Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Сравнение отечественных и передовых зарубежных технологий

В настоящее время в энергосистемах имеется значительное количество подстанций с устройствами, выполненными на устаревшей электромеханической релейной аппаратуре.

Эта аппаратура физически изношена, её характеристики значительно отстают от современных требований по точности, энергопотреблению, возможности работать в экстремальных аварийных условиях.

Устройства РЗА, выполненные на традиционной элементной базе, в настоящее время уже не способны обеспечить решение ряда актуальных эксплуатационных и технических проблем:

- реализация некоторых функций приводит к существенному увеличению аппаратной части;

- многие функции на электромеханической релейной аппаратуре выполнить просто невозможно;

- не обеспечивается стыковка с современными цифровыми автоматизированными системами управления технологическими процессами (АСУ ТП), затрудняется дистанционное управление электрической частью объектов и сигнализация;

- диагностика и запись аварийных процессов не отвечает современным требованиям;

- усложнение схем РЗА требует большого количества наладочного и обслуживающего персонала высокой квалификации, а также периодического проведения профилактических проверок работоспособности этих устройств.

Устройства защиты, управления и автоматики распределительных сетей выполнены на микропроцессорной элементной базе и предназначены для защиты и автоматики различных присоединений распределительных устройств. Блоки защит выполняют функции местного или дистанционного управления, защиты, автоматики, измерения, сигнализации, а также необходимые блокировки.

Блоки защит применяются в схемах вторичной коммутации для использования в качестве основных и резервных защит энергообъектов напряжением 6 (10) кВ. Используются для защиты и автоматики кабельных и воздушных линий, трансформаторов малой и средней мощности, синхронных и асинхронных двигателей различной мощности, реакторов и других присоединений. Одно микропроцессорное устройство защиты заменяет большое количество электрических аппаратов (измерительные, сигнальные, выходные и другие электромеханические реле). В настоящее время все устройства микропроцессорных защит адаптированы для работы с выключателями различных производителей.

Терминалы микропроцессорных защит SPAC 800 производства ООО «АББ Реле-Чебоксары (Автоматизация)». Терминалы микропроцессорных защит SPAC 800 появились в России одними из первых. Терминал SPAC 800 представлен на рисунке 1.1.

SPAC-800 в основном рассчитаны на потребителей, не требующих сложных видов защиты. Для построения сложных защит необходимо использование комплекса мер с использованием нескольких терминалов и дополнительных устройств, что может приводить к удорожанию системы защиты объекта. Для дополнения недостающих функций SPAC-800 используются микропроцессорные реле серий SPA 100 и SPA 300 также входящие в семейство SPACOM. Реле выполняют функции защит, измерения и сигнализации. Некоторые реле имеют дополнительную функцию аварийного осциллографа, поставляемого по заказу.

К недостаткам SPAC-800 можно отнести устаревший недостаточно удобный интерфейс панели управления и индикации.

Станционное исполнение устройств отличается входными и выходными цепями и цепями сигнализации. В перспективе желательно применение устройств станционного исполнения, так как они фактически заменяют подстанционное исполнение.



Рисунок 1.1 - Терминал SPAC 800

SPAC-800 является жестко ориентированным устройством и не позволяет менять логику работы защит и автоматики. Функциональный набор защит и автоматики SPAC-800 определяется установленными модулями защит, конфигурация которых невозможна.

Микропроцессорные защиты БМРЗ производства НТЦ «Механотроника» г. Санкт Петербург. Серийный выпуск и промышленная эксплуатация микропроцессорных защит БМРЗ начался в 1997 г.

БМРЗ - цифровое устройство, разработанное в соответствии с требованиями к защите и автоматике, предъявляемыми ПУЭ и ПТЭ, построено на современной элементной базе, осуществляет весь комплекс защит присоединения и, обеспечивая простоту и надежность в эксплуатации, не требует специального технического обслуживания.

Достоинством БМРЗ является их разработка в соответствии с требованиями Российских нормативных документов, использование идеологии и терминологии, принятой в России для построения систем РЗиА.

К недостаткам БМРЗ следует отнести большое количество узкоориентированных модификаций. Каждый такой блок имеет индивидуальную логику работы защиты, функциональный набор каждого блока определяет завод изготовитель. В результате только БМРЗ серии ВВ для вводного выключателя существует более 10 модификаций, в функциональных возможностях которых ориентироваться достаточно трудно.

Микропроцессорные защиты Sepam производства фирмы «Schneider electric». Первые устройства типа Sepam 1000+ появились на рынке в 2001 году. Базовое устройство Sepam 1000+ со стандартным интерфейсом и дополнительными модулями представлено на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 - Базовое устройство Sepam 1000+ со стандартным интерфейсом и дополнительными модулями: 1 - выносной графический дисплей; 2 - дополнительный модуль входов / выходов; 3 - модуль связи; 4 - модуль температурных датчиков; 5 - модуль аналогового выхода; 6 - программное обеспечение для параметрирования Sepam и работы с осциллограммами

Применяемые при разработке этой серии технические решения позволили создать 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 защитой, системной автоматикой, самодиагностикой, диагностикой работы коммутационного аппарата и сети, цифровым осциллографированием и имеют связь с системой АСУ по интерфейсу RS-485 с открытым протоколом Modbus. Данные устройства имеют модульную конструкцию и программное формирование защит. 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.

Каждый тип Sepam обладает всем набором функций, необходимых для того вида применения, для которого он предназначен:

- эффективная защита оборудования и людей;

- точные измерения и подробная диагностика;

- единая система управления оборудованием;

- сигнализация и местная или дистанционная эксплуатация.

Sepam 1000+ серии 20 применяются там, где необходимы токовые защиты или защиты по напряжению. Sepam 1000+ серии 40 имеют больший набор защит и применяются там, где одновременно необходимы токовые защиты и защиты по напряжению. Sepam 1000+ серии 80 предназначен для защиты объектов большой сложности, имеет наиболее полный комплекс защит, в том числе и дифференциальные.

Микропроцессорные защиты производства фирмы «Alstom». Фирма «Alstom» более 70 лет выпускает устройства РЗА и имеет пятилетний опыт работы на рынке СНГ. Устройства адаптированы к требованиям ПУЭ и ПТЭ, имеют методики применения и выбора уставок, схемы подключения ко всем типам коммутационной аппаратуры.

Защиты фирмы «Alstom» имеют 3 серии устройств: MODULEX3 (рисунок 1.3), MiCOM (рисунок 1.4), MODN. Серия MiCOM отличается от MODULEX3 расширенным перечнем функций и повышенной точностью работы. Серия MODN имеет расширенные возможности по управлению выключателем, что упрощает схему управления.



Рисунок 1.3 - Блок защиты серии MODULEX3

Рисунок 1.4 - Блок защиты серии MiCOM

К достоинствам устройств фирмы «Alstom» можно отнести то, что эти устройства разработаны недавно и имеют малые габариты. Кроме выполнения функций защиты и противоаварийной автоматики устройства осуществляют замер текущих величин, имеют автоматический контроль исправности. Конструктивно MiCOM выполнен в виде электронного блока с металлическим корпусом в виде кассеты. На задней стенке корпуса находятся клеммы для подключения входных и выходных сигналов. Внутри корпуса клеммники выполнены в виде разъемов. Замена электронного блока осуществляется выемкой его из кассеты без отключения соединительных проводов.

Защиты MiCOM Р120 - Р123 имеют только токовые защиты (аналог Sepam 1000+ серии 20). MiCOM Р125 - Р125 имеют токовые защиты и защиты по напряжению (аналог Sepam 1000+ серии 40). Все блоки защит, имеющие входы тока и напряжения измеряют электрическую мощность и энергию и могут быть использованы для технического учета электроэнергии.

Применение блоков БМРЗ является наиболее дешевым вариантом, обеспечивающим требования НТД к системам релейных защит. Применение защит фирмы «Alstom» обеспечивает современный уровень системы РЗиА при относительно небольшой стоимости. Использование защит семейства SPACOM является наиболее дорогим из рассматриваемых и наименее функционально насыщенным. Микропроцессорных устройств типа Sepam производства фирмы «Schneider electric» можно рекомендовать, как наиболее качественного оборудования при относительно невысокой цене.

Произведен выбор микропроцессорных устройств РЗиА, на которых будет базироваться система релейной защиты, рассматриваемая в проекте. На основании проведенного сравнения выбраны устройства производства французской фирмы «Schneider Electric».

2. Описание существующей схемы питания кардиоцентра на напряжении 10 кВ

Для обеспечения повышенной надежности электроснабжения Челябинского кардиоцентра его электроснабжение осуществляется от четырех независимых источников питания, которыми являются две двухтрансформаторные подстанции напряжением 110/10 кВ «Новоградская» и «Паклинская».

Подстанции «Новоградская» и «Паклинская» в свою очередь получают питание по воздушным линиям электропередач напряжением 110 кВ, соединяющим ПС «Шагол» и ПС «Сосновская».

В дипломном проекте рассмотрено питание ПС «Новоградская» и ПС «Паклинская» (электрические схемы подстанций представлены на рисунках 2.3 и 2.4). Трансформаторы питаются по двухцепной воздушной линии марки АС-3х240 от подстанций «Шагол» длинной 5,8 км к п/ст «Новоградская» и 15,2 км к п/ст «Паклинская». На подстанциях установлены по два трансформатора с расщепленными обмотками мощностью 40 000 кВА (ТРДН-40000) с понижением напряжения 110/10/10. На ВН трансформатора имеется устройство регулировки напряжения под нагрузкой (РПН).

Для непосредственного питания Центра сердечно-сосудистой хирургии построен распределительный пункт (РП-118) напряжением 10 кВ и три трансформаторные подстанции ТП-2520, ТП-2521, ТП-2522, соединенные в магистраль.

Для обеспечения надежности электроснабжения кабельные линии соединяющие п/ст «Новоградская» и РП-118 а так же п/ст «Паклинская» и РП-118 сдвоены (2хАСБ-3х240 длинной 2,23 км и 2,5 км соответственно).

Электроснабжение РП-118 осуществляется от РУ 10 кВ ПС «Новоградская» по кабельным линиям 2хАСБ2 л 3х240-10 длиной 2230 м в земле и от РУ 10 кВ ПС «Паклинская» по КЛ 2хАСБ2 л 3х185-10 длиной 2500 м в земле до вводных ячеек РП. РП-118 имеет 4 секции сборных шин (СШ) и укомплектовано камерами КСО-203 Орского завода электромонтажных изделий с вакуумными выключателями нагрузки ВВ-TEL-10-20/1000. Предусмотрено наличие АВР между 1 и 2, 3 и 4 СШ. Также 1 и 3, 2 и 4 СШ соединяются между собой вакуумными выключателями вручную.

Непосредственно Кардиологический Центр питается от РП-118 по двум кабельным линиям АСБ2 л 3х185-10 длиной 185 м, проложенными в земле. На территории установлены двухтрансформаторные подстанции ТП - 2520, ТП - 2521, ТП - 2522, напряжением 10/0,4 кВ (кольцевая схема). Каждая ТП содержит два масляных трансформатора типа ТМГ11 мощностью 1000 кВА каждый. Общий вид, компоновка оборудования и разрез ТП - 2520 представлено на рисунках 2.10, 2.11, 2.12. На стороне 10 кВ между 1 - 2 секциями и 3 - 4 секциями установлены секционные выключатели и секционные разъединители с автоматикой включения резерва при обесточении смежной секции. Между 2-3 секциями и 1 - 4 секциями установлены секционные разъединители с ручным включением для обеспечения резервного питания секций с отключенным вводом.

В состав высоковольтного оборудования ТП входят: комплектное распределительное устройство, состоящее из ячеек типа SM-6 с микропроцессорными защитами Sepam и элегазовыми выкатными выключателями, силовые трансформаторы типа ТМГ-1000 кВА.

SM6 - серия модульных ячеек в металлических корпусах с воздушной изоляцией и стационарными (выкатными) элегазовыми коммутационными аппаратами: выключателями Fluarc типа SF-1 и разъединителями. Для защиты от коротких замыканий в ячейках SM6 применяются микропроцессорные устройства типа Sepam.

