Расчет токов КЗ и выбор уставок релейной защиты оборудования 0,4-35 кВ

1.

Расчет токов КЗ и выбор уставок релейной
защиты оборудования 0,4-35 кВ

2.

В соответствии с ПУЭ (п.3.2.2.) все электроустановки должны быть оборудованы
устройствами релейной защиты, предназначенными для:
а) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной
части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если
повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью)
непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие
релейной защиты только на сигнал.
б) реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической
системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора
гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации
электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на
отключение этих элементов, оставление которых в работе может привести к
возникновению повреждения.
Также ПУЭ (п.3.2.4, п.3.2.5, п.3.2.7, п.3.2.20) регламентируют требования, предъявляемые к
релейной защите.

3.

Быстродействие.
Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в
целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа
электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления
нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей,
втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента.
Селективность.
Селективным (избирательным) действием защиты называется такое действие, при котором
автоматически отключается только поврежденный элемент электроустановки (трансформатор, линия,
электродвигатель и т.п.).
Однако, ПУЭ (п.3.2.5) допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим
действием АПВ или АВР):
- для обеспечения, если это необходимо, ускорения отключения КЗ.
- при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или
трансформаторов, отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу.
Допустимое время отключения КЗ по условиям предотвращения нарушения устойчивости работы
энергосистемы или электроустановок потребителей определяется службами(группами) электрических
режимов энергосистемы. Приближенно считается, что защита должна действовать без замедления
при всех КЗ, обуславливающих остаточные напряжения ниже (0,6÷0,7)UНОМ на сборных шинах, через
которые осуществляется параллельная работа синхронных машин или питаются ответственные
потребители.
Также, быстрое отключение КЗ может потребоваться и для сохранения в целости линий с малым
сечением проводов, не обладающих необходимой термической стойкостью при имеющемся уровне
токов КЗ.

4.

• Надежность.
Надежность функционирования релейной защиты предполагает надежное срабатывание устройства при появлении условий на
срабатывание и надежное несрабатывание устройства при их отсутствии. Надежность функционирования релейной защиты должна
обеспечиваться устройствами, которые по своим параметрам и исполнению соответствует назначению и условиям применения, а также
надлежащим обслуживанием этих устройств. При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности
функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также
учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной
защитой.
• Чувствительность.
Чувствительностью релейной защиты называют ее способность реагировать на все виды повреждений и аварийных режимов, которые
могут возникать в пределах основной защищаемой зоны и зоны резервирования. Оценка чувствительности основных типов релейных
защит должна производится при помощи коэффициентов чувствительности, значения которых для разных типов защиты и реле
регламентируются в ПУЭ. Определение коэффициентов чувствительности производится при наиболее неблагоприятных видах
повреждения, но для реально возможного режима работы электрической системы. Все короткие замыкания при этом считаются
металлические, т.е. не учитываются возможные переходные сопротивления в месте КЗ и в том числе сопротивление электрической
дуги(исключение составляют сети напряжением до 1 кВ).
Коэффициент чувствительности Кч отражает запас способности срабатывания релейной защиты относительно его порога
срабатывания.
Для максимальных защит
Kч
П min
П сз
Кч
П сз
П max
а для минимальных
Здесь Пmin – минимально возможная (Пmax – максимально возможная) величина контролируемого параметра в расчетном по
чувствительности режиме.
Псз – параметр срабатывания релейной защиты.

5.

