонтальной прямой с кривой спада тока КЗ соответствует длине зоны действия отсечки в выбранном режиме работы питающей энергосистемы и при выбранном виде КЗ. Приведённый пример построения кривых тока КЗ (первичного) и определение зоны действия отсечки по первичному значению её тока срабатывания является правильным лишь при условии, что погрешность трансформаторов тока не превышает 10%. С увеличением погрешности трансформаторов тока зона действия отсечки уменьшается.

Как видно из примера графического определения зон действия отсечек, рис.1-17, протяжённость этих зон может быть весьма значительной: примерно 70% длины линии Л1 и около 50% длины линии Л2, но может быть гораздо меньшей в других случаях.

Отсечка с выдержкой времени на линиях электропередачи. Небольшая выдержка по времени позволяет задержать срабатывание отсечки последующей линии (Л1 на рис.1-17) при КЗ на предыдущей линии Л2. Это необходимо, чтобы успела сработать мгновенная отсечка повреждённой линии Л2. Для отсечки с небольшой выдержкой времени можно выбрать значительно меньшее значение тока срабатывания по сравнению с током срабатывания мгновенной отсечки по нескольким причинам.

Ток срабатывания по выражению (1-16) выбирается из условия отстройки от токов при КЗ в более удалённых точках, например при КЗ в конце зоны действия мгновенной отсечки предыдущей линии Л2 (рис.1-17), при КЗ за трансформатором приёмной подстанции или трансформатором на ответвлении защищаемой линии. Имея в виду, что трансформаторы оборудованы быстродействующими защитами. Можно выбирать ток срабатывания отсечки с выдержкой времени на последующей линии по выражению (1-2), т.е. по условию согласования чувствительности с мгновенной отсечкой на предыдущей линии. Пример карты селективности приведён на рис.1-19 при использовании трехступенчатых защит SEPAM с независимым (фиксированным) временем срабатывания.

Рис.1-19. Расчетная схема и карта селективности

ступенчатых токовых защит линии.

Как видно из рис.1-19, именно средняя ступень трёхступенчатой токовой защиты с небольшими временем срабатывания может значительно ускорить отключение КЗ на линии.

В дополнение к этому нужно отметить, что для отсечек с замедлением не требуется выполнения условия (1-17) отстройки отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов, поскольку эти токи быстро затухают. На линиях с трансформаторами на ответвлениях (при выполнении защиты трансформаторов с помощью плавких предохранителей, например, типа ПКТ-10 или ПСН-35) и при КЗ в трансформаторе селективность между плавкими предохранителями и токовой отсечкой питающей линии можно обеспечить благодаря замедлению действия отсечки.

Неселективная токовая отсечка без выдержки времени. Применяется в тех случаях, когда требуется мгновенное отключение таких КЗ, которые приводят к аварии, если их отключать с выдержкой времени. Например, трёхфазное КЗ у шин электростанции или подстанции с синхронными электродвигателями может вызвать значительное понижения напряжения на зажимах генераторов и синхронных электродвигателей. Если быстро не отключить такое КЗ, произойдет нарушение синхронной параллельной работы этих электрических машин с энергосистемой, что приведёт к перебою энергоснабжения, а возможно, и к повреждению электрооборудования.

Большую опасность для электрооборудования представляет термическое воздействие сверхтоков КЗ. Как известно, степень термического воздействия электрического тока прямо пропорциональна значению тока (в квадрате) и времени его прохождения. Если по каким-либо причинам нельзя уменьшить значение тока КЗ до такого, при котором можно без опасения отключать повреждённый элемент с выдержкой времени селективной максимальной токовой защиты, то необходимо уменьшить время отключения КЗ. Одним из наиболее простых и дешёвых способов быстрого отключения КЗ является использование неселективных токовых отсечек без выдержки времени в сочетании с устройствами автоматики (АПВ, АВР), которые полностью или частично ликвидируют отрицательные последствия работы неселективных отсечек.

Рис.1-20. Расчётная схема к выражению (1-20) и зависимость U_*ост = f(k_о)

Ток срабатывания неселективной токовой отсечки, предназначенной для обеспечения устойчивой параллельной работы синхронных электрических машин, выбирается из условия её надёжного срабатывания в тех зонах, где трёхфазные КЗ вызывают снижение напряжения в месте установки отсечки ниже допустимого значения остаточного напряжения U_ост (рис.1-20, а). Значение тока срабатывания неселективной отсечки (в амперах) определяется по выражению:

I_{с.о ,} (1-18)

где: U_с.мин - междуфазное напряжение (ЭДС) питающей энергосистемы в минимальном режиме её работы, может приниматься в пределах 0,9  0,95 номинального, В; z_с.мин -сопротивление энергосистемы (в минимальном режиме её работы) до места установки отсечки, Ом; k_о - коэффициент, отражающий зависимость остаточного напряжения U_ост в месте установки рассчитываемой отсечки от удалённости трёхфазного КЗ (z_к = =k_о z_с.мин), определяется по зависимости U_*ост = f(k_о), приведенной на рис.1-20, б; k_н -коэффициент надёжности, принимаемый равным 1,1  1,2. Значение остаточного напряжения U_*ост, необходимое для обеспечения параллельной работы синхронных электрических машин и различных категорий потребителей, определяются для конкретных случаев службами (группами) электрических режимов; в приближённых расчетах принимают, что для обеспечения динамической стойкости синхронных генераторов необходимо обеспечить U_*ост  0,6; синхронных электродвигателей не менее 0,5.

Для обеспечения успешного действия устройства АПВ (или АВР) после срабатывания неселективной токовой отсечки необходимо выполнить несколько условий, дополнительных к условию (1-18), в том числе:

а) выполнить согласование чувствительности и времени срабатывания неселективной отсечки с плавкими предохранителями, автоматическими выключателями или быстродействующими защитами всех элементов, питающихся по защищаемой линии и расположенных в зоне действия неселективной отсечки; это необходимо для того, чтобы при КЗ на любом из этих элементов плавкие вставки предохранителей сгорели бы раньше или защита сработала бы раньше или хотя бы одновременно со срабатыванием неселективной отсечки; при этом время гашения электрической дуги в плавких предохранителях может не учитываться, т.к. она погаснет после отключения линии;

б) обеспечить отстройку неселективной отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов по условию (1-17);

в) обеспечить отстройку неселективной отсечки от КЗ на шинах низшего (среднего) напряжения каждого из трансформаторов, включённых в зоне действия неселективной отсечки, а если это невозможно, то выполнить согласование чувствительности и времени срабатывания неселективной отсечки с защитными устройствами всех элементов низшего (среднего) напряжения.

Применяются и другие способы ускорения отключения опасных повреждений, например, так называемое "ускорение действия защиты по напряжению прямой последовательности". Для этой цели используется защита минимального напряжения прямой последовательности (код ANSI 27D).

Защита (27D) настраивается на срабатывание при снижении напряжения прямой последовательности (в месте установки защиты) до 0,5  0,6 от номинального значения. При этом максимальная токовая (или дистанционная) защита линии действует помимо основной выдержки времени либо мгновенно, либо с очень небольшим замедлением. Эти мероприятия применяются как дополняющие работу основных быстродействующих селективных защит линий электропередачи, сборных шин и других элементов электроустановок.

Ток срабатывания неселективной токовой отсечки, предназначенной для обеспечения термической стойкости, например, голых проводов линий, выбирается по формуле, полученной из выражения (1-14):

I_{с.о ,} (1-19)

где обозначения такие же, как и в выражении (1-14). Например, при сечении проводов s = 35 мм² и t_откл = 0,4  с (неселективная отсечка плюс АПВ линии) ток срабатывания отсечки должен быть установлен не более 3850 А (первичных). Для обеспечения успешного действия АПВ после неселективного отключения линии отсечкой необходимо выполнить все те же условия, которые перечислены выше, а также произвести расчетную проверку пригодности трансформаторов тока по их погрешностям.

_____________________________________

Литература

1. Правила устройства электроустановок. – 7-е изд.– М., 2004.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. – 15-е изд. – М.: СПО ОРГРЭС, 1996, переизд. 2003.

3. Федосеев А.М., Федосеев М.А. Релейная защита. – М.: Энергоатомиздат, 1992.

4. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита. – М.: Энергоатомиздат, 1998.

5. Голубев М.Л. Расчет уставок релейной защиты и предохранителей в сетях 0,4 – 35 кВ. – М.: Энергия, 1985.

6. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – 4-е изд.– ПЭИпк, 2003.

7. Документация по SEPAM 20, 40, 80 серии.

8. Александров А.М. Выбор уставок защит асинхронных электродвигателей выше 1 кВ. - 8-е изд.– ПЭИпк, 2004.

9. Небрат И.Л. Расчеты токов короткого замыкания в сетях 0,4 кВ. - 6-е изд.– ПЭИпк, 2004.

10. Соловьёв А.Л. Защита асинхронных электрических двигателей напряжением 0,4 кВ.– ПЭИпк, 2004.

11. Небрат И.Л., Полесицкая Т.П. Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты (2 части) - 5-е изд.– ПЭИпк, 2005.

Адреса для замечаний и предложений:

Шнейдер Электрик 129281, Москва, ул. Енисейская, 37, тел.: (095) 797-40-00,

факс: (095) 797-40-02;

Санкт-Петербург, ул. Циолковского 9А, тел.: (812) 320-64-64, факс: (812) 320-64-63.

ПЭИпк, кафедра РЗА 191036, Санкт-Петербург, Невский пр., 111/3,

тел./факс: 277-13-37, 277-50-33, e-mail: [email protected].

РЕКЛАМА

Библиотека релейщика (издания кафедры РЗА ПЭИпк)

1. Александров А.М. Дифференциальные защиты трансформаторов.

2. Александров А.М. Основы наладки и проверок устройств РЗА и вторичной коммутации.

3. Александров А.М. Выбор уставок защит асинхронных электродвигателей выше 1 кВ.

4. Александров А.М. Обзор руководящих материалов РАО “ЕЭС России” за 1990-2003 г.г..

5. Александров А.М. Сарычев С.С. Дальнее резервирование в эл. сетях с помощью реле БРЭ-2801.

6. Беляев А.В. Вторичная коммутация в распределительных устройствах, оснащенных цифровыми РЗА.

7. Беляев А.В. Противоаварийное управление в узлах нагрузки с синхронными двигателями.

8. Беляков Ю.С. Расчетные схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов.

9. Беляков Ю.С. Математическое моделирование схем эл. сетей, методы расчетов аварийных режимов (2 части).

10. Беляков Ю.С. Актуальные вопросы определения мест повреждения воздушных линий электропередачи.

11. Вагурина Р.А., Сарычев С.С. Элементная база статических реле защиты.

12. Ившин М.В., Шмурьев В.Я. Реле времени.

13. Небрат И.Л. Расчеты токов короткого замыкания в сетях 0,4 кВ.

14. Небрат И.Л., Полесицкая Т.П. Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты (2 части).

15. Небрат И.Л, Полесицкая Т.П. Выбор уставок дистанционных защит с реле БРЭ-2801.

16. Сарычев С.С. Электромеханические реле тока и схемы максимальных токовых защит.

17. Соловьев А.Л. Защита асинхронных электрических двигателей напряжением 0,4 кВ.

18. Соловьев А.Л. Методические указания по выбору характеристик и уставок защиты электрооборудования с использованием микропроцессорных терминалов серии SEPAM производства фирмы Шнейдер Электрик (2 части).

19. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей.

20. Шабад М.А. Трансформаторы тока в схемах релейной защиты.

21. Шабад М.А. Выбор характеристик и уставок цифровых реле – терминалов серии SPACOM.

22. Шабад М.А. Защита от однофазных замыканий на землю в сетях 6-35 кВ.

