Рисунок 3 – Схема защиты электродвигателя от понижения напряжения

4. Защита кабельных линий напряжением 6 – 10 кВ

На кабельных линиях напряжением 6 – 10 кВ устанавливают защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- многофазных замыканий;

- однофазных замыканий на землю;

- токов перегрузки.

Необходимо рассчитать уставки МТЗ радиальных кабельных линий 6 – 10 кВ (рисунок 1). Примем исполнение защиты по схеме неполной звезды на постоянном оперативном токе с реле типа РТ – 40 (рисунок 4).

Рисунок 4 – Схема защиты кабельной линии

Выбор уставок МТЗ заключается в определении первичных и вторичных токов срабатывания, времени срабатывания, типов реле, коэффициентов чувствительности. Кроме того, защиты двух последовательно соединенных элементов должны быть согласованы по чувствительности и по времени.

1. Выбирается ток срабатывания МТЗ по условию:

где k_н =1,2 – коэффициент надежности для реле РТ – 40;

k_зп – коэффициент запуска электродвигателя, равный 5,2;

k_в = 0,8 – коэффициент возврата реле РТ – 40;

I_раб.max = I_д.ном = 68,9 А.

Определяется ток срабатывания защиты:

По справочнику выбираем ближайшую уставку 12,5 А на реле РТ – 40.

Определяется коэффициент чувствительности защиты при двухфазном к.з. к точке К₂ в минимальном режиме, когда ток к.з. равен 10452,13 А:

Требование чувствительности выполняется.

Выдержку времени МТЗ отстраиваем от быстродействующей защиты (отсечки) электродвигателя на величину ступени селективности 0,5 секунд.

Следовательно, выдержка времени КЛ принимается равной 0,5 секунд.

Защита от однофазных замыканий на землю

Определяем ток замыкания на землю:

Для защиты используются трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ с коэффициентом трансформации n_т = 20/5 и реле типа РТ-40 со значением коэффициента надежности k_н =1,2.

Ток срабатывания защиты:

I_сз = k_зап∙ I⁽¹⁾ = 2,5∙10,8 = 27 А, где

k_зап = 2,5 – коэффициент запаса, учитывающий бросок тока в момент замыкания на землю.

Ток срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности при замыкании на землю не нормируется и не определяется. Схема защиты представлена на рисунке 4.

Защита от перегрузки

Для данной линии защита от перегрузки не проектируется, так как такая защита предусмотрена для электродвигателя, подключенного в конце данной линии.

5. Защита силовых трансформаторов

5.1 Дифференциальная защита

Выбираются трансформаторы тока (ТТ) для дифференциальной защиты (ДЗ) трансформатора мощностью 63000 кВА, с соединением обмоток звезда – треугольник. По номинальным токам на стороне высшего и низшего напряжения выбираются соответственно трансформаторы тока с коэффициентами трансформации:

- на стороне высшего напряжения k_ТТВ = 200/5, так как первичный номинальный ток равен:

- на стороне низшего напряжения k_ТТН = 6000/5 , так как вторичный номинальный ток равен

Определяется первичный ток небаланса:

где k_а – коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую тока КЗ, для реле ДЗТ он равен 1;

k_о – коэффициент однотипности схемы, равный 1;

ε = 0,1 – относительное значение тока намагничивания трансформатора тока.

Выбирается ток срабатывания защиты. Этот ток отстраивается для реле ДЗТ только от тока намагничивания силового трансформатора:

I_сзВН = k_н∙ I_1н = 1,36∙158,33 = 215,33 А

Определяется число витков обмоток реле ДЗТ для выравнивания магнитодвижущих сил. Ток срабатывания реле:

Определяется число витков уравнительной обмотки, включенной на ВН:

где F_ср – магнитодвижущая сила, необходимая для срабатывания реле.

Принимаем ближайшее целое меньшее число витков:

Ток срабатывания защиты на стороне НН:

I_срНН = I_сзВН ∙ n = 215,33 ∙ (193,2 / 6,6) = 6303,3 А.

Определяется величина вторичного тока в плечах ДЗ:

• на стороне высшего напряжения

• на стороне низшего напряжения

Определяется число витков уравнительной обмотки, включенной на НН:

Принимается ближайшее целое число витков:

W_НН = 48 витков.