Общие требования к расчету (выбору уставок) релейной защиты
Расчет релейной защиты заключается в выборе рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) как отдельных
реле, так и многофункциональных устройств защиты. Для выполнения расчета релейной защиты (выбор рабочих
уставок) прежде всего необходимы полные и достоверные местные исходные данные, к которым относятся:
- первичная схема защищаемой сети и режимы ее работы (с указанием, как создаются рабочие и ремонтные
режимы – автоматически или неавтоматически).
- сопротивление и ЭДС (или напряжение) питающей системы для максимального и минимального режимов ее
работы (или мощности КЗ).
- режимы заземления нейтралей силовых трансформаторов.
- параметры линий, трансформаторов, реакторов и т.д.
- значения максимальных рабочих токов линий, трансформаторов и т.п. в рабочих, ремонтных и послеаварийных
режимах.
- характеристики электроприемников (особенно крупных электродвигателей).
- типы выключателей.
- типы и параметры измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения с указанием мест их
установки в схеме сети.
- типы и параметры срабатывания (уставки) существующих устройств защиты и автоматики на смежных элементах
(как питающих, так и отходящих).
- типы и принципиальные схемы устройств релейной защиты и автоматики, подлежащих расчету.
Выбор уставок релейной защиты ведется от наиболее удаленного элемента по направлению к источнику питания.
В общем случае релейная защита не должна ограничивать возможности полного использования основного
электрического оборудования сети. Однако при разработке режимов сети, в свою очередь должны учитываться и
технические возможности типовых устройств релейной защиты. Не исключено, что по результатам расчета уставок
некоторые редкие режимы могут быть запрещены, чтобы не усложнять релейную защиту.
При выборе первичных схем электроустановок и сетей следует учитывать условия выполнения более простой и
надежной релейной защиты и возможности предотвращения или ликвидации нарушений, обеспечиваемые
автоматикой. Последнее также подчеркивает необходимость комплексного рассмотрения вопросов релейной
защиты и противоаварийной автоматики сети (АПВ, АВР, делительных устройств, автоматического секционирования
и др.).
Немаловажное значение имеет оформление материалов расчета релейной защиты и автоматики.

6.

Расчет уставок должен состоять, как правило, из разделов:
Исходные данные (с указанием источников информации)
Расчет токов КЗ
Выбор уставок (с необходимым графическим материалом в виде схем, карт
селективности и др.)
Результаты расчета. Этот раздел должен содержать окончательно выбранные уставки и
другие данные для регулировки (максимальные токи КЗ, коэффициенты возврата реле и
т.п.)
Рекомендуется прикладывать к расчету схему сети с условным обозначениями типов
релейной защиты и указанием выбранных уставок. В характерных точках сети на схеме
могут быть приведены значения токов КЗ.
На основании расчетов составляются задания на наладку защиты каждого из элементов
сети.

7.

Задание на наладку защиты должно содержать:
1) Наименование и технические данные защищаемого элемента (необходимые для расчетов токов КЗ и уставок
защиты)
2) Тип, коэффициент трансформации, схему соединения и место установки трансформаторов тока и, при
необходимости, трансформаторов напряжения
3) Номера принципиальных схем релейной защиты, автоматики и управления защищаемого элемента, дату их
выпуска и наименование организации, выпустившей эти схемы (или одну общую схему).
4) Рабочие уставки основных реле тока и напряжения (с указанием номеров позиций в схеме и типов реле) в
первичных и вторичных величинах, коэффициенты возврата, максимальные вторичные величины для проверки
надежности работы контактной системы реле; для токовых реле, имеющих ступенчатую регулировку тока
срабатывания, дополнительно указываются ориентировочные числа витков или номера контактных разъемных
соединений, требующие уточнения при настройке реле; для токовых реле, имеющих обратную зависимость
времени действия от тока, дополнительно указывается ток и время срабатывания, соответствующие независимой
части характеристики, а при необходимости особенно точной настройки – еще и несколько контрольных точек (тока
и времени) в зависимой части характеристики (например, при вынужденном уменьшении ступени селективности);
для цифровых реле (терминалов) дополнительно указываются наименования времятоковых характеристик, их коды
и другие параметры настройки.
5) Для аналоговых реле направления мощности задаются максимальные токи и напряжения, при которых должен
отсутствовать «самоход» на срабатывание реле, мощность срабатывания (чувствительность) при угле максимальной
чувствительности, значение максимального тока для проверки надежности работы контактов.
6) Рабочие уставки вспомогательных реле: время замыкания реле времени, время срабатывания и возврата
специальных промежуточных реле с замедлением действия, ток срабатывания специальных промежуточных реле и
реле времени, включаемых в цепи трансформаторов тока.
7) При необходимости указываются сменные уставки, а также конкретные указания по эксплуатации устройств
релейной защиты и автоматики (если таковые имеются), которые затем будут включены в инструкцию для
оперативного дежурного персонала.
Все сделанные расчеты и задания на наладку должны регистрироваться в специальных журналах.

8.