23. Шабад М.А., Левуш Е.В. Изучение цифровых реле на ПК. (Программа “SIMULATOR”).

24. Шабад М.А. Автоматизация распределительных электрических сетей с использованием цифровых реле.

25. Шабад М.А. Защита генераторов малой и средней мощности (2 части).

26. Шмурьев В.Я. Статические реле тока и напряжения.

27. Шмурьев В.Я. Цифровые реле.

28. Шмурьев В.Я. Цифровая регистрация и анализ аварийных процессов в электроэнергетических системах.

29. Сборник “100 лет релейной защите”.

30. Англо-русский словарь по РЗА профессора В.А. Семенова.

Содержание

Часть первая

Предисловие ……………………………………………………………………….…..   3

1. Выбор уставок защит линий 6 -35 кв ….…………………………….………….   5

1-1. Основные виды и схемы сетей 6-35 кВ……………………………………   5

1-2. Требования к релейной защите ….…………………………….…………..   8

1-3. Общие требования к расчету (выбору уставок) релейной защиты ……... 10

1-4. Основные условия расчета ступенчатых токовых защит линий от междуфазных КЗ ….…………………………….………………………….. 12

1-5. Расчеты рабочих уставок максимальной токовой защиты линий (МТЗ).. 14

1-6. Примеры расчета рабочих уставок ступенчатых токовых защит линий от междуфазных КЗ с цифровыми и аналоговыми реле ………………… 25

1-7. Расчеты токовых отсечек ….…………………………….………………… 38

Литература …………………………………………………………………………… 45

Реклама ……………………………………………………………………………… 46

Часть вторая

2. Защита от однофазных замыканий на землю в распределительных

сетях 6 - 35 кВ ………………………………………………………………………..   3

3. Выбор уставок защит трансформаторов 6 и 10 кВ……………………………. 17

3-1. Требования, предъявляемые к защитам трансформаторов 6,3/0,4 кВ и 10,5/0,4 кВ ………………………………………………………………….. 17

3-2. Выбор уставок защит двухобмоточных понижающих трансформаторов 6,3/0,4 кВ (10,5/0,4 кВ) …………………………………………………….. 20

4. Ввод уставок максимальной токовой защиты (ANSI 50/51) в терминалы SEPAM 20, 40 и 80 серий ………………………………………………………… 23

Приложение I. Описание и выбор уставок МТЗ функции логической

селективности в терминалах SEPAM …….…….…….…….…….…….…….…… 26

Приложение II. Основные коды стандарта ANSI C37.2 функций устройств

релейной защиты (частично реализованы в терминалах SEPAM)………………. 35

Приложение III. Применение цифровых терминалов Sepam ……………………… 41

Литература ……………………………………………………………………………… 42

Внимание!

В Петербургском энергетическом институте повышения квалификации специалистов (ПЭИпк) на кафедре релейной защиты можно изучить терминалы SEPAM, методы выбора и установки их параметров срабатывания (программирования). В лаборатории кафедры РЗА имеются учебные стенды с терминалами SEPAM, предоставленные фирмой Шнейдер Электрик. Занятия проводятся в течение учебного года, в группах по изучению цифровых терминалов, РЗА.

Справки по тел./факс: (812) 277-13-37 - кафедра РЗА

(812) 371-83-53 -планово-договорной отдел ПЭИпк

E-Mail: [email protected] (кафедра РЗА), http://www.peipk.spb.ru

А.Л. Соловьев

Методические указания по выбору характеристик и уставок защиты электрооборудования с использованием микропроцессорных терминалов серии sepam производства шнейдер электрик

Методические указания с примерами. Часть первая.

Научный редактор к.т.н., доцент М.А. Шабад

Ризограф, объем п.л. , тираж 200 экз.

Заказ № Цена договорная

ПЭИпк, 196135, Санкт-Петербург, ул. Авиационная, 23.

Все права на это издание принадлежат издательству ПЭИпк и ЗАО "Шнейдер Электрик". Любое использование материалов издания как в печатном, так и в электронном виде, без разрешения издательства запрещено.