Релейная защита в СЭС

Размещено на http://www.allbest.ru/

АННОТАЦИЯ

Мартынов М.А. Релейная защита в СЭС.-

Челябинск: ЮУрГУ, Э, 2013, 107 с., 30 илл., 17 таблиц. Библиография литера туры -13 наименования.

Задачей данного курсового проекта расчет релейной защита заданной СЭС. В соответствие с ПУЭ определяется необходимый набор защит для каждого участка СЭС. Для выполнения необходимого набора защит для каждого участка СЭС выбираются соответствующие устройства релейной защиты. Рассчитываются токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах работы СЭС на всех ступенях данной СЭС. Производится расчет защиты сети напряжением 0,38 кВ. Рассматривается организация релейной защиты рассматриваемого участка СЭС, а также производится расчет уставок защит, установленных на выключателях рассматриваемого участка СЭС. В соответствие с рассчитанными уставками защит выбираются измерительные датчики тока и строятся время-токовые характеристики. Для заданного трансформатора тока производится расчет нагрузочных характеристик и по кривым предельной кратности ТТ производится расчет сечения контрольного кабеля, соединяющего данный трансформатор тока с устройствами РЗ. Производится обоснование выбора соответствующего вида оперативного тока.

ОГЛАВЛЕНИЕ

АННОТАЦИЯ

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

1. СОСТАВЛЕНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙСХЕМЫ

2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

2.1 Расчет токов КЗ в электрической сети напряжением выше 1 кВ

2.2 Расчет токов КЗ в электрической сети напряжением до 1 кВ

2.3 Расчет токов КЗ в конце линии, питающей объект СЭС

3. ВЫБОР И РАСЧЕТ КОММУТАЦИОННОЙ И ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ НА СТОРОНЕ 0,38 кВ

3.1 Защита с помощью плавких предохранителей

3.2 Защита с помощью автоматических выключателей

4. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ РАССМАТРИВАЕМОГО ФРАГМЕНТА СЭС

4.1 Расчет рабочих максимальных и пиковых токов

5 РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ РАССМАРИВАЕМОГО ФРАГМЕНТА СЭС

5.1 Расчет релейной защиты, установленной в начале КЛ7 и КЛ8

5.2 Расчет релейной защиты, установленной на секционном выключателе РП

5.2.1 Расчет релейной защиты, установленной в начале КЛ1 и КЛ2

5.3 Расчет релейной защиты, установленной на секционном выключателе ПС

5.3.1 Расчет релейной защиты электролизной установки

5.3.2 Время токовые характеристики рассчитанных токовых защит

6. РАСЧЕТ ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА

7. ВЫБОР ОПЕРАТИВНОГО ТОКА

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

В соответствие с выданным вариантом задания (6,28) исходные данные для выполнения курсового проекта представлены в таблицах 1-4 [8, 2.5.1].

Таблица 1- Параметры схемы внешнего электроснабжения

№ варианта

UС, кВ

Тип схемы

SК.МАКС, МВА

SК.МИН, МВА

Воздушная или кабельная линия

Трансформаторы Т1 и Т2

Кабельные линии КЛ1 и КЛ2

L, км

Марка провода или кабеля

Тип трансформатора

UК, %

L, м

Марка кабеля

К-во кабелей в линии

6

35

4

1400

1250

7,0

АС-95

ТДНС-10000/35/6,6

8,0

500

М-3х240

2

Таблица 2- Параметры оборудования электрической сети напряжением 6-10 кВ, начинающейся от РП, и электрической сети 380 В

№ варианта

Кабельная или воздушная линия

Трансформаторы 6-10/0,4 кВ

Линия между ТП и РПН (ВРУ), ШМ, ШР

№ КЛ ВЛ

Длина, м

Тип провода/ кабеля

Коммутац. ап-т перед Т

№ Т

Тип

UК, %

Схема соед-ния обмоток

Вид аппарата

Тип провода/ кабеля/ шинопровода

Длина, м

Ток нагрузки макс, А

Ток нагрузки пик, А

отходящего

вводного

28

9,10

500

А-3х150

ВВ

Т9, Т10

ТМ-1600

5,5

Y/YН

П

П

А-3х120+1x70

450

210

350

Таблица 3- Фрагмент электрической сети, для которого необходимо рассмотреть организацию релейной защиты

Номер вари анта, 2-я цифра	Расчет релейной защиты элемента СЭС	Выбор трансформатора тока, установленного (дополнительные данные получить у преподавателя)	Объем расчета релейной защиты по СЭС (снизу вверх)
	Номер таблицы	Вариант из этой таблицы
28	7	1	В начале КЛ3	От выключателя отходящей от РП линии 10 кВ до выключателя питающей РП линии, включая этот выключатель (до шин 10 кВ ГПП)

Таблица 4- Объект электрической сети, для которого необходимо рассчитать релейную защиту

Номер варианта	Тип	Напряжение сети, кВ	Назначение	Выпрямленное напряжение, В	Выпрямленный ток, А	КЛ, м
1	ВАКВ2-2500/300	6-10	Электролиз	300	12500	150

В соответствие с данными таблиц 1-4 и рисунком [8, рис.2.1] составлена принципиальная электрическая схема электроснабжения.

1. СОСТАВЛЕНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

Принципиальная электрическая схема электроснабжения, для которой необходимо рассчитать релейную защиту, представлена на рисунке 1.1

Рисунок 1.1- Принципиальная электрическая схема рассматриваемого участка СЭС

На принципиальной схеме представлены следующие элементы:

1) Кабельные линии КЛ7 и КЛ8, питающие трансформаторы Т7-Т10 трансформаторных подстанций 6/0.4 кВ.

Уставка по времени срабатывания селективной токовой отсечки (СТО) устанавливаемых на выключатели Q14 и Q15 защит необходимо отстроить от уставки по времени срабатывания СТО вводных автоматических выключателей трансформаторов Т7-Т10 со стороны 0,4 кВ на ступень селективности. [10, 17.3.1]. Для микропроцессорных защит иностранного производства ступень селективности Дt=0,3 с. [10, 17.2]. Уставка по времени срабатывания автоматических вводных выключателей трансформаторов Т7-Т10 со стороны НН равна 0,5 с. Поэтому примем уставку по времени срабатывания селективной токовой отсечки защит Sepam S20 равной 0,8 с.

2) Распределительный пункт напряжением 6 кВ (РП)

Уставку по времени срабатывания СТО защиты, установленной на секционном выключателе Q13, примем большей на ступень селективности, чем уставка по времени срабатывания СТО защит кабельных линий, питающих трансформаторы Т7-Т10, т.е. уставка по времени срабатывания равна 1,1 с.

3) Кабельные линии КЛ1 и КЛ2, питающие РП 6 кВ

На кабельных линиях электропередачи в сетях напряжением 6 кВ, работающих с изолированной нейтралью или с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю [9, п.3.2.91].

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита (селективная токовая отсечка и мгновенная токовая отсечка). Первая ступень может быть выполнена в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени, вторая ступень - в виде токовой отсечки без выдержки времени [9, п.3.2.93].

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде [9, п.3.2.96]:

- селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал;

- селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности; защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети;

- устройство контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента должно осуществляться специальными устройствами; допускается отыскание поврежденного элемента поочередным отключением присоединений.

а) Защита в начале линии выполняется двухступенчатой в виде селективной защиты с зависимой от тока выдержкой времени и мгновенной токовой отсечки.

Устройство защиты Sepam S20 реализует защиту в начале кабельных линий КЛ1 и КЛ2 от межфазных КЗ и однофазных замыканий на землю [10, 17.6.2] (коды ANSI 50, 51 и 51N). [10, c.145].

б) Выполнение релейной защиты на приемном конце линий КЛ1 и КЛ2 в данной курсовой работе не рассматривается.

в) Уставка по времени срабатывания защиты в конце кабельных линии отстраивается от уставки по времени срабатывания защиты РП 6 кВ на ступень селективности и равна 1,4 с.

Уставка по времени срабатывания защиты в начале кабельных линии отстраивается от уставки по времени срабатывания защиты в конце кабельных линий и равна 1,7 с.

4) Сборные шины подстанции 35/6 кВ

На шиносоединительном (секционном) выключателе напряжением 6 кВ должна быть предусмотрена двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ (селективная токовая отсечка и мгновенная токовая отсечка) [9, п. 3.2.119].

Данная токовая защита также обеспечивается устройством Sepam S20 (ANSI 50 и 51). Уставка по времени срабатывания селективной токовой отсечки защиты сборных шин подстанции 35/6 кВ отстраивается от уставки по времени срабатывания защиты в начале кабельных линий и равна 2,0 с.

5) Защита питающих линий сборных шин

Так как на шиносоединительном (секционном) выключателе напряжением 6 кВ, предусмотрена двухступенчатая защита, то установка защиты не требуется.

6) Электролизная установка

В выпрямительных установках наибольшее применение нашли силовые полупроводниковые преобразователи, состоящие из неуправляемых (диодов) или управляемых (тиристоров) вентилей. Полупроводниковые преобразователи оборудуются системой воздушного или водяного охлаждения, а также приборами и аппаратами, необходимыми для пуска и работы преобразователей. К питающей сети переменного тока они подключаются через трансформатор, образуя преобразовательный агрегат. К повреждениям преобразовательного агрегата относятся повреждения трансформатора, а также КЗ в системе переменного тока и пробой полупроводниковых вентилей, т. е. потеря ими запирающих свойств. При пробое возможны образование электрической дуги в поврежденном вентиле и его взрыв, сопровождающийся перебросом дуги на токоведущие части преобразователя. Ненормальными режимами преобразовательного агрегата являются прохождение сверхтоков при перегрузках и внешних КЗ в системе выпрямленного тока и нарушение работы устройств собственных нужд установки.

Устройства защиты трансформатора. Основными защитами трансформатора преобразовательного агрегата являются:

- токовая защита от перегрузок, если нет защиты от перегрузки полупроводникового преобразователя;

- максимальная токовая защита без выдержки времени (мгновенная токовая отсечка) от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах трансформатора;

- газовая защита;

- защита от однофазных замыканий на землю.

В зависимости от типовой мощности и первичного напряжения трансформатора предусматриваются и другие защиты [10].

Защиту осуществляет устройство Sepam T20, реализующее газовую защиту (ANSI 63), максимальную токовую защиту от перегрузки и максимальную резервную токовую защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ (ANSI 51), и тепловую защиту трансформатора (ANSI 49RMS), и защиту от однофазных замыканий на землю (ANSI 51N).

2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Для расчета токов короткого замыкания необходимо составить схему электроснабжения, на которой будут обозначены характерные точки СЭС, а также исходные параметры элементов СЭС (см. таблицы 1,2,3 и 4).

Характерными точками СЭС являются:

а) Точки в начале и в конце питающей ВЛ напряжением 35 кВ (соответственно точки А и Б);

б) На сборных шинах 6 кВ подстанции (точка В);

в) На сборных шинах РП 6 кВ (точка Г);

г) На стороне высшего напряжения трансформатора 6-10/0,4 кВ, который рассматривается в работе (Т9 и Т10) (точка Д);

д) На стороне низшего напряжения трансформатора 6/0,4 кВ: на выводах трансформатора (точка Е); на сборных шинах 0,4 кВ ТП (точка Ж); на сборных шинах РПН (точка З);

е) В конце линии, питающей объект СЭС (точка И).

Полная схема электроснабжения представлена на рисунке 2.1.



Рисунок 2.1- Схема электроснабжения

2.1 Расчет токов КЗ в электрической сети напряжением выше 1 кВ

Расчет проводится в относительных единицах. Базисную мощность примем Sб=1000 МВА. Для выбранного оборудования принимаем средние значения напряжений ступеней электрической сети: UСР1 = 37 кВ, UCР2 =6,3 кВ, UСР3 = 0,4 кВ.

2.1.1 Расчет сопротивлений элементов схемы замещения

1) Сопротивление энергосистемы:

а) В максимальном режиме:

(2.1)

б) В минимальном режиме:

(2.2)

2) Сопротивление воздушных линий ВЛ1 и ВЛ2:

Для провода АС-95/16 согласно [1, табл.7.38] удельное индуктивное сопротивление при номинальном напряжении линии 35 кВ X0.BЛ1= 0,234 Ом/км.

(2.3)

3) Сопротивление трансформаторов Т1 и Т2:

а) При минимальном положении регулятора РПН:

Согласно [2, табл.4.1] для трансформатора с номинальным высшим напряжением 35 кВ Uк.мин= 6,9 %; Uк.макс= 7,6 %; ДUРПН=9%.

(2.4)

б) При максимальном положении регулятора РПН:

(2.5)

в) отношение сопротивлений трансформатора при максимальном и минимальном положениях РПН составляет:

(2.6)

4) Сопротивление кабельных линий КЛ1 и КЛ2.

Согласно [1, табл.7.28] для кабеля марки М-3x240 при номинальном напряжении сети 6 кВ удельное сопротивление XО.КЛ1=0,071 Ом/км.

а) При нормальной работе линий (в линии параллельно включены два кабеля n = 2) имеем их минимальное сопротивление:

(2.7)

б) При аварийном отключении одного из кабелей в линии (n - 1) имеем максимальное сопротивление:

(2.8)

5) Сопротивление кабельных линий КЛ7, КЛ8, КЛ9 и КЛ10, каждая из которых состоит из одного кабеля

Согласно [1, табл.7.28] для кабеля марки А-3x150 удельное сопротивление прямой последовательности X1УД.КЛ= XО.КЛ1=0,074 Ом/км.

(2.9)

Схема замещения представлена на рисунке 2.2



Рисунок 2.2- Схема замещения для расчета токов КЗ в электрической сети напряжением более 1 кВ

2.1.2 Расчет токов КЗ в максимальном режиме

а) Точка А, при этом UСТ = UСР1 :

(2.10)

б) Точка Б :

(2.11)

в) Точка В, при этом UСТ = UСР2:

(2.12)

(2.13)

г) Точка Г:

(2.14)

(2.15)

д) Точка Д:

(2.16)

(2.17)

2.1.3 Расчет токов КЗ в минимальном режиме

а) Точка А:

(2.18)

б) Точка Б:

(2.19)

в) Точка В:

(2.20)

По формуле (2.20):

г) Точка Г:

(2.21)

По (2.21):

д) Точка Д:

 (2.22)

По (2.22):

2.1.4 Расчеты токов КЗ в максимальном и минимальном режимах сведем в таблицу 2.1

Таблица 2.1- Сводные данные расчетов токов КЗ в электрической сети напряжением выше 1 кВ

	Место точек расчета короткого замыкания
	А	Б	В	Г	Д
Максимальный ток трехфазного КЗ I(3)К.МАКС, кА	21.85	8.166	12.02	11.35	9.223
Максимальная мощность КЗ, SК.МАКС = v3 • UСТ • I(3)К,МАКС, МВА	1400	523.3	131.2	123.9	100.6
Минимальный ток двухфазного КЗ I(2)К.МИН, кА	16.89	6.769	7.198	6.658	5.757
Минимальная мощность КЗ, SК.МИН = v3 • UСТ • I(3)К,МИН или SК.МИН = 2 • UСТ • I(2)К,МИН, МВА	1250	500.9	90.69	83.89	72.5

2.2 Расчет токов КЗ в электрической сети напряжением до 1 кВ

Согласно [2, р.4.3.3.] токи КЗ в электроустановках напряжением до 1 кВ рекомендуется проводить в именованных единицах, а активные и индуктивные сопротивления - выражать в миллиомах (мОм).

При расчетах токов КЗ допускается максимально упрощать всю внешнюю сеть напряжением 6 кВ и более по отношению к месту КЗ, представив ее системой с сопротивлением ХС, определяемым мощностью КЗ на стороне высшего напряжения трансформатора 6/0,4 кВ.

2.2.1 Расчет сопротивлений элементов схемы замещения

1) Сопротивление системы

Согласно [2, р.4.3.3], сопротивление системы находится по формуле:

, (2.23)

где - среднее номинальное напряжение сети (400В), подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора;

SK.ВН - мощность короткого замыкания у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора.

Из таблицы 2.1 следует, что:

- при максимальном режиме работы SK.ВН=100,6 МВА;

- при минимальном режиме работы SK.ВН=72,5 МВА;

а) В максимальном режиме:

(2.24)

б) В минимальном режиме:

(2.25)

2) Сопротивление трансформатора

Трансформаторы Т9 и Т10: тип ТМ-1600/6 схема соединения обмоток Y/YН, напряжение короткого замыкания Uк=6,5 %. Согласно [3, табл. 4.2] ДPк=18,0 кВт; ПБВ ±2х2,5 %.

Согласно [2, табл.П1.1] сопротивления трансформатора 1600 кВА для схемы соединения обмоток Y/YН возьмем из табл. П1.1: R1Т9 = 1 мОм, Х1Т9 = 5,4 мОм; R1Т10= R1Т9; Х1Т10= Х1Т9; R0Т9 = 16,3 мОм, Х0Т9 = 50,0 мОм;

3) Сопротивление шинопровода между трансформатором и вводным автоматическим выключателем

Между трансформатором и вводным выключателем QF9 расположен шинопровод длиной 3 м. Номинальный ток трансформатора Т9 согласно [4, р.2.1] находится по формуле:

(2.26)

По (2.26):

С учетом перегрузки (1,4-1,6•IТ.Н) ток трансформатора может достигать величины 1,4• IТ.Н= 3233,16 А. Поэтому в качестве исходных данных возьмем шинопровод Ш3 на ток 3200 А [2, табл. П.1.3.1]:

- удельные сопротивления фазы R1УД.Ш = 0,013 мОм/м, Х1УД.Ш = 0,005 мОм/м;

- удельные сопротивления нулевой шины RО.УД.Ш = 0,064 мОм/м, ХО.УД.Ш = 0,035 мОм/м.

Согласно [2, п.4.3.4]:

R1Ш = R1УД.Ш • L = 0,013 • 3 = 0,039 мОм ;

Х1Ш = Х1УД.Ш • L = 0,005 • 3 = 0,015 мОм.

Согласно [2, п.4.3.6]:

R0Ш = R0УД.Ш • L = 0,064 • 3 = 0,192 мОм ;

Х0Ш = Х0УД.Ш • L = 0,035 • 3 = 0,105 мОм.

4) Сопротивление кабельной линии КЛ13

Кабель КЛ13 A-3x120+1x70 длиной 450 м По [2, табл. П.1.4.4]:

- удельные сопротивления прямой последовательности

R1УД.КЛ = 0,18 мОм/м и Х1УД.КЛ = 0,07 мОм/м;

- удельные сопротивления нулевой последовательности

RО.УД.КЛ = 0,7 мОм/м и ХО.УД.КЛ = 0,47 мОм/м.

Согласно [2, п.4.3.4]:

R1КЛ13 = R1УД.КЛ • L = 0,18 • 450 = 81 мОм;

Х1КЛ13 = Х1УД.КЛ • L = 0,07 • 450 = 31.5 мОм

Согласно [2, п.4.3.6]:

R0КЛ13 = R0УД.КЛ • L = 0,7 • 450 = 315 мОм;

Х0КЛ13 = Х0УД.КЛ • L = 0,47 • 450 = 211.5 мОм

5) Сопротивления переходных контактных сопротивлений:

- шинопровода Ш4 с двух сторон по RК.Ш = 0,0024 мОм [2,табл. П1.6.2];

- суммарное сопротивление переходных контактных сопротивлений до точки Ж (учтем только шинопровод Ш4)

RК.Ж = 2 • 0,0024 = 0,0048 мОм;

- кабеля КЛ13 сечением 120 мм2 с двух сторон по RК.К = 0,024 мОм [2,табл. П1.6.2];

- суммарное сопротивление переходных контактных сопротивлений до точки З (учтем только шинопровод Ш3 и кабеля КЛ13)

RК.З = 2 • 0,0024 + 2 • 0,024 = 0,053 мОм;

- сопротивления включения токовых катушек расцепителей и переходные сопротивления подвижных контактов автоматических выключателей и разъемного контактного рубильника [2, табл.П1.6.1] приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2- Сопротивления коммутационных аппаратов

QF3	3200 А	RQF3 = 0,1 мОм	XQF3 = 0,05 mOm
F3	200 А	RF3 = 1,1 мОм	XQF9 = 0,5 мОм
QS3	200 А	RQS3=1,1 мОм	XQS3 = 0,5 мОм

- активное и индуктивное сопротивления трансформатора тока 3200/5 А примем равными нулю в следствии их малости [2,табл. П1.6.5].

6) Активное сопротивление заземляющей дуги [2,табл. П1.7]:

- на вводах 6 кВ трансформатора Т9, точка Е - RД.Е = 4 мОм;

- на шинах РУ-0,4 кВ, точка Ж - RД.Ж = 4 мОм;

- на шинах РУ-0,38 кВ РПН (ВРУ), точка З - RД.З = 7 мОм.

Принципиальная схема электрической сети напряжением до 1 кВ приведена на рисунке 2.3. Схема замещения прямой последовательности приведена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.3-Принципиальная схема электрической сети напряжением до 1 кВ

Рисунок 2.4- Схема замещения прямой последовательности



Рисунок 2.5- Схема замещения нулевой последовательности

2.2.2 Определение токов КЗ при максимальном режиме работы энергосистемы

а) Точка Е

Сопротивление контура КЗ (прямой последовательности):

- активное

R1У.Е = R1Т9 + RД.Е = 1 + 4 = 5 мОм;

- реактивное

Х1У.Е = ХС.МАКС + Х1Т9 = 1,59 + 5,4 = 6,99 мОм;

- полное

.

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке Е

.(2.27)

б) Точка Ж

Сопротивление контура КЗ:

- активное

R1У.Ж = R1Т9 + R1Ш + RТА3 +RQF3 + RК.Ж + RД.Ж = 1 + 0,013 + 0 + 0,1 + 0,0048 + 4 = 5,144 мОм;

- реактивное

Х1У.Ж = ХС.МАКС + Х1Т9 + Х1Ш + ХТА3 + ХQF3 = 1,59 + 5,4 + 0,013 + 0 + 0,05 = 7,055 мОм;

- полное

.

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке Ж

(2.28)

в) Точка З

Сопротивление контура КЗ (прямой последовательности):

- активное

R1У.З = R1Т9 + R1Ш + RТА3 + RQF3 + RF3 + R1КЛ13 + RQS3 + RК.З + RД.З = 1 + 0,013 + 0 + 0,1 + 1,1 + 81 +1,1 + 0,053 + 7 = 91,392 мОм;

- реактивное

Х1У.З = ХС.МАКС + Х1Т9 + Х1Ш + ХТА3 + ХQF3 + ХF3 + Х1КЛ13 + ХQS3 =1,59 + 1 + 0,005 + 0 + 0,05 + 0,5 + 31,5 + 0,5 = 39,55 мОм;

- полное

.

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке К

.(2.29)

2.2.3 Определение токов КЗ в минимальном режиме работы энергосистемы

В расчете нужно заменить сопротивление ХС.МАКС на ХС.МИН и определить ток двухфазного КЗ [2,п.4.3.4]

а) Точка Е

R1У.Е = 5 мОм;

Х1У.Е = ХС.МИН + Х1Т9 = 1,207 + 5,4 = 7,607 мОм;

;(2.30)

По (2.30):

.

б) Точка Ж

R1У.Ж = 5,144 мОм;

Х1У.Ж = ХС.МИН + Х1Т9 + Х1Ш + ХТА3 + ХQF3 = 1,207 + 5,4 + 0,005 + 0 + 0,05 = 7,672 мОм;

.(2.31)

в) Точка З

R1У.З = 91,392 мОм;

Х1У.З = ХС.МИН + Х1Т9 + Х1Ш + ХТА3 + ХQF3 + ХF3 + Х1КЛ13 + ХQS3 = 1,207 + 5,4 + 0,005 + 0 + 0,05 + 0,5 + 31,5 + 0,5 = 40,172 мОм;

.(2.32)

2.2.4 Определение ударного тока КЗ при максимальном режиме работы энергосистемы

Для выбора оборудования кроме установившего тока КЗ необходимо знать ещё и ударный ток КЗ. [2, п.4.3.4]

а) Точка Е

Из пункта 2.2.2:

X1УЕ / R1УЕ = 6,99 / 5 = 1,398.

По кривой на [2, рис. П1.4]: КУД = 1,1

(2.33)

б) Точка Ж

Из пункта 2.2.2:

X1УЖ / R1УЖ = 7,055 / 5,144 = 1,372.

По кривой на [2, рис. П1.4]: КУД = 1,1

 (2.34)

в) Точка З

Из пункта 2.2.2:

X1УЗ / R1УЗ = 39,555 / 91,392 = 0,433.

По кривой на [2, рис. П1.4]: КУД = 1

(2.35)

2.2.5 Расчет токов однофазного КЗ

Расчет токов однофазных коротких замыканий в сетях до 1 кВ выполняется для проверки обеспечения надежной работы защиты при минимальных значениях тока КЗ в конце защищаемой линии. [2, п.4.3.5]

Если электроснабжение электроустановки напряжением до 1 кВ осуществляется от энергосистемы через понижающий трансформатор, то значение периодической составляющей тока однофазного КЗ рассчитывают по формуле [2,п.4.3.5]

(2.36)

где R1У, R2У и Х1У, Х2У - суммарные активные и индуктивные сопротивления соответственно прямой и обратной последовательности фазной цепи КЗ, определенные для минимального режима работы сети.

RОУ и ХОУ - суммарное активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности цепи КЗ;

Активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности трансформатора Т9, шинопровода Ш3 и кабельной линии КЛ13 определены в пункте 2.2.1. Сопротивления нулевой последовательности остальных элементов схемы (трансформаторов тока, автоматических выключателей, контактов и дуги) равны аналогичным сопротивлениям прямой последовательности. [2, п.4.3.6]

а) Точка Е

Сопротивление контура КЗ:

- прямой последовательности

R1У.Е = R1Т9 + RД.Е =1 + 4 = 5 мОм;

Х1У.Е = ХС.МИН + Х1Т9 =1,207 + 5,4 = 7,607 мОм;

- нулевой последовательности

R0У.Е = R0Т9 + RД.Е =16,3+4= 20,3 мОм;

Х0У.Е = Х0Т9 = 50 мОм.

Значение периодической составляющей тока однофазного КЗ в точке Е. По формуле (2.36):

.

б) Точка Ж

R1У.Ж = 5,144 мОм;

Х1У.Ж = ХС.МИН + Х1Т9 + Х1Ш + ХТА3 + ХQF3 = 1,207 + 5,4 + 0,005 + 0 + 0,05 = 7,672 мОм;

RОУ.Ж = RОТ9 + RО.Ш + RТА3 + RQF3 + RК.Ж + RД.Ж = 16,3 + 0,192 + 0 + 0,1 + 0,0048 + 4 = 20,597 мОм;

ХОУ.Ж = ХОТ9 + ХО.Ш + ХТА3 + ХQF3 = 50 + 0,105 + 0 + 0,05 = 50,155 мОм;

По формуле (2.36):

.

в) Точка З

R1У.З = 91,392 мОм;

Х1У.З = ХС.МИН + Х1Т9 + Х1Ш + ХТА3 + ХQF3 + ХF3 + Х1КЛ13 + ХQS3 = 1,207 + 5,4 + 0,005 + 0 + 0,05 + 0,5 + 31,5 + 0,5 = 40,172 мОм;

RОУ.З = R0Т9 + R0Ш + RТА3 + RQF3 + RF3 + R0КЛ13 + RQS3 + RК.З + RД.З = 16,3 + 0,192 + 0 + 0,1 + 1,1 + 315 +1,1 + 0,053 + 7 = 340,845 мОм;

ХОУ.З = Х0Т9 + Х0Ш + ХТА3 + ХQF3 + ХF3 + Х0КЛ13 + ХQS3 =50 + 0,105 + 0 + 0,05 + 0,5 + 31,5+ 0,5= 262,655 мОм;

По формуле (2.36):

2.2.6 Расчеты токов КЗ сведем в таблицу 2.3

Таблица 2.3- Сводные данные расчетов токов КЗ в электрической сети напряжением до 1 кВ

	Место точек расчета короткого замыкания
	Д	Е	Ж	З
Максимальный ток трехфазного КЗ I(3)К.МАКС, кА	9,223	26,87	26,449	2,319
Минимальный ток двухфазного КЗ I(2)К.МИН, кА	5,757	21,971	21,653	2,003
Ток однофазного КЗ I(1)К,МИН, кА	-	9,653	9,567	1,107

2.3 Расчет токов КЗ в конце линии, питающей объект СЭС

Для расчета тока КЗ в конце линии, питающей электролизную установку (ЭУ), определим параметры КЛ, с помощью которой ЭУ подключается ко второй секции шип (КЛ11) ПС 6 кВ. Длина КЛ11, равна 150 м.

1) Определим максимальный ток, протекающий по КЛ11 с учетом допустимой перегрузки по току электролизной установки, равной 2,5 [11, 24]:

(2.37)

где - коэффициент, зависящий от схемы питания выпрямителей;

- номинальный выпрямленный ток преобразователя;

U1 и U2 - соответственно высшее и низшее напряжения трансформатора.

По (2.37):

2) По [1, табл 7.10] в качестве кабеля КЛ11 выбираем М-3x500 с длительно допустимым током, равным 1020 А.

3) Представим вторую секцию шин ПС (2СШ) в качестве источника питания с напряжением равным UCР2 =6,3 кВ и мощностью короткого замыкания, равной мощности КЗ в точке В. Из таблицы 2.1 мощность короткого замыкания в точке В соответственно в максимальном и минимальном режимах равна:

МВА;

МВА.

Тогда схема подключения УЭ представлена на рисунке 2.6

Рисунок 2.6- Схема подключения УЭ к 2СШ ПС

4) Сопротивление сети по отношению к УЭ:

а) В максимальном режиме:

(2.38)

б) В минимальном режиме:

(2.39)

5) Сопротивление КЛ11:

Удельное сопротивление кабеля М-3х500 согласно [1, табл. 7.28] равняется 0,036 Ом/км;

(2.40)

6) Сопротивление трансформатора Т11

а) Расчет мощности трансформатора Т11

(2.41)

Примем к установке трансформатор мощностью ,

б) Расчет сопротивления трансформатора T11

(2.42)

Схема замещения представлена на рисунке 2.7



Рисунок 2.7- Схема замещения для расчета токов КЗ в конце линии, питающей объекст СЭС

7) Ток КЗ в точке И:

а) В максимальном режиме:

(2.43)

по формуле (2.43)

б) В минимальном режиме:

 (2.44)

по формуле (2.44)

3. ВЫБОР И РАСЧЕТ КОММУТАЦИОННОЙ И ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ НА СТОРОНЕ 0,38 кВ

Расположение коммутационный аппаратов, защищающих трансформаторы Т7-Т10 на примере трансформаторов Т9 и Т10, показано на рисунке 3.1. Трансформаторы Т7 и Т8 защищаются аналогично.

Рисунок 3.1- Расположение коммутационный аппаратов

3.1 Защита с помощью плавких предохранителей

Выберем плавкие вставки для предохранителей F1 и F3. Номинальные токи предохранителей (плавких вставок) со стороны ВН и НН трансформатора выбираются из условий несрабатывания при допустимых нагрузках трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах, а также условий включения трансформатора в режиме холостого хода (отстройка от бросков тока намагничивания) [5, р 8.5].

3.1.1 Выбор предохранителей F1 и F2

На стороне высшего напряжения номинальный ток плавкой вставки рекомендуется выбирать с учетом броска тока намагничивания

IВС.Н.ВН = 2 • IТ.Н.ВН,(3.1)

где IТ.Н.ВН - номинальный ток трансформатора на стороне ВН, может быть найден по известной формуле:

(3.2)

где SНТ- номинальная мощность трансформатора. Согласно исходным данным: SНТ=1600 кВА;

UВН- напряжение трансформатора на стороне высокого напряжения; UВН=6 кВ.

По (3.2) определим номинальный ток трансформатора на стороне ВН :

По (3.1) определим номинальный ток плавкой вставки на стороне ВН:

IВС.Н.ВН = 2 • 153,96 А=307,92 А,

По [5, 8.8.2] выбираем плавкую вставку ПКТ на номинальный ток 315 А.

Приведем ВТХ плавкой вставки ПКТ на 315 А напряжению низшей стороны трансформатора ТМ-1600. Для этого используется соотношение [5 ,ф.8.20]:

(3.3)

где - ток плавкой вставки, приведенный к напряжение Uнн.

По (3.3) для времени tпл.вс=400 с ток плавления плавкой вставки:

Аналогично можно провести расчет для других времен срабатывания плавкой вставки. Результаты расчета приведены в таблице 3.1:

Таблица 3.1.- Время- токовые характеристики плавкой вставки типа ПКТ на номинальный ток 315 А

tпл.вс, с	400	200	10	3	1	0,1	0,02
Дtпл.вс, с, при разбросе ± 25 %	300-500	150-250	7,5-12,5	3,75-2,25	0,75-1,25	0,075-0,125	0,015-0,025
	700 10500	850 12700	900 13500	1100 16500	1950 29500	4400 66000	8000 120000

Последним этапом выбора плавких предохранителей является их проверка по отключающей способности [5, р 8.5].

IП.О > IК.МАКС,(3.4)

где IП.О - предельно отключаемый ток предохранителя; IК.МАКС - максимальный ток КЗ в месте установки предохранителя.

Из подраздела 1.2 известно, что в месте установки предохранителя F1 (F2) (точка Д на рисунке 1.2) максимальный ток трехфазного КЗ I(3)К.МАКС=9,223 кА. Согласно [5, 8.8.2] для плавких вставок типа ПКТ предельный отключающий ток IП.О может быть до 31,5 и 40 кА. Примем IП.О=31,5 кА. Тогда по (3.4) проверим отключающую способность предохранителей F1 и F2:

31,5 кА > 9,223 кА.

Номинальный ток плавкой вставки должен быть по крайней мере в три раза меньше минимального тока КЗ в конце защищаемого участка, т.е. коэффициент чувствительности должен быть [5, р.8.6]:

(3.5)

где - коэффициент трансформации.

Минимальным током КЗ в точке Ж, согласно пункту 2.2.6, является ток однофазного КЗ. Минимальным током КЗ в точке З является ток однофазного КЗ. Из пункта 2.2.5 известно, что

По (3.5) определим коэффициенты чувствительности предохранителей F1 и F2 к минимальным токам КЗ в точка Ж и З:

Вывод: Предохранители F1 и F2 не подходят для отключения тока КЗ и в случае отказа нижестоящих защитных аппаратов.

3.1.2 Выбор предохранителя F3

Для определения параметров плавкой вставки предохранителя F3 рассматривают две составляющие - расчётную нагрузку I'РАСЧ «спокойных» электроприёмников и нагрузку запускаемых двигателей IПУСК.МАКС [5,р.8.5]:

IВС.Н ? Iраб.макс =I'РАСЧ + IПУСК.МАКС / К, (3.6)

Коэффициент К определяется типами электродвигателей и условиями их пуска. [5,р.8.5] Примем K=2,5.

Согласно исходным данным: I'РАСЧ= Iмакс=210 А; IПУСК.МАКС= Iпик=350 А.

По (3.6) рабочий максимальный ток равен:

Iраб.макс = 210 + 350 / 2,5=350 А.

По [5, 8.8.1] выбираем предохранитель с плавкой вставкой типа ПН-2 на номинальный ток 400 А, ВТХ которой представлена в таблице 3.2:

Таблица 3.2.- Время- токовые характеристики плавкой вставки типа ПН-2 на номинальный ток 400 А

tпл.вс, с	50	10	5	1	0,5	0,1	0,05	0,02
Дtпл.вс, с, при разбросе ± 25 %	38,5-62,5	7,5-12,5	3,8-6,2	0,75-1,25	0,38-0,62	0,075-0,125	0,038-0,062	0,015-0,025
Iвс1, А (Iвс1.н = 400 А)	1500	1800	2200	3000	3500	5000	7000	12000

Аналогично пункту 3.1.1 проверим выбранную плавкую вставку по отключающей способности по формуле (3.3).

Из подраздела 2.1 известно, что в месте установки предохранителя F3 (точка Ж на рисунке 2.1) максимальный ток трехфазного КЗ I(Ж)К.МАКС=26,449 кА. Согласно [5, 8.8.1] для плавких вставок типа ПН-2 предельный отключающий ток IП.О может достигать 100 кА. Примем IП.О=100 кА.

Тогда по (3.3) проверим предохранители F3 и F4 по отключающей способности:

100 кА > 26,449 кА.

Аналогично пункту 3.1.1 проверим плавкую вставку на чувствительность к минимальному току КЗ в конце защищаемого участка.

Для предохранителя F3 конец защищаемого участка сети- точка З на рисунке 3.1. Минимальным током КЗ в точке З, согласно пункту 2.2.6 является ток однофазного КЗ. Из пункта 2.2.5 известно, что

По (3.5):

Поскольку номинальный ток плавкой вставки не может быть уменьшен (отстраивается от рабочего максимального тока) для увеличения чувствительности к однофазному КЗ в конце защищаемого участка при минимальном режиме работы сети, то для надежного отключения однофазного КЗ в точке З при минимальном режиме работы сети вместо рубильников QS2 и QS5 (рисунок 3.1) можно применить дифференциальные выключатели нагрузки.

3.1.3 Селективности между предохранителями F1 и F3

Для проверки селективности между предохранителями F1 и F3 построим ВТХ выбранных плавких предохранителей. Для этого результаты, полученные в таблицах 3.1 и 3.2, нанесем на карту селективности, представленную на рисунке 3.2

Рисунок 3.2- Карта селективности

3.2 Защита с помощью автоматических выключателей

Определим нагрузочные характеристики автоматических выключателей QF1, QF3 и QF4.

Из пункта 2.2.1 номинальный ток трансформатора на стороне НН IТ.Н.НН=2309,4 А.

Номинальный ток выключателей QF1 и QF2 должен соответствовать максимальной пропускной способности трансформатора, т.е. должен быть не менее 140-160 % номинального тока трансформатора на стороне низшего напряжения. Номинальный ток секционного выключателя QF3 выбирается в пределах 50-70 % номинального тока вводных выключателей. Меньшая цифра соответствует симметричной загрузке секций сборных шин напряжением 0,4 кВ ТП, а большая - несимметричной загрузке.[5,11.4.1]

Номинальный ток вводного автоматического выключателя QF1 по условию пропуска максимального тока силового трансформатора (нагрузки) в послеаварийном режиме должен быть:

IВ.В.Н ? Кз.п • IТ.Н.НН , (3.7)

где Кз.п- коэффициент послеаварийной перегрузки трансформатора; Кз.п=1,6;

По (3.7) номинальный ток вводного автоматического выключателя :

IВ.В.Н = 1,6 • 2309,4= 3695,04 А

Номинальный ток секционного выключателя выберем из условия несимметричной загрузки секций сборных шин, т.е:

IВ.С.Н ? 0,7 • IВ.В.Н (3.8)

По (3.8) номинальный ток секционного выключателя:

IВ.С.Н= 0,7 • 3695,04 = 2586,53 А

Предельная отключающая способность выключателей должна превосходить максимальный ток трехфазного короткого замыкания на сборных шинах 0,4 кВ трансформаторной подстанции. Ток трехфазного КЗ определяется из условия, что трансформатор подключен к системе с бесконечной мощностью, т.е. Хс = 0 Ом:

(3.9)

По (3.9) максимальный ток трехфазного КЗ в точке Е при условии Хс = 0 Ом :

3.2.1 Выбор выключателя QF4

Для определения параметров автоматического выключателя QF4 рассматривают две составляющие нагрузки на РПН - расчётную нагрузку I'РАСЧ «спокойных» электроприёмников и нагрузку запускаемых двигателей IПУСК.МАКС:

Iраб.макс = I'РАСЧ + IПУСК.МАКС / К,(3.10)

Коэффициент К определяется типами электродвигателей и условиями их пуска. [5,р.8.5] Примем K=5. Согласно исходным данным: I'РАСЧ= Iмакс=210 А; IПУСК.МАКС= Iпик=350 А.

По (3.10) рабочий максимальный ток:

Iраб.макс = 210 + 350 / 5=280 А.

В качестве выключателя QF4, защищающего отходящую линии выберем автоматический выключатель Compact NS400NA [6,c.20,21] с номинальным током In = 400 А, номинальной предельной отключающей способностью при напряжении сети 380/415 В Icu = 50 кА и номинальной рабочей отключающей способностью Ics = 100 % Icu. Электронный расцепитель STR23SE[6,c.25].

Стилизованная и типовые ВТХ расцепителя STR22SE [5,с.98; 6,c.25,с.233]. приведены на рисунке 3.3. Передняя панель расцепителя показана на рисунке 3.4. [5,с.98]



Рисунок 3.3- Стилизованная и типовые ВТХ расцепителя STR22SE

Рисунок 3.4- Передняя панель расцепителя STR23 SE

Расчет уставок защит и время-токовых характеристик

1) Защита от перегрузок

Уставка по току меняется в пределах Ir = (0,4-1,0)•In.

Согласно [5, 9.4] уставка по току срабатывания защиты от перегрузки отстраивается (должна быть больше) от максимального рабочего тока, длительно проходящего по защищаемой линии:

(3.11)

где КН.С = 1,05-1,25 - коэффициент надежности срабатывания, зависящий от типа выключателя;

КВ - коэффициент возврата, для устройств релейной защиты компании Schneider Electric принимается КВ = 0,935.

По (3.11) определим уставку по току срабатывания защиты от перегрузки:

Определим соотношение:

Примем(Ручки 1 на передней панели расцепителя установим в положение Io=1, Ir=0,8). Окончательно уставка по току ЗП Ir =0,8•In = 320 А.

- условные токи несрабатывания защиты от перегрузок Ind =1,05•Ir = 1,05•320 = 336 А и срабатывания - Id =1,30•Ir = 1,30•320 = 416 А.

- время срабатывания защиты от перегрузок составляет при токах

1,5•Ir = 480 А - 90-180 с;

6•Ir = 1920 А - 5-7,5 с;

7,2•Ir = 2304 А - 3,2-5,0 с.

Время tС.П= tr считается при кратности тока 6•IС.П=6•Ir [5, 9.2]. tr=6 c.

Проверим чувствительность защиты от перегруза к току КЗ в конце защищаемого участка при минимальном режиме работы электрической сети [5, 9.4]. Для автоматического выключателя QF4 конец защищаемого участка сети- точка З на рисунке 3.1. Минимальным током КЗ в точке З, согласно подразделу 2.6, является ток однофазного КЗ Из подраздела 2.5 известно, что

Тогда используем выражение [5, ф.9.7]:

(3.12)

По (3.12) коэффициент чувствительности защиты от перегрузки к минимальному току однофазного КЗ в точке З:

2) Селективная токовая отсечка

-Уставка по току меняется в пределах Isd = (2-10)•Ir.

Согласно [5, 9.4] уставка по току селективной токовой отсечки должна быть отстроена от кратковременных перегрузок, т.е. необходимо выполнить условие:

(3.13)

где КН.С = 1,35-1,5 - коэффициент надежности срабатывания, зависящий от типа выключателя;

КСЗП - коэффициент самозапуска [5,ф.9.11]:

(3.14)

По (3.14) коэффициент самозапуска равен:

По (3.13) определим уставку по току селективной токовой отсечки:

А

Определим соотношение:

Примем (Ручку 3 на передней панели расцепителя установим в положение Isd=3) Окончательно уставка по току С.О.

Isd = 3•Ir = 3•320 = 960 А.

Разброс срабатывания ±15 % или ДIsd = 816-1104 А;

Селективная токовая отсечка должна чувствовать ток КЗ в конце защищаемого участка при минимальном режиме работы электрической сети [5, 9.4]. Тогда согласно [5, ф.9.15] коэффициент чувствительности селективной токовой отсечки к минимальному току однофазного КЗ в точке З:

(3.15)

Поскольку уставка по току селективной токовой отсечки не может быть уменьшена (отстраивается от пикового тока) для увеличения чувствительности к минимальному току однофазному КЗ в конце защищаемого участка, то для надежного отключения однофазного КЗ в точке З при минимальном режиме работы сети вместо рубильников QS1 и QS4 (рисунок 3.1) можно применить дифференциальные выключатели нагрузки.

- выдержка времени перед отключением составляет tsd ? 40 мс; полное время отключения - ? 60 мс.

3) Мгновенная токовая отсечка постоянная Ii = 11•In = 11•400 =4400 А.

Мгновенная токовая отсечка не должна чувствовать максимального тока в конце зоны действия защиты (точка З, рисунок 3.1)[5, 9.4]:

(3.16)

Мгновенная токовая отсечка отстраивается (не должна чувствовать) от максимального тока в конце зоны действия защиты (точка З, рисунок 3.1) [5, 9.4], это условие выполняется, так как Ii = 11•In

3.2.2 Выбор секционного автоматического выключателя QF3

По [6, с. 22-23] выбираем секционный выключатель Masterpact NW 3200 H1 с номинальным током In = 3200 А, номинальной предельной отключающей способностью при напряжении сети 380/415 В Icu = 65 кА и номинальной рабочей отключающей способностью Ics = 100 % Icu.

Для управления выключателем и защиты электрической сети выберем блок контроля и управления Micrologic 5.0 A [6, с. 32-33], осуществляющий три вида токовых защит:

- защиту от перегрузок;

- селективную токовую отсечку;

- мгновенную токовую отсечку.

Стилизованная и типовая время-токовые защитные характеристики блока Micrologic 5.0 A приведены на рисунке 3.5 [6, с. 33 и 237] .



Рисунок 3.5- Стилизованная и типовая время-токовые защитные характеристики блока Micrologic 5.0 A

Выбор и расчет параметров блока Micrologic 5.0 A

1) Защита от перегрузок

Максимальный рабочий ток секционного выключателя составляет IВ.С.Н= 2586,53 А. Уставка защиты от перегрузок Ir может задаваться в пределах (0,4-1,0)•In и регулируется с помощью переключателя Ir (1, рисунок 3.6 ). [6,с.32; 5,c.106]



Рисунок 3.6- Фрагмент передней панели

Уставка по току срабатывания защиты от перегрузки отстраивается (должна быть больше) от максимального рабочего тока защищаемой цепи

(3.17)

где КН.С = 1,1-1,25 - коэффициент надежности срабатывания, зависящий от типа выключателя;

По (3.17) определим уставку по току защиты от перегрузки:

Определим соотношение:

Примем, что соответствует 7-му положению переключателя Ir (рисунок 3.6). Окончательно уставку по току ЗП

Ir = 0,95•In = 0,95 • 3200 = 3040А

Условные токи защиты от перегрузок[5,c.108]:

Несрабатывания: Ind =1,05•Ir = 1,05•3040= 3192 А;

Срабатывания I d = 1,20•Ir = 1,20•3040 = 3648 А.

Время срабатывания защиты от перегрузок tr = 4 с при токе 6•Ir = 18240 А (3-е положение переключателя tr, рисунок 3.6).

Разброс времени срабатывания защиты от перегрузок при :

токе 1,5•Ir = 4560 А составит 52-80 с;

токе 6•Ir = 18240 А - 3-4 с;

токе 7,2•Ir = 21888 А - 2,2-2,8 с.

Проверим чувствительность защиты от перегруза к току КЗ в конце защищаемого участка (точки Ж и З, рисунок 3.1) при минимальном режиме работы электрической сети:

ток короткий замыкание защита

Вывод: Условие не выполняется, так как в схеме в точке З слишком малые токи однофазного КЗ, следовательно, для надежного срабатывания защиты необходимо использовать дифференциальную защиту токов нулевой последовательности.

2) Селективная токовая отсечка.

Селективная токовая отсечка отстраивается от пиковых токов нагрузки.

Уставка по току срабатывания отсечки должна быть [5,9.6.2]:

Isd ? КН.О • КСЗП • IРАБ.МАКС, (3.18)

где КН.О = 1,35-1,5 - коэффициент надежности отстройки;

КСЗП - коэффициент самозапуска [5,ф.9.11]:

, согласно (3.14)

По (3.18) определим уставку по току селективной токовой отчечки:

Isd ? 1,35 • 2 • 2586,53=6983,63 А

Определим соотношение:

Примем, что соответствует 3-му положению переключателя 3 по току Isd на блоке Micrologic 5.0 A (см. рисунок 3.7). Окончательно уставка по току С.О. Isd = 2,5•Ir = 2,5•3040 = 7600 А

Рисунок 3.7- Переключатели уставок селективной токовой отсечки (3) и мгновенной токовой отсечки (4)

Уставку по току срабатывания IsdQF3 и уставку по времени tsdQF3 селективной токовой защиты выключателя QF3 требуется отстроить от тока срабатывания IsdQF4 и выдержки времени tsdQF4 селективной токовой защиты выключателя QF4[5, 9.6.2]:

IsdQF3 ? КН.СОГЛ • IsdQF4, (3.20)

tsdQF3 = tsdQF4 + Дt, (3.21)

где КН.СОГЛ = 1,3-1,5 - коэффициент надежности согласования релейной защиты разных ступеней СЭС;

Дt - ступень селективности, для современных автоматических выключателей, как правило, Дt = 0,1 с.

По (3.20) проверим наличие отстройки уставки по току селективной токовой отсечки секционного выключателя QF3 от тока срабатывания селективной токовой отсечки выключателя отходящей линии QF4:

IsdQF3 =7600 > 1,5 • 960=1440 А;

По (3.21) определим уставку по времени селективной токовой отсечки секционного выключателя QF3:

tsdQF3= 0,04 + 0,1=0,14 с;

Окончательно примем tsdQF3=0,2 с, что соответствует 7-му положению по часовой стрелке переключателя 3 по времени tsd в секторе Off на блоке Micrologic 5.0 A (см. рисунок 3.7).

Селективная токовая отсечка автоматического выключателя QF3 должна чувствовать ток КЗ в минимальном режиме работы сети в конце защищаемого участка (точки Ж и З, рисунок 3.1):

Вывод: Селективная токовая отсечка секционного выключателя QF3 не подходит для отключения минимального тока однофазного КЗ в точке З в случае отказа нижестоящих защитных аппаратов. Условие не выполняется, так как в схеме в точке Ж и З слишком малые токи однофазного КЗ, следовательно, для надежного срабатывания защиты необходимо использовать дифференциальную защиту токов нулевой последовательности.

Границы зоны срабатывания этой защиты меняются:

- по току в пределах ±10 % или (0,9-1,1)Isd:

0,9 • 7600 = 6840 А и 1,1 • 7600 = 8360 А;

- по времени tsd = 0,14-0,2 с. [5,табл.10.15]

3) Мгновенная токовая отсечка

Примем 4-х кратную уставку (3-е положение переключателя Ii), т.е.

Ii =4•In= 4•3200 = 12800 А.

Мгновенная токовая отсечка отстраивается (не должна чувствовать) от максимального тока в конце зоны действия защиты (точка З, рисунок 3.1)[5, 9.4]:

(3.23)

Максимальным током КЗ в точке З, согласно подразделу 2.6, является ток трехфазного КЗ при максимальном режиме работы сети. Из подраздела 2.5 известно, что

Из (3.23) определим отношение уставки мгновенной токовой отсечки к максимальному току трехфазного КЗ в точке З:

Чувствительность мгновенной токовой отсечки секционного выключателя может быть повышена, если уставка по току срабатывания будет определяться из условия согласования с током срабатывания мгновенной токовой отсечки наиболее мощного выключателя отходящей линии [5, 9.6.2]:

Ii.QF3 ? КН.СОГЛ • Ii.QF4 (3.24)

где КН.СОГЛ = 1,3-1,5 - коэффициент надежности согласования.

По (3.24) проверим уставку мгновенной токовой отсечки секционного выключателя QF3 на соответствие условию согласования с током срабатывания мгновенной токовой отсечки выключателя отходящей линии QF4:

12800 А ? 1,5 • 4400 А=6600 А

Погрешность срабатывания отсечки составляет ±10 % или ДIi =11520-14080А.

3.2.3 Расчет вводных автоматических выключателей QF1, QF2

По [6, с. 22-23] выбираем секционный выключатель Masterpact NW 5000 H1 с номинальным током In = 5000 А, номинальной предельной отключающей способностью при напряжении сети 380/415 В Icu = 65 кА и номинальной рабочей отключающей способностью Ics = 100 % Icu.

Для управления выключателем и защиты электрической сети выберем блок контроля и управления Micrologic 5.0 A.

Выбор и расчет параметров блока Micrologic 5.0 A

1) Защита от перегрузок

Максимальный рабочий ток вводного выключателя составляет IВ.В.Н = 369,04 А. Уставка защиты от перегрузок Ir может задаваться в пределах (0,4-1,0)•In и регулируется с помощью переключателя Ir (1, рисунок 3.6).

Уставка по току срабатывания защиты от перегрузки отстраивается (должна быть больше) от максимального рабочего тока защищаемой цепи.

По (3.17) определим уставку по току защиты от перегрузки:

Определим соотношение:

Примем, что соответствует 6-му положению переключателя Ir (рисунок 3.6). Окончательно уставку по току З.П. Ir = 0,9•In = 0,9 • 5000 = 4500 А

Условные токи защиты от перегрузок[5,c.108]:

Несрабатывания: Ind =1,05•Ir = 1,05•4500 = 4725 А;

Срабатывания - Id = 1,20•Ir = 1,20•4500 = 5400 А.

Уставку по времени вводного выключателя примем равной уставке секционным выключателем tr = 4 с при токе 6•Ir =6•4500= 27000 А (4-е положение переключателя tr, рисунок 3.6).

Разброс времени срабатывания защиты от перегрузок при :

токе 1,5•Ir = 6750 А составит 52-80 с;

токе 6•Ir = 27000 А - 3-4 с;

токе 7,2•Ir = 32400 А - 2,2-2,8 с.

Проверим чувствительность защиты от перегруза к току КЗ в конце защищаемого участка (точки Ж и З, рисунок 3.1) при минимальном режиме работы электрической сети:

Вывод: здесь условие не выполняется, но придется остановиться на таком варианте, так как иначе защита от перегруза автоматического выключателя будет срабатывать на . Условие не выполняется, так как в схеме в точке Ж и З слишком малые токи однофазного КЗ, следовательно, для надежного срабатывания защиты необходимо использовать дифференциальную защиту токов нулевой последовательности.

2) Селективная токовая отсечка

Селективная токовая отсечка отстраивается от пиковых токов нагрузки.

По (3.18) определим уставку по току селективной токовой отсечки:

Isd ? 1,5 • 2 • 3695,04 =11085,12А

Определим соотношение:



Примем, что соответствует 4-му положению переключателя 3 по току Isd на блоке Micrologic 5.0 A (см. рисунок 3.7). Окончательно уставка по току С.О. Isd = 3•Ir = 3•4500 = 12500 А

Уставку по току срабатывания IsdQF1 и уставку по времени tsdQF1 селективной токовой защиты выключателя QF1 требуется отстроить от тока срабатывания IsdQF3 и выдержки времени tsdQF3 селективной токовой защиты выключателя QF3[5, 9.6.2]:

IsdQF1 ? КН.СОГЛ • IsdQF3, (3.25)

tsdQF1 = tsdQF3 + Дt, (3.26)

По (3.25) проверим наличие отстройки уставки по току селективной токовой отсечки вводного выключателя QF1 от тока срабатывания селективной токовой отсечки секционного выключателя QF3:

IsdQF1 =12500 > 1,3 • 9120=11856 А;

По (3.26) определим уставку по времени селективной токовой отсечки вводного выключателя QF1:

tsdQF1= 0,2 + 0,1=0,3 с;

Окончательно примем tsdQF1=0,3 с, что соответствует 4-му положению против часовой стрелке переключателя 3 по времени tsd в секторе Off на блоке Micrologic 5.0 A (см. рисунок 3.7).

Селективная токовая отсечка автоматического выключателя QF1 должна чувствовать ток КЗ в минимальном режиме работы сети в конце защищаемого участка (точки Ж и З, рисунок 3.1):



Вывод: Селективная токовая отсечка вводного выключателя QF1 не подходит для отключения минимального тока однофазного КЗ в точке З в случае отказа нижестоящих защитных аппаратов. Условие не выполняется, так как в схеме в точке Ж и З слишком малые токи однофазного КЗ, следовательно, для надежного срабатывания защиты необходимо использовать дифференциальную защиту токов нулевой последовательности.

Границы зоны срабатывания этой защиты меняются:

- по току в пределах ±10 % или (0,9-1,1)Isd:

0,9 • 13500 = 12150 А и 1,1 • 13500 = 14850 А;

- по времени tsd = 0,23-0,32 с [5,табл.10.15].

3) Мгновенная токовая отсечка

Примем 4-х кратную уставку (3-е положение переключателя Ii), т.е.

Ii =4•In= 4•5000 = 20000 А.

Мгновенная токовая отсечка отстраивается (не должна чувствовать) от максимального тока в конце зоны действия защиты (точка З, рисунок 3.1)[5, 9.4]:

(3.28)

Максимальным током КЗ в точке З, согласно подразделу 2.6, является ток трехфазного КЗ при максимальном режиме работы сети. Из подраздела 2.5 известно, что

Из (3.28) определим отношение уставки мгновенной токовой отсечки к максимальному току трехфазного КЗ в точке З:

Чувствительность мгновенной токовой отсечки вводного выключателя может быть повышена, если уставка по току срабатывания будет определяться из условия согласования с током срабатывания мгновенной токовой отсечки секционного выключателя [5, 9.6.2]:

Ii.QF1 ? КН.СОГЛ • Ii.QF3 (3.29)

где КН.СОГЛ = 1,3-1,5 - коэффициент надежности согласования.

По (3.29) проверим уставку мгновенной токовой отсечки вводного выключателя QF1 на соответствие условию согласования с током срабатывания мгновенной токовой отсечки секционного выключателя QF3:

20000 А ? 1,5 • 12800А=16640 А

Погрешность срабатывания отсечки составляет ±10 % или ДIi =18000-22000А.

3.2.4 Результаты выбора автоматических выключателей сведем в таблицу 3.3

Таблица 3.3- Результаты выбора автоматических выключателей

Выключатель	Iр.макс, А	In, А	Защита от перегруза	Iк.мин, кА	К ЖЧ.З.П	К ЗЧ.З.П
			Ir, А	1,05•Ir, А	1,30(1,20)•Ir, А	tr, с	Время срабатывания Дtr, с при значениях тока, кА
Вводной	Q1, Q2	3695,04	5000	4500	4725	5400 1,2	4	52-80 6,75(1,5•Ir)	3-4 27(6•Ir)	2,2-2,8 32,4(7,2•Ir)	9,567	-	3,459
Секционный	Q3	2586,53	3200	3040	3192	3648 1,2	4	52-80 4,56	3-4 18,24	2,2-2,8 22,888	9,567	3,15	0,36
Отходящей линии	Q4	280	400	320	336	416 1,3	6	90-180 0,48	5-7,5 1,92	3,2-5,0 2,3	1,107	2,126	0,246

Окончание таблицы 3.3

Выключатель	Селективная токовая отсечка	Мгновенная токовая отсечка
	IПИК, кА	Isd, кА	ДIsd, кА	tsd, с	Дtsd, с	Iк.мин, кА	КЖЧ.С.О.	КЗЧ.С.О	Ii, кА	ДIi, кА	, кА	Icu, кА
Вводной	Q1, Q2	7,39	13,5	12,15-14,85	0,3	0,23-0,32	9,567	-	1,15	7,5	20	18-22	2,319
Секционный	Q3	5,173	7600	6,84-8,36	0,2	0,14-0,2	9,567	1,26	0,146	4,8	12,8	11,52-14,08	2,319
Отходящей линии	Q4	0,56	960	0,816-1,104	?40 мс	-	1,107	0,709	0,082	2,75	4,4	-	2,319

Время-токовые характеристики вводных и секционного выключателей ТП, выключателя отходящих линий и предохранителей показаны на рисунке 3.8

Рисунок 3.8- Время токовые характеристики вводных и секционного выключателей ТП, выключателя отходящих линий и предохранителей

3.2.2 Анализ карты селективности

1) F3

Ток не будет отключен.

Ток будет отключен за время 2-3 с.

Ток будет отключен за время 3-5 с.

2) F1

Ток будет отключен за время 0.9-1.2 с.

Ток не будет отключен.

Ток будет отключен за время 1-1.5 с.

Ток не будет отключен.

Ток не будет отключен.

Ток не будет отключен.

Ток не будет отключен.

3) QF4

3.1) Защита от перегруза

Ток будет отключен за время 4,5-7 с, при отказе селективной токовой отсечки.

Ток будет отключен за время 4-6 с, при отказе селективной токовой отсечки.

Ток будет отключен за время 4-6 с, при отказе селективной токовой отсечки.

3.2) Селективная токовая отсечка

Ток будет отключен за время 0,02-0,035 с.

Ток будет отключен за время 0,02-0,035 с.

Ток будет отключен за время 0,02-0,035 с.

3.3) Мгновенная токовая отсечка

Не находит применения.

4) QF3

4.1) Защита от перегруза

Ток будет отключен за время 3-4 с, при отказе селективной токовой отсечки.

Ток будет отключен за время 3-4 с, при отказе селективной токовой отсечки.

Ток будет отключен за время 2-3 с, при отказе мгновенной токовой отсечки и отказе селективной токовой отсечки.

Ток будет отключен за время 2-3 с, при отказе мгновенной токовой отсечки и отказе селективной токовой отсечки.

4.2) Селективная токовая отсечка

Ток будет отключен за время 0,12-0,2 с.

Ток будет отключен за время 0,12-0,2 с.

Ток будет отключен за время 0,12-0,2 с, при отказе мгновенной токовой отсечки.