КАРТА-ЗАДАНИЕ
на шкаф защиты типа ЭПЗ 1636/2М
ВЛ 110 кВ
Место установки защиты:
Коэффициенты трансформации трансформаторов:
ВЛ 110 кВ.
тока
- 600/5
напряжения
- 110000/100
Место установки трансформаторов:
тока
выключатель
напряжения
- шины 110 кВ
1.Дистанционная защита.
1.1. Первая ступень:
Z1 = 110 Ом,t = 0";
Zmin (Тх) = 1,0 Ом/фазу;
φмч = φнастр. =650
1.2. Вторая ступень:
Z2 = 110 Ом, t = 0.7"
Zmin (Тх) = 1,0 Ом/фазу;
φмч = φнастр. =650
1.3. Третья ступень:
Z3 = 270 Ом,t = 5.0"
Zmin(Тх) = 1,5 Ом/фазу;
Zсм = (0.06 - 0.12)*Zуст в III квадрант;
Кэл =1,0
φмч =
φнастр = 650.
при качаниях не блокируется;
при качаниях не блокируется;
при качаниях не блокируется;
-

9.

1.4. Устройство блокировки от качаний (КРБ-126):
Время возврата реле 3РП
– t=0.45-0.5";
Время возврата блокировки – t=9";
I2уст = 0,5 А , Кт = не используется
3I0уст - не используется.
1.5. Оперативное ускорение не выполняется.
1.6. Выполняется автоматическое ускорение третьей ступени ДЗ.
2.Междуфазная токовая отсечка.
Iсз = 600 А t = 0"
3.Токовая защита нулевой последовательности.
3.1. Токи срабатывания ступеней:
I01 = 600 A
I02 = 400 A
I03 - 250 A
I04 = 250 A
t = 0" - ненаправленная;
t = 0.7" - ненаправленная;
t = 1.2" - ненаправленная;
t = 1.2" - ненаправленная.
3.3. Автоматическое ускорение защиты не выполняется.
3.4. Поперечное ускорение защиты не выполняется.
3.5. Оперативное ускорение защиты не выполняется.
4. Уставки АПВ.
АПВ «слепое».
t = 2.0"
Максимальный ток трехфазного кз в начале ЛЭП
Максимальный ток трехфазного за “спиной” защиты
Максимальный ток однофазного кз в начале ЛЭП
Максимальный ток однофазного кз за “спиной” защиты
I (3)max = 7780 А
I (3)max = 0 А
I (1)max = 8000 A
I (1)max = 0 A

10.

11.

Расчет токов КЗ
Наиболее частой причиной возникновения аварийных переходных процессов являются короткие замыкания.
Короткое замыкание — это непредусмотренное нормальными условиями эксплуатации замыкание между фазами
или между фазами и землей.
В местах замыкания часто образуется электрическая дуга, сопротивление которой имеет нелинейный характер.
Кроме сопротивления дуги в месте КЗ возникает переходное сопротивление, вызываемое загрязнением, наличием
остатков изоляции и т. п.
В случае, когда переходное сопротивление и сопротивление дуги малы, ими пренебрегают. Такое замыкание
называют металлическим. Расчет максимально возможных токов проводится именно для металлических КЗ.
Виды коротких замыканий
В электрических системах, работающих с заземленной нейтралью, различают четыре вида КЗ:
• Трехфазное (3) симметричное КЗ (cредняя вероятность возникновения трехфазного короткого замыкания в
электрической сети для разных классов напряжений составляет 5%),
• Двухфазное (2) КЗ (вероятность 10%),
• Однофазное (1) (вероятность 65%),
• Двухфазное (1,1) КЗ на землю (вероятность 20%).
Условные обозначения видов КЗ:
Вероятность междуфазных замыканий уменьшается с увеличением напряжения сети. Это связано с увеличением
междуфазного расстояния (в среднем 0,7 м в сети 6–10 кВ, около 14 м в сети 500 кВ).
Тем не менее, иногда в процессе развития аварии первоначальный вид короткого замыкания переходит в другой,
более сложный (например, однофазное КЗ — в двухфазное на землю).

12.

Причины возникновения коротких замыканий
Из всего многообразия причин возникновения КЗ можно выделить несколько основных:
• нарушение изоляции электрооборудования, вызываемое ее старением, загрязнением
поверхности изоляторов, механическими повреждениями;
• механические повреждения элементов электрической сети (обрыв провода линии
электропередачи и т. п.);
• перекрытие токоведущих частей животными и птицами;
• ошибки персонала подстанций при проведении переключений;
• преднамеренные КЗ, вызываемые действием короткозамыкателей.
Последствия коротких замыканий
Можно выделить несколько последствий КЗ:
1. Системная авария, вызванная нарушением устойчивости системы. Это наиболее
опасное последствие, способное привести к значительному технико-экономическому
ущербу.
2. Термическое повреждение электрооборудования, связанное с его недопустимым
нагревом токами КЗ.
3. Механическое повреждение электрооборудования, вызываемое воздействием больших
электромагнитных сил между токоведущими частями.
4. Ухудшение условий работы потребителей. При понижении напряжения, например до
60–70 % от номинального, в течение 1 с и более возможна остановка двигателей
промышленных предприятий, что, в свою очередь, может вызвать нарушение
технологического процесса, приводящее к экономическому ущербу.
5. Наведение при несимметричных КЗ в соседних линиях связи и сигнализации ЭДС,
опасных для обслуживающего персонала.