Силовые трансформаторы типа ТМГ11 (трехфазные масляные герметичные) служат для преобразования электроэнергии в сетях энергосистем и потребителей электроэнергии в условиях наружной или внутренней установки умеренного (от + 40^оС до минус 45^оС) или холодного (от + 40^оС до минус 60^оС) климата. Трансформаторы герметичного исполнения, без маслорасширителей. Температурные изменения объема масла компенсируются изменением объема гофров бака за счет их пластичной деформации.

На трансформаторах типа ТМГ (как и ТМЗ, ТНЗ) газовая защита выполняется с использованием мановакуумметров - приборов, измеряющих давление.

При возникновении повреждения в таких трансформаторах давление внутри бака растёт, а при утечке масла снижается. Мановукуумметр имеет двухстороннюю шкалу с отметкой посередине, соответствующей нормальному давлению, равному 0 атмосфер. Шкала вправо от 0 атм. соответствует повышению давления, а шкала влево - понижению. На отметках шкалы, например, 0,25 и 0,4 устанавливаются контакты. При повышении давления, когда стрелка мановакуумметра доходит до значения 0,25 ати или более, замыкается контакт, формируя сигнал о ненормальной работе трансформатора. Аналогично при снижении давления, когда стрелка доходит до значения -0,5 ати или менее, замыкается другой контакт, формирующий сигнал об утечке масла из бака.

Для распределения электроэнергии на 0,4 кВ в Кардиоцентре установлены три элетрощитовые (ЭЩ1, ЭЩ2, ЭЩ3), в каждую из которых имеется ввод от трех существующих ТП (2520, 2521, 2522). Схема питания элетрощитовых с указанием нагрузок (в частности от ТП-2520). Используются медные кабели марки ВБбШв с изоляцией и наружным покровом из ПВХ пластиката, с броней из двух спиральных оцинкованных лент из стали. Кабель прокладывают в местах подверженных механическим повреждениям, при отсутствии растягивающих усилий в процессе эксплуатации.

Также имеется ввод от дизель-генераторной установки в каждую электрощитовую для аварийного питания ответственных электроприемников. Электроприемники Федерального центра сердечно-сосудистой хирургии в основном относятся ко II категории по надежности электроснабжения. К нагрузкам I категории относятся электроприемники операционных блоков, отделений анестезиологии, реанимации и интенсивной терапии, противопожарных устройств и охранной сигнализации, аварийное и эвакуационное освещение, больничные лифты. Для обеспечения аварийного (резервного) электроснабжения электроприемников I категории Центра сердечно-сосудистой хирургии предусматривается дизель-генераторная установка (ДГУ). ДГУ состоит из двух дизельных электростанций производства FG WILSON типа Р250Н (250 кВА), которые размещаются в двух комплектных утепленных и автоматизированных блок-контейнерах.

Переход на аварийное электроснабжение от ДГУ происходит в случае прекращения питания ВРУ1.3, ВРУ2.3, ВРУ3.3 и ВРУ4.1 от ТП №1, ТП №4 и ТП №3. Запуск обеих электростанций происходит одновременно, затем в случае когда нагрузка не превышает 70% мощности одной электростанции, одна из них отключается.

Рассмотрена и подробно описана существующая схема электроснабжения и характерный участок сети, для которого будет производиться расчет релейной защиты.

3. Расчет токов короткого замыкания

3.1 Исходные данные

Мощность КЗ на шинах ПС «Шагол» (по данным ЧГЭС) в максимальном режиме S_К.МАКС = 7967,4 МВА, в минимальном - S_К.МИН= 5975,6 МВА.

Линии ВЛ1 - ВЛ4: каждая линия выполнена сталеалюминиевыми проводами; сечение жил по 240 мм²; удельное активное и индуктивное сопротивления равны R₀ = 0,118 Ом/км, х_о = 0,405 Ом/км [1, табл. 7.28]. Длина линий: до ПС «Новоградская» 5800 м, до ПС «Паклинская» - 15200 м.

Трансформаторы Т1, Т2 имеют тип ТРДН-40000/110/10. Напряжения короткого замыкания U_К.СР = 10,5%, U_К.МИН = 10,44%, U_К.МАКС = 11,34%; РПН в нейтрали ±16% имеет ±9 ступеней.

Линия КЛ1, КЛ2: линия типа 2хАСБ; сечение жил 240 мм²; длина линий 2,23 км. Удельные активное и индуктивное сопротивления прямой и обратной последовательности равны R_1УД = 0,16 мОм/м, х_1УД = 0,055 мОм/м. Удельные активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности: R_0УД = 1,55 мОм/м, х_0УД = 0,535 мОм/м [2, табл. 14].

Линии КЛ5 - КЛ14: линии типа АСБ2 л 3х185-10 длиной 215 м, 355 м, 115 м, 55 м, 470 м. Удельные активное и индуктивное сопротивления прямой и обратной последовательности равны R_1УД = 0,208 мОм/м, х_1УД = 0,056 мОм/м. Удельные активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности: R_0УД = 1,69 мОм/м, х_0УД = 0,606 мОм/м [2, табл. 14].

Линия КЛ15 - КЛ17: линия типа АПвВнг-10-3х(1х95) длиной 5 м. Удельные активное и индуктивное сопротивления прямой и обратной последовательности равны R_1УД = 0,405 мОм/м, х_1УД = 0,057 мОм/м. Удельные активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности: R_0УД = 2,505 мОм/м, х_0УД = 2,05 мОм/м [2, табл. 14].

3.2 Расчет токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением выше 1 кВ

3.2.1 Особенности расчетов токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением выше 1 кВ

Расчеты токов КЗ производятся для выбора типов и параметров срабатывания (уставок) релейной защиты различных элементов электрических сетей. В общем случае для выполнения защиты нужно знать фазные соотношения токов, а также при несимметричных КЗ за трансформатором - не только максимальные, но и возможные минимальные значения токов КЗ.

Для упрощения практических расчетов токов КЗ в распределительных электрических сетях напряжением выше 1 кВ принято не учитывать ряд факторов, которые в действительности могут существовать, но не могут оказать определяющего влияния на значения токов КЗ и их фазные соотношения. Как правило, не учитывается переходное сопротивление в месте КЗ и все повреждения рассматриваются как металлические КЗ двух или трех фаз или КЗ одной фазы на землю. Сопротивления всех трех фаз трансформаторов, линий и других элементов сети считаются одинаковыми. Не учитываются токи намагничивания силовых трансформаторов и токи нагрузки.

Принимая во внимание, что распределительные сети электрически удалены от источников питания и аварийные процессы в этих сетях мало сказываются на работе генераторов энергосистемы, считается, что при любых КЗ в распределительной сети напряжение питающей системы на стороне высшего напряжения (110 кВ) трансформатора остается неизменным.

При практических расчетах токов КЗ для релейной защиты вычисляется только периодическая составляющая тока, а влияние апериодической составляющей тока КЗ учитывается путем введения повышающих коэффициентов при расчетах релейной защиты.

Как правило, рассчитывается только трехфазное КЗ, а значения токов при других видах КЗ определяются с помощью известных соотношений.

3.2.2 Расчет параметров схемы замещения

В начале расчета токов КЗ составляется схема замещения (рисунок 3.1), на которой все элементы расчетной схемы представляются в виде электрических сопротивлений.

Питающая система представляется на схеме замещения своим индуктивным сопротивлением, задаются два его значения: для максимального и минимального режимов работы системы. В максимальном режиме в системе включены все генераторы, все питающие линии, автотрансформаторы и другие питающие элементы, и при этом их эквивалентное сопротивление имеет наименьшее значение, а ток и мощность КЗ на шинах ВН рассматриваемой подстанции имеет соответственно наибольшее значение. В минимальном режиме отключена часть питающих элементов системы, и эквивалентное сопротивление оставшихся элементов имеет большее значение, чем в максимальном режиме, а ток и мощность КЗ - меньшее значение. Таким образом, в максимальном режиме система представляется в схеме замещения наименьшим сопротивлением Х_С.МАКС, а в минимальном - наибольшим Х_С.МИН. Индексы «макс» и «мин» относятся не к значению сопротивления, а к режиму работы системы.

3.2.3 Расчет сопротивлений элементов схемы замещения

Базисную мощность примем равной S_Б = 1000 МВА. Принимаем среднее значение напряжения сети: U_CР1 =115 кВ; U_CР2 =10,5 кВ.

1 Сопротивление системы в максимальном и минимальном режимах рассчитаем по формуле (3.1), заменяя мощность КЗ:



Рисунок 3.1 - Схема замещения электрической сети напряжением выше 1 кВ для расчета токов короткого замыкания: а) при питании от ПС «Новоградская», б) при питании от ПС «Паклинская»

,

.

2 Сопротивление воздушных линий ВЛ1 - ВЛ2.

До ПС «Новоградская»:



По формуле (3.2):

До ПС «Паклинская» аналогично:

3 Сопротивление трансформаторов Т1 и Т2.

При минимальном положении регулятора РПН:

где U_К.МИН - напряжение короткого замыкания при минимальном положение регулятора РПН [1, таблица 4.1], U_К.МИН = 10,44%;

U_РПН - диапазон регулирования напряжения [1, таблица 4.1], U_РПН = 0,16 или 16%.

По формуле (3.3) получим сопротивление без учета расщепления вторичных обмоток:

Тогда общее сопротивление трансформатора по цепи одной вторичной обмотки найдем так:



При максимальном положении регулятора РПН аналогично формуле (3.3):

Тогда общее сопротивление трансформатора по цепи одной вторичной обмотки:

4 Сопротивления линий КЛ1 и КЛ2.

При нормальной работе линии, то есть в линии параллельно включены два кабеля (n = 2) - минимальное сопротивление линии:

где L - длина кабельных линий КЛ1 и КЛ2, L = 2,23 км - от ПС «Новоградская»; L = 2,5 км - от ПС «Паклинская».

По формуле (3.4):

При аварийном отключении одного из кабелей в линии (n = 1) - максимальное сопротивление линии по формуле (3.4):

5 Сопротивление линий КЛ5 и КЛ6:

Сопротивление линий КЛ13 и КЛ14:

6 Сопротивление линий КЛ15:

3.2.4 Расчет токов КЗ в максимальном режиме

В общем случае для каждой ступени напряжения определяется базисный ток короткого замыкания, используя формулу (3.5), и потом ток трехфазного короткого замыкания в какой либо точке:



где Х_У - суммарное сопротивление от энергосистемы до точки, приведенное к базисным условиям.

При определении максимальных токов КЗ рассматриваем максимальный режим работы энергосистемы (S_К.МАКС и соответственно сопротивление системы х_С.МАКС) при минимальных сопротивлениях рассматриваемой схемы электроснабжения Х_Т.МИН и Х_Л.МИН.

Определим конкретные значения токов КЗ для рассматриваемой схемы в максимальном режиме для точек А и Б (см. рисунок 3.1). Сначала проведем расчет при питании со стороны ПС «Новоградская».

Точка А - в начале воздушной линии напряжением 110 кВ. Подставив необходимые величины в формулу (3.6), получим:

.

Точка Б - в конце ВЛ1 - 110 кВ или на стороне высшего напряжения трансформатора 110/10 кВ:

Точка В-на шинах НН трансформатора 110/10 кВ.



кА.

Точка Г - в конце кабельной линии напряжением 10 кВ. Тогда ток трехфазного КЗ в точке Г:

кА.

Точка Д - в конце кабельной линии КЛ5 напряжением 10кВ. Тогда ток трехфазного КЗ в точке Д:

кА.

Точка Ж - на стороне высшего напряжения трансформатора 10/0,4 кВ:

кА.

Расчет при питании от ПС «Паклинская» аналогичный. Произведем расчет токов КЗ для этого случая.

Точка К - в конце ВЛ3 - 110 кВ или на стороне высшего напряжения трансформатора 110/10 кВ:

Точка Л - на шинах НН трансформатора 110/10 кВ. Ток трехфазного КЗ в точке Л:

кА.

Точка М - в конце кабельной линии напряжением 10кВ. Ток трехфазного КЗ в точке М:

кА.

Точка Н - в конце кабельной линии КЛ5 напряжением 10кВ:



кА.

3.2.5 Расчет токов КЗ в минимальном режиме

При определении минимальных токов КЗ рассматриваем минимальный режим работы энергосистемы (S_К.МИН и соответственно сопротивление системы х_С.МИН) при максимальных сопротивлениях рассматриваемой схемы электроснабжения х_Т.МАКС и х_Л.МАКС. Кроме того, рассчитывается ток двухфазного КЗ, поскольку последний по величине меньше:

.

Точка А:

Подставив числовые значения, найдем ток двухфазного КЗ в точке А:

.

Точка Б:



.

Точка В:

Точка Г:

В точке Д:

Точка Ж:



Подставив числовые значения, найдем ток двухфазного КЗ в точке Ж:

Расчет при питании от ПС «Паклинская» аналогичный.

Расчеты токов КЗ в максимальном и минимальном режимах работы сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Токи КЗ в максимальном и минимальном режимах работы

	Место точек расчета короткого замыкания
	А	Б	В	Г	Д	Ж
Максимальный ток трехфазного КЗ , кА	40,0	16,54	14,65	12,76	12,44	12,437
Максимальная мощность КЗ, МВА	7967,4	3294,90	266,40	232,00	226,30	226,200
Минимальный ток двухфазного КЗ , кА	25,9	12,60	6,35	5,53	5,46	5,463
Минимальная мощность КЗ, МВА	5175,0	2510,00	115,50	100,60	99,40	99,300
Максимальный ток трехфазного КЗ , кА	40,0	8,50	13,60	11,79	11,214	11,208
Максимальная мощность КЗ, МВА	7967,4	1693,50	247,50	214,40	203,900	203,800
Минимальный ток двухфазного КЗ , кА	25,9	6,88	6,12	5,27	5,136	5,135
Минимальная мощность КЗ, МВА	5175,0	1370,20	111,30	95,90	93,400	93,300

3.3 Расчет токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением до 1 кВ

3.3.1 Особенности расчетов токов короткого замыкания для релейной защиты в электрических сетях напряжением до 1 кВ

Расчеты токов короткого замыкания (КЗ) выполняются для:

выбора и проверки электрооборудования по электродинамической и термической стойкости;

- определения уставок и обеспечения селективности срабатывания защиты в схеме электроснабжения.

При расчетах токов КЗ в электроустановках до 1 кВ необходимо учитывать активные и индуктивные сопротивления всех элементов, включая силовые трансформаторы, трансформаторы тока, реакторы, токовые катушки автоматических выключателей и проводники. Необходимо также учитывать:

- сопротивление электрической дуги в месте короткого замыкания;

- изменение активного сопротивления проводников в цепи вследствие их нагрева при коротком замыкании.

При составлении эквивалентных схем замещения параметры элементов исходной расчетной схемы приводятся к ступени напряжения сети, на которой находится точка КЗ - в данном случае к сети 380 В. Расчеты токов КЗ в электроустановках напряжением до 1 кВ производятся в именованных единицах, а активные и индуктивные сопротивления - выражаются в миллиомах (мОм).

При расчетах токов КЗ допускается:

- максимально упрощать всю внешнюю сеть напряжением 10 кВ по отношению к месту КЗ, представив ее системой бесконечной мощности с сопротивлением Х_С, и учитывать только автономные источники электроэнергии и электродвигатели, непосредственно примыкающие к месту КЗ;

- принимать коэффициенты трансформации трансформаторов равными отношению средних номинальных напряжений тех ступеней напряжения, которые связывают трансформаторы [3].

В электроустановках, получающих питание непосредственно от сети энергосистемы, принято считать, что понижающие трансформаторы подключены к источнику неизменного по амплитуде напряжения через эквивалентное индуктивное сопротивление системы.

3.3.2 Расчет сети до 1кВ

Расчетный ток одной цепи линии КЛ-19 (см. рисунок 3.2):

где U_Н - номинальное напряжение, кВ.

По формуле (3.7):

.

Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, отходящих от шин ТП. При этом нагрузка на линию удваивается, то есть:



Рисунок 3.2 - Схема сети напряжением ниже 1 кВ

По формуле (3.8) получаем:

А.

Выбираем кабель типа 2хВБбШв (4х120), допустимый ток согласно [4] I_ДОП = 385А. Значит, проверку он проходит:

3.3.3 Исходные данные для расчета

Мощность КЗ на стороне высшего напряжения трансформатора в точке Ж при максимальном и минимальном режиме работы электрической сети (, ) приведены в таблице 3.1 и составляют соответственно 226,2 и 99,3 МВА.

Между трансформатором Т1 и вводным выключателем QF1 расположен кабель марки ПВ-2-3х4х(1х240) длиной 8 м.

- удельные сопротивления прямой последовательности R_1УД.К = 0,078 мОм/м, Х_1УД.К = 0,08 мОм/м;

- удельные сопротивления нулевой последовательности R_О.УД.К = 0,772 мОм/м, Х_О.УД.К = 0,43 мОм/м.

Трансформатор тока с коэффициентом трансформации 2000/5 имеет сопротивления R_ТТ = 0, Х_ТТ = 0.

Линия КЛ19 до электрощитовой: линия типа 2хВБбШв - (4х120); длина линий 150 м. Удельные активное и индуктивное сопротивления прямой и обратной последовательности равны R_1УД = 0,08 мОм/м, Х_1УД = 0,08 мОм/м. Удельные активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности: R_0УД = 0,54 мОм/м, Х_0УД = 0,31 мОм/м [2, табл. 1.4.1].

Расчет токов трехфазного КЗ заключается в определении начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ.

При питании потребителя от энергосистемы через понижающий трансформатор начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ без учета подпитки от электродвигателей рассчитывается следующим образом:

,

где U_СР.НН - среднее номинальное напряжение сети, в которой произошло КЗ;

- полное сопротивление цепи КЗ, мОм;

R_1К и Х_1К - суммарное активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи КЗ. Рассчитаем их:

R_1К = R_Т + R_ТТ + R_QF + R_Ш + R_К + R_КЛ + R_ВЛ + R_Д,

Х_1К = Х_С + Х_Т + Х_ТТ + Х_QF + Х_Ш + Х_КЛ + Х_ВЛ,

где Х_С - эквивалентное индуктивное сопротивление системы до понижающего трансформатора, приведенное к ступени низшего напряжения;

R_Т и Х_Т - активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности понижающего трансформатора;

R_ТТ и Х_ТТ - активное и индуктивное сопротивления первичных обмоток трансформатора тока;

R_QF и Х_QF - активное и индуктивное сопротивления автоматических выключателей, включая сопротивления токовых катушек расцепителей и переходные сопротивления подвижных контактов;

R_Ш и Х_Ш - активное и индуктивное сопротивления шинопроводов;

R_К - суммарное активное сопротивление различных контактов;

R_КЛ, R_ВЛ и Х_КЛ, Х_ВЛ - активные и индуктивные сопротивления кабельных и воздушных линий;

R_Д - активное сопротивление дуги в месте КЗ.

3.3.4 Определение сопротивлений схемы замещения

Сопротивление системы при максимальном режиме работы:

По формуле (3.9) получим:

Сопротивление системы при минимальном режиме работы находим аналогично сопротивлению в максимальном режиме:

Сопротивления трансформатора ТМГ мощностью 1000 кВА для схемы соединения обмоток Y/Y_О [1]: R_1Т1 = 1,7 мОм, Х_1Т1 = 8,6 мОм; сопротивления нулевой последовательности: R_0Т1 = 19,6 мОм, Х_0Т1 = 60,6 мОм.

Сопротивление кабеля ПВ-2 3х4х(1х240) между трансформатором и вводным автоматическим выключателем:

R_1КЛ18 = R_1УД. • L,

R_1КЛ18 = 0,078 • 8 = 0,624 мОм;

Х_1КЛ18 = 0,08 • 8 = 0,64 мОм.

Сопротивление кабельной линии 2хВБбШв - (4х120) КЛ19 в максимальном и минимальном режимах:

R_{1КЛ19.МИН} = R_1УД.КЛ19/2 • L,

R_{1КЛ19.МИН} = 0,08/2 • 150 = 6 мОм;

Х_{1КЛ19.МИН} = Х_1УД.КЛ19/2 • L,

Х_{1КЛ19.МИН} = 0,08/2 • 150 = 6 мОм;

R_{1КЛ19.МАКС} = R_1УД.КЛ19 • L,

R_{1КЛ19.МАКС} = 0,08 • 150 = 12 мОм;

Х_{1КЛ19.МАКС} = 0,08 • 150 = 12 мОм.

Аналогично рассчитываются сопротивления нулевой последовательности. Схема замещения для расчета трехфазного тока КЗ представлена на рисунке 3.3а, а результаты расчета - в таблице 3.2.

Сопротивления переходных контактных сопротивлений:

- кабеля КЛ18 с двух сторон по R_К.К = 0,012 мОм;

- суммарное сопротивление переходных контактных сопротивлений до точки «З» (учтем только кабель КЛ18):

R_К.З = 2 • 0,012 = 0,024 мОм;

- кабеля КЛ19 сечением 240 мм²: с двух сторон по R_К.К = 0,012 мОм;

- суммарное сопротивление переходных контактных сопротивлений до точки «И» (учтем только кабель КЛ18 и кабель КЛ19):

R_К.И = 2 • 0,012 + 2 • 0,012 = 0,048 мОм;

- сопротивления включения токовых катушек расцепителей и переходные сопротивления подвижных контактов автоматических выключателей представлены в таблице 3.3 [2, табл. 19].

Рисунок 3.3 - Схема замещения:

Таблица 3.2 - Расчет сопротивлений кабельных линий

Последовательность	КЛ19 - 2хВБбШв - (4х120)
	L, м	RУД.КЛ, мОм м	RКЛ19, мОм мин	RКЛ19, мОм макс	ХУД.КЛ, мОм м	ХКЛ19, мОм мин	ХКЛ19, мОм макс
Прямая	150	0,08	6,0	12	0,08	6,0	12,0
Нулевая	150	0,54	40,5	81	0,31	23,3	46,5

Таблица 3.3 - Сопротивления включения токовых катушек расцепителей и переходные сопротивления контактов выключателей

Выключатель	IН, А	R, мОм	Х, мОм
QF1	1000	0,25	0,10
QF2	1000	0,25	0,10
QF4	2500	0,13	0,07

Активное и индуктивное сопротивления трансформаторов тока 2000/5 А примем равными нулю в следствии их малости.

Активное сопротивление заземляющей дуги:

- на шинах РУ - 0,4 кВ, точка З: R_Д.З = 4 мОм;

- на шинах РУ - 0,38 кВ и все нижележащие точки, точка И: R_Д = 8 мОм.

3.3.5 Расчет токов КЗ в максимальном режиме работы энергосистемы

Точка З.

Сопротивление контура КЗ (прямой последовательности):

- активное

R_1У.З = R_1Т1 + R_1КЛ18 + R_1QF4 + R_1ТА1+ R_К.З+ R_Д.З,

R_1У.З = 1,7 + 0,624 + 0,13 + 0 + 0,024 + 4 = 6,49 мОм;

- реактивное

Х_1У.З = Х_С.МАКС + Х_1Т1 + Х_1КЛ18 + Х_1QF4 + Х_1ТА1,

Х_1У.З = 0,707 + 8,6 + 0,64 + 0,07 + 0 = 10,03 мОм;

- полное

Используя формулу (3.10):

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке З рассчитаем по формуле (3.11):

.

Точка И.

Сопротивление контура КЗ (прямой последовательности):

R_1У.И = R_1Т1 + R_1КЛ18 + R_1QF4 + R_1ТА1+ R_1QF2 + R_1КЛ19 + R_1QF1 + R_К.И+ R_Д.И,

R_1У.И = 1,7+ 0,624 + 0,13 + 0 + 0,25 + 6 + 0,25 + 0,048 + 8 = 17 мОм;

Х_1У.И = Х_С.МАКС + Х_1Т1 + Х_{1К Л18}+ Х_1QF4 + Х_1ТА1+ Х_1QF4+ Х_1КЛ19 + Х_1QF1,

Х_1У.И = 0,707+ 8,6 + 0,64 + 0,07 + 0+ 0,1 + 6 + 0,1 = 16,23 мОм.

По формуле (3.10):

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке И рассчитаем по формуле (3.11):

.

3.3.6 Расчет токов КЗ в минимальном режиме работы энергосистемы

В расчете нужно заменить сопротивление Х_С.МАКС на Х_С.МИН и определить ток двухфазного КЗ.

Точка З.

Сопротивление контура КЗ (прямой последовательности):

- активное R_1У.З = 6,49 мОм;

- реактивное сопротивление:

Х_1У.З = Х_С.МИН + Х_1Т1 + Х_1КЛ18 + Х_1QF4 + Х_1ТА1,

Х_1У.З = 1,61 + 8,6 + 0,64 + 0,07 + 0 =10,93 мОм;

- полное по формуле (3.10):

.

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке З:

,

Точка И. Сопротивление контура КЗ (прямой последовательности):

R_1У.И = R_1Т1 + R_1КЛ18 + R_1QF4 + R_1ТА1+ R_1QF2 + R_1КЛ19 + R_1QF1 + R_К.И+ R_Д.И,

R_1У.И = 1,7+ 0,624 + 0,13 + 0 + 0,25 + 12 + 0,25 + 0,048 + 8 = 23 мОм;

Х_1У.И = Х_С.МИН + Х_1Т1 + Х_1КЛ18 + Х_1QF4 + Х_1ТА1+ Х_1QF2+ Х_1КЛ19 + Х_1QF1,

Х_1У.И = 1,61 + 8,6 + 0,64 + 0,07 + 0 + 0,1 + 12 + 0,1 = 23,13 мОм.

Полное сопротивление по формуле (3.10):

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке И по формуле (3.12):

.

3.3.7 Расчет токов однофазных КЗ методом симметричных составляющих

Под однофазным КЗ подразумевается короткое замыкание на землю силовых элементов в трехфазной электрической системе с глухозаземленной нейтралью, при котором с землей соединяется только одна фаза.

Сущность метода симметричных составляющих состоит в замене несимметричной системы токов трехфазной сети при однофазном коротком замыкании тремя симметричными системами: прямой, обратной и нулевой последовательности [3]. Схема замещения нулевой последовательности приведена на рисунке 3.2б.

Если электроснабжение электроустановки напряжением до 1 кВ осуществляется от энергосистемы через понижающий трансформатор, то значение периодической составляющей тока однофазного КЗ рассчитывают по формуле (3.13):

,

где R_1У, R_2У и Х_1У, Х_2У - суммарные активные и индуктивные сопротивления соответственно прямой и обратной последовательности фазной цепи КЗ;

R_0У и Х_0У - суммарное активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности цепи КЗ.

Сопротивления обратной последовательности равны сопротивлениям прямой последовательности, что учтено в приведенной выше формуле коэффициентом 2. Эти сопротивления определяются аналогично параметрам схемы замещения сети для расчета трехфазного КЗ:

R_0К = R_0Т + R_ТТ + R_QF + R_0К + R_Д + R_0Ш + R_0КЛ,

Х_0К = Х_0Т + Х_ТТ + Х_QF + Х_0К + Х_ОКЛ,

где R_0Т и Х_0Т - сопротивления нулевой последовательности понижающего трансформатора;

R_0К, R_0КЛ и Х_0К, Х_0КЛ - сопротивления нулевой последовательности линии (сопротивления кабелей с учетом цепи зануления);

R_ТТ, R_QF, R_К, R_Д и Х_ТТ, Х_QF - сопротивления трансформаторов тока, автоматических выключателей, контактов и дуги в цепи зануления.

Схема замещения нулевой последовательности с параметрами для расчета токов однофазного КЗ показана на рисунке 3.2б.

Точка З.

Сопротивление контура КЗ:

- прямой последовательности R_1У.З = 6,49 мОм; Х_1У.З = 10,93 мОм;

- нулевой последовательности:

R_0У.З = R_0Т1 + R_0КЛ18 + R_0QF4 + R_0ТА1+ R_К.З+ R_Д.З,

R_0У.З = 19,6 + 4,32 + 0,13 + 0 + 0,024 + 4 = 28,08 мОм;

Х_0У.З = Х_0Т1 + Х_0КЛ18 + Х_0QF4 + Х_0ТА1,

Х_0У.З = 60,6 + 2,48 + 0,07 + 0 = 63,15 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке З рассчитывается по формуле (3.13):

Точка И.

Сопротивление контура КЗ:

- прямой последовательности R_1У.И = 23 мОм; Х_1У.И = 23,13 мОм;

- нулевой последовательности:

R_0У.И = R_0Т1 + R_0КЛ18 + R_0QF4 + R_0ТА1+ R_0QF2 + R_0КЛ19 + R_0QF1+ R_К.И+ R_Д.И,

R_0У.И = 19,6 + 6,18 + 0,13 + 0 + 0,25 + 81 + 0,25 + 0,048 + 8 = 115,5 мОм;

Х_0У.И = Х_0Т1 + Х_0КЛ18 + Х_0QF4 + Х_0ТА1+ Х_0QF2+ Х_0КЛ19 + Х_0QF1,

Х_0У.И = 60,6 + 3,44 + +0,07 + 0+ 0,1 + 46,5 + 0,1 = 110,8 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке В рассчитывается по формуле (3.13):

Результаты расчета токов КЗ сведем в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Расчетные данные токов КЗ в сети до 1кВ

	Место точек расчета короткого замыкания
	З	И
1	2	3
Максимальный ток трехфазного КЗ I(3)К.МАКС, кА	19,337	7,267
Максимальная мощность КЗ, SКМАКС= v3•UСТ•I(3)КМАКС, МВА	13,397	5,030
Минимальный ток двухфазного КЗ I(2)К.МИН, кА	15,734	6,159
Минимальная мощность КЗ, SКМИН= v3•UСТ•I(2)К.МИН, МВА	10,900	4,267

Рассчитаны значения токов короткого замыкания в характерных точках рассматриваемой сети, которые в дальнейшем будут использованы для расчета релейной защиты рассматриваемой схемы электроснабжения Центра сердечно-сосудистой хирургии.

4. защита электрической сети напряжением до 1 кВ

4.1 Основные положения организации защиты электрической сети напряжением до 1 кВ

На рисунке 4.1 приведена схема электрической сети напряжением 0,38 кВ с расстановкой защит по ступеням СЭС.

Рисунок 4.1 - Расстановка защит электрической сети напряжением до 1 кВ

В качестве аппаратов защиты электрических сетей до 1 кВ должны применяться автоматические выключатели (АВ) [4].

Токи уставок автоматических выключателей следует выбирать по возможности наименьшими по расчетным токам защищаемых участков, но таким образом, чтобы они не отключали электроустановки при кратковременных перегрузках (пусковые токи, пики нагрузок) [4].

Электрические сети должны иметь защиту от токов короткого замыкания, обеспечивающую по возможности наименьшее время отключения и требования селективности. Защита должна обеспечивать отключение поврежденного участка при одно-, двух- и трехфазных КЗ в конце защищаемой линии в сетях с глухозаземленной нейтралью [4].

Вводные QF4, QF5 и секционный QF3 автоматические выключатели трансформаторной подстанции должны иметь три ступени защиты [5]:

- защиту от перегруза;

- селективную токовую отсечку (с выдержкой времени);

- мгновенную токовую отсечку (без выдержки времени).

Для защиты вводов 0,4 кВ ТП предварительно выбираем автоматические выключатели Compact или Masterpact, для защиты сборных шин - Соmpact с трехступенчатой защитой. Автоматические выключатели, коммутирующие отходящие от трансформаторной подстанции ТП питающие линии, как правило, имеют две ступени защиты. В тоже время, в начале отдельных отходящих линиях, питающих магистральные и распределительные шинопроводы или низковольтные распределительные пункты, обеспечивающие электроснабжение ответственных потребителей, могут стоять автоматические выключатели, имеющие по три ступени защиты. Для отходящих от ТП линий и ВРУ (РПН) выбираем Соmpact с трехступенчатой защитой.

Селективность отключения АВ на этих ступенях обеспечивается за счет применения токовой селективности защиты от перегруза и мгновенной токовой отсечки. В зонах работы наложения мгновенной токовой отсечки возможно неселективное отключение АВ, но вследствие их разных номинальных токов нижестоящие АВ должны отключаться быстрее.

Для защиты отдельных электроприемников автоматические выключатели применяются с двумя ступенями защиты - без селективной токовой отсечки.

Расчет защит производится «снизу-вверх».

4.2 Расчет защиты кабельной линии, питающей РЩ

Произведем выбор вводного выключателя РЩ.

Максимальный рабочий ток, протекающий по КЛ19, соответствует выключателям QF1 и QF2 и одинаков для них. Примем его равным длительно допустимому току для сечения 120 мм² медного кабеля [4]:

Пиковый ток определяется по формуле [1, c. 24]:

где - коэффициент самозапуска, учитывает увеличение рабочего тока за счет одновременного пуска всех электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время возникновения внешнего КЗ.

Соответственно пиковый ток выключателей QF1 и QF2 рассчитаем по формуле (4.1):

.

По каталогу [6, с. 20] выбираем и устанавливаем автоматический выключатель Compact NS1000N (QF1) с номинальным током I_n = 1000 А, номинальной предельной отключающей способностью при напряжении сети 380 В I_cu = 50 кА. Для управления выключателем и защиты электрической сети выберем блок контроля и управления Micrologic 5.0 A [7, с. 21-25].

Стилизованная и типовая время-токовые защитные характеристики блока Micrologic 5.0 A представлены на рисунке 4.2а.

Фрагменты панели блока Micrologic 5.0 A приведен на рисунке 4.2б.

Осуществим выбор и расчет параметров блока Micrologic 5.0 A.

1 Защита от перегрузки.

1.1 Уставка по току защиты от перегрузки I_r также должна быть равной или больше рабочего максимального тока, протекающего через выключатель QF1:

I_r.QF1 ? I_{РАБ.МАКС.QF1} = 770 А.

Полученное значение уставки по току I_r меньше номинального тока выключателя I_QF1.Н = I_n = 1000 А.

Расцепитель позволяет делать меньшие уставки по току защиты от перегрузки. Они задаются в пределах (0,4-1,0)•I_n, регулируются с помощью переключателя I_r на его передней панели (см. рисунок 4.2б).

Для определения положения переключателя I_r рассматривается соотношение:

.

Выбираем относительное значение уставки по току, равное I_r/I_n = 0,8 - этому соответствует 5-е положение переключателя 1.



Рисунок 4.2 - Фрагмент передней панели Micrologic 5.0

Таким образом, уставка по току защиты от перегрузки будет равна:

I_r.QF1 = 0,8 • 1000 = 800 А.

1.2 Условные токи несрабатывания и срабатывания защиты от перегрузки будут равны:

I_nd =1,05 • I_r,

I_nd = 1,05 • 800 = 840 А;

I_d = 1,2 • I_r,

I_d = 1,2 • 800 = 960 А.

1.3 Примем уставку по времени защиты от перегрузки выключателя QF1 равной t_r.QF1 = 4 с при токе 6•I_r.QF1 = 6•800 = 4800 А. Этому соответствует 4-е положение переключателя t_r.

1.4 Разброс времени срабатывания защиты от перегрузок при токах:

- 70-100 с при токе 1,5•I_r = 1,5•800 = 1200 А;

- 3,2-4,0 с при токе 6•I_r = 6•800 = 4800 А;

- 2,16-2,7 с при токе 7,2•I_r = 7,2•800= 5760 А.

Эти точки мы используем при построении ВТХ защиты от перегруза выключателя QF1.

1.5 Коэффициент чувствительности защиты от перегруза к минимальному току КЗ защищаемой линии:

.

Это говорит о чувствительности защиты от перегрузок к удалённым КЗ.

2 Мгновенная токовая отсечка.

2.1 Уставку по току I_i связана с номинальным током выключателя и регулируется в диапазоне I_i = (2-15)•I_n или может быть выведена из работы, 9-е положение «Off» переключателя 4 (см. рисунок 4.2б). Примем 2-х кратную уставку (1-е положение переключателя):

I_i = 2 • 1000 = 2000А.

2.2 Точность срабатывания мгновенной токовой отсечки расцепителя Micrologic 5.0 A составляет ±10%. Тогда границы ДI_i зоны разброса срабатывания будут ДI_i.QF1 = 1800-2200 А.

Диапазон срабатывания по времени Дt_i мгновенной токовой отсечки составляет: время несрабатывания 20 мс; максимальное время отключения 50 мс.