Определяется ток небаланса, обусловленный неточностью установки на коммутаторе реле ДЗТ расчетных чисел витков уравнительных обмоток:

Суммарный ток небаланса:

I_нб = 463,79 + 10,41 = 474,2 А.

Проверяем условие равенства нулю результирующей магнитодвижущей силы реле в режимах нагрузки и внешних КЗ:

I_2н∙ W_НН ≈ I_2в∙ W_ВН ,

4,6∙48 ≈ 6,86∙32,

220,8 ≈ 219,52.

Условие практически выполняется, поэтому окончательно принимаем:

W_ур1 = W_НН = 48 витков, W_ур2 = W_ВН = 32 витков.

Определяется число витков тормозной обмотки:

Окончательно принимается:

W_т = 24 витков.

Определяется коэффициент чувствительности защиты при КЗ в зоне действия защиты, когда ток повреждения проходит только через трансформаторы тока стороны 220 кВ и торможение отсутствует. При этом расчетный ток в реле:

Ток срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности:

Коэффициент чувствительности больше требуемого по ПУЭ, равного 2, поэтому данная защита для эксплуатации пригодна.

Схема эксплуатации защиты приведена на рисунке 5.

Рисунок 5 – Принципиальная схема дифференциальной защиты

5.2 Газовая защита

Для защиты от внутренних повреждений трансформаторов, сопровож-дающихся выделением газа и понижением уровня масла предусматривается (при мощности трансформатора 6300 кВА и выше) газовая защита с действием на сигнал при слабых газообразованиях и с действием на отключение при интенсивном газообразовании. Защита выполняется с помощью газовых реле.

Газовая защита является наиболее чувствительной к некоторым видам внутренних повреждений трансформатора, чем другие виды защит. Так, например, к витковым замыканиям, на которые дифференциальная защита реагирует только при замыкании большого числа витков, а токовая отсечка и максимальная токовая защита вообще не реагируют. Кроме того, газовая защита реагирует на некоторые виды повреждений и ненормальных режимов работы, как, например, понижение уровня масла, на которые другие виды защит вообще не реагируют. Для защиты маслонаполненных трансформаторов от «пожара стали» магнитопровода, возникающего при нарушении изоляции между листами стали сердечника, используется газовая защита; токовая и дифференциальная защиты на этот вид повреждения не реагируют. Газовая защита должна устанавливаться обязательно на трансформаторах мощностью 10000 кВА и выше, а также на трансформаторах мощностью 1000-6300 кВА, не имеющих дифференциальной защиты или максимальной токовой защиты с выдержкой времени менее 0,5 с. Для трансформаторов почти всех мощностей, установленных внутри цеха, газовая защита должна устанавливаться обязательно независимо от наличия других защит.

Газовая защита собирается на реле типа РГЧ-66. Верхний контакт работает на сигнал, а нижний – на отключение трансформатора без выдержки времени на все выключатели. В схеме должно предусматриваться переключающее устройство, позволяющее выводить нижний контакт на сигнал.

Схема газовой защиты с реле РГЧ-66 представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 – Схема газовой защиты с реле РГЧ-66

Газовые реле имеют герметически закрытый корпус, устанавливаемый в маслопроводе между баком трансформатора и расширителем. На рисунке 7 показан упрощенный эскиз варианта конструкции такого реле. Реагирующий блок реле имеет три основных элемента: сигнальный 1 и отключающие 2, 3 (элементы 1 и 3 – поплавки, 2 – напорная пластина), каждый из которых срабатывает при определенных условиях.

В нормальных условиях работы корпус реле заполнен маслом, и элементы занимают положение, при котором управляемые ими контакты (на рисунке не показаны) разомкнуты. При незначительном газообразовании в баке трансформатора газ по маслопроводу проходит в расширитель, скапливаясь в верхней части корпуса реле, где расположен сигнальный элемент 1.

Рисунок 7 - Газовое реле

При скоплении в реле определенного количества газа уровень масла в нем снижается, поплавок сигнального элемента 1 опускается под действием силы тяжести и сигнальный контакт замыкается; аналогично срабатывает сигнальный элемент реле при снижении уровня масла в реле по другим причинам.

При дальнейшем снижении уровня масла, когда корпус реле опорожняется более чем наполовину, поплавок отключающего элемента 3 также опускается под действием силы тяжести и замыкается отключающий контакт.

6. Расчетная проверка трансформаторов тока

Все трансформаторы тока, предназначенные для питания токовых цепей устройств релейной защиты от к.з., должны обеспечивать точную работу измерительных органов токовых и дистанционных защит и не допускать излишних срабатываний дифференциальных защит при к.з. вне защищаемой зоны. Для этого погрешность трансформаторов тока не должна превышать 10%.

Проверка трансформаторов тока на допустимую погрешность, установ-ленного для питания защиты кабельной линии 6 кВ (раздел 4).

Предельная допустимая кратность:

где I_1расч. = 1,1∙I_сз = 1,1∙1364,67 = 1501,14 А.

I_сз = 1364,67 А (для МТЗ)

Трансформатор тока ТПЛ-10К (600/5) с коэффициентом трансформации:

n_т = 600/5 (U_н = 10 кВ; I_н = 600 А).

Допустимое значение сопротивления нагрузки при этом Z_н.доп = 0,8 Ом.

Наибольшая фактическая расчетная нагрузка ТТ для схемы неполной звезды равна:

Z_н.расч = 2∙R_пр + Z_р + R_пер

где S = 10 кВА для реле РТ – 80 и I_с.р = 9А;

R_пер – переходное сопротивление на контакторах.

Z_н.расч = 2∙0,18 + 0,124 + 0,1 = 0,584 Ом.

Фактическое расчетное значение сопротивления нагрузки (0,584 Ом) меньше допустимого (0,8 Ом), и, следовательно, погрешность трансформатора тока менее 10%.

7. Оперативный ток в цепях защиты и автоматики

Системы оперативного постоянного тока. В качестве источника независимого постоянного оперативного тока служит аккумуля­торная батарея, преимуществом которой яв­ляется независимое и устойчивое напря­жение. К основным недостаткам систем оперативного постоянного тока относятся следующие:

1) удорожание стоимости сооружения подстанции за счет аккумулятор-ной бата­реи и сооружения для нее специального отапливаемого помещения;

2) необходимость ухода за батареей;

наличие разветвленной сети постоян­ного тока, затруднительность отыскания в ней замыканий на землю, возможность ложных отключений из-за появления об­ходных цепей, двойных замыканий на землю.

Системы оперативного переменного тока. В качестве источ­ника оперативного переменного тока слу­жат трансформаторы собственных нужд подстанций, трансформаторы тока и напряжения. К основным преимуществам пере­менного и выпрямленного оперативного то­ка перед постоянным оператив-ным током относятся следующие:

1) отсутствие отдельного независимого источника питания для управ-ления, сигна­лизации, релейной защиты и автоматики, что снижает стоимость установки и эксплу­атационные расходы;

2) отсутствие общей электрически свя­занной сети оперативного тока, что снижа­ет капитальные затраты и повышает на­дежность работы установки; исключаются ложные действия защиты и автоматики;

3) возможность применения схем с ре­ле прямого действия для максимальных и дифференциальных защит, которые явля­ются наиболее распространенными, особен­но в распределительных схемах электро­снабжения напряжением 3-35 кВ и других устройств защиты и автоматики.

Рисунок 8 – Схема питания цепей оперативного тока от трансформатора собственных нужд подстанции 6/35 кВ.

Схемы питания от трансформаторов собственных нужд переменным оператив­ным током могут быть рекомендованы к применению для понизительных подстан­ций 35/6-10 кВ и для подстанций 110 кВ с двухобмоточными или трехобмоточными трансформаторами без выключателей на стороне высшего напряжения. Место под­ключения трансформаторов собственных нужд и их количество в общем случае оп­ределяются схемой электрических соедине­ний подстанций, числом и мощностью уста­новленных силовых трансформаторов и ре­жимом их работы, количеством питающих линии и другими факторами, вытекающими из конкретных условий работы подстанции.

Принципиальная схема питания цепей оперативного тока от силовых трансформа­торов собственных нужд для подстанций 6-35 кВ приведена на рисунке 8. Для под­станций 110 кВ с трехобмоточными транс­форматорами при наличии линий 35—6 кВ, связанных с источниками питания, может быть рекомендована та же схема.

Рисунок 9 - Схема питания переменным оперативным током на подстанции 110-35/10-6 кВ при отсутствии постоянно подключенных источников на стороне низшего или среднего напряжения.