13.

Представление основных элементов электрической системы в схемах замещения при
расчетах КЗ:

14.

Параметры, необходимые для расчетов токов КЗ:
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы:
-номинальная мощность Sном
-номинальные напряжения обмоток и фактические коэффициенты трансформации
-напряжения короткого замыкания между обмотками uкв-с, uкв-н, uкс-н (для двухобмоточных трансформаторов uк) и их
зависимость от коэффициентов трансформации
-диапазон регулирования напряжения, определяющий напряжение короткого замыкания в условиях КЗ
-потери короткого замыкания ΔРкв-с, ΔРкв-н, ΔРкс-н, (для двухобмоточных трансформаторов ΔРк)
2) Токоограничивающие реакторы:
-номинальное напряжение Uном
-номинальный ток Iном
-номинальное индуктивное сопротивление Хр
-номинальный коэффициент связи Ксв (только для сдвоенных реакторов)
-потери мощности (на фазу) при номинальном токе ΔР
3) Воздушные линии электропередачи:
-номинальное напряжение Uном
-длина линии L
-сечение провода S и количество проводов в фазе
-удельное индуктивное сопротивление прямой последовательности Х1
-удельное индуктивное сопротивление прямой последовательности Х0
-удельное активное сопротивление (при рабочей температуре) R
-удельные индуктивные сопротивления взаимоиндукции нулевой последовательности от других линий (при
наличии нескольких воздушных линий на одной трассе) Хм0
-удельная емкостная проводимость b
4) Кабели:
-номинальное напряжение Uном
-длина кабельной линии L
-сечение жилы кабеля S и число параллельно включенных кабелей
-удельное индуктивное сопротивление прямой последовательности Х1
-удельное индуктивное сопротивление прямой последовательности Х0
-удельное активное сопротивление (при рабочей температуре) R

15.

16.

Расчет токов коротких замыканий в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ
Для расчетов токов КЗ в соответствии с РУ «По расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования»
принимаются следующие допущения:
Не учитывать сдвиг по фазе ЭДС различных синхронных машин и изменение частоты вращения, если продолжительность КЗ
не превышает 0,5с.
Не учитывать межсистемные связи, выполненные с помощью электропередачи (вставки) постоянного тока.
Не учитывать поперечную емкость воздушных линий электропередачи напряжением 110-220 кВ, если их длина не превышает
200 км, и напряжением 330-500 кВ, если их длина не превышает 150 км.
Не учитывать насыщение магнитных систем электрических машин.
Не учитывать ток намагничивания трансформаторов и автотрансформаторов.
Не учитывать влияние активных сопротивлений различных элементов исходной расчетной схемы на амплитуду
периодической составляющей тока КЗ, если активная составляющая результирующего эквивалентного сопротивления
расчетной схемы относительно точки КЗ не превышает 30% от индуктивной составляющей результирующего эквивалентного
сопротивления.
Приближенно учитывать затухание апериодической составляющей тока КЗ, если исходная расчетная схема содержит
несколько независимых контуров.
Приближенно учитывать электроприемники, сосредоточенные в отдельных узлах исходной расчетной схемы.
Принимать численно равными активное сопротивление и сопротивление постоянному току любого элемента исходной
расчетной схемы.
Наиболее удаленную от расчетной точки КЗ часть электроэнергетической системы допускается представлять в виде одного
источника энергии с неизменной по амплитуде ЭДС и результирующим эквивалентным индуктивным сопротивлением. ЭДС
этого источника следует принимать равной среднему номинальному напряжению сети, связывающей удаленную и остальную
части электроэнергетической системы, а его результирующее эквивалентное сопротивление Хс определять, исходя из
известного тока Iс от эквивалентируемой части системы при КЗ в какой-нибудь узловой точке указанной сети: