Необходимо определить действующие значения токов КЗ во всех местах (по схеме) установки защит (местах контроля тока защитами) в максимальном и минимальном режимах работы электрической системы при повреждениях в расчетных точках. За расчетные точки принимаются шины всех подстанций, места присоединений трансформаторов Т4, Т5, Т6 к магистральной линии и зажимы обмоток 0,4 кВ этих трансформаторов. Схема замещения, соответствующая исходной конфигурации рассматриваемой электрической сети, показана на рис. 3.2.

 

3.3.1. Параметры схемы замещения

Параметры всех элементов схемы замещения приводятся к стороне 10 кВ.

Сопротивления линий электропередачи определяются по значениям удельных сопротивлений проводов и протяженности линий.

Так, активное сопротивление линии W1 35 кВ, приведенное к стороне 10 кВ:

Здесь rУД W1 и lW1 — удельное активное сопротивление линии W1 и ее протяженность соответственно; UНОМ Б и UHOM W1 — значения номинальных напряжений базисной ступени и линии W1 (UНОМ Б = 10 кВ; UНОМ W1 = 35 кВ).

Значение rУД W1 = 0,16 Ом/км определяется по справочной таблице 7.35 [10] для провода АС-185.

При заданной протяженности линии lW1 = 8 км будем иметь:

Индуктивное сопротивление этой линии:

Здесь xУД W1 = 0,4 Ом/км — среднее значение удельного индуктивного сопротивления линии по справочной таблице 7.41 [10]. Это значение может быть использовано и для других линий.

Активное и индуктивное сопротивления линии 10 кВ W5 определяются так:

rW5 = rУД W5 × lW5; xW5 = xУД W5 × lW5,

где rУД W5 и xУД W5 — значения удельного активного и индуктивного сопротивлений линии W5 соответственно.

По справочным таблицам [10] для провода АС-150:

rУД W5 = 0,2 Ом/км; xУД W5 = 0,4 Ом/км.

Тогда: rW5 = 0,2 × 4 = 0,8 Ом; xW5 = 0,4 × 4 = 1,6 Ом.

Значения сопротивлений всех других линий определяются аналогично и приведены в табл. 3.4.

Таблица 3.4

Сопротивления трансформаторов определяются по их паспортным данным.

Активное сопротивление трансформатора Т1, приведенное к базисной стороне 10 кВ, определяется так:

где PK T1 — мощность короткого замыкания трансформатора Т1.

Индуктивное сопротивление этого трансформатора, приведенное к базисной стороне 10 кВ, равно:

где UK T1 % — напряжение КЗ трансформатора Т1 в процентах от номинального.

Используя справочные данные для трансформатора PK T1 = 65 кВт и UK T1 % = 7,5 [10], получим:

Значения сопротивлений всех трансформаторов, определенные аналогично, приведены в табл. 3.5.

Внутреннее сопротивление эквивалентного источника питания (энергосистемы) определяется так:

Таблица 3.5

В исходных данных задано только одно значение мощности КЗ на шинах подстанции № 1, поэтому можно считать внутреннее сопротивление энергосистемы постоянной величиной.

 

3.3.2. Расчет токов короткого замыкания

Значения токов КЗ определяются по методике расчета токов при симметричных замыканиях без учета подпитки со стороны нагрузок. Для конкретных расчетных условий составляется отдельная схема замещения на основе схемы электрической сети (см. рис. 3.1) и исходной схемы замещения (см. рис. 3.2).

Расчетная схема замещения для определения токов КЗ в начале линии W6 (место установки защиты) в максимальном режиме энергосистемы показана на рис. 3.3.

Схема соответствует конфигурации сети, когда питание подстанции № 2 осуществляется по линии W2. Значения максимальных токов в начале линии W6 при повреждениях (трехфазных КЗ) в разных точках (номер расчетной точки указан в индексе обозначения тока) определяются так:

Минимальные аварийные токи в месте установки защиты в начале линии W6 возникают при двухфазных КЗ в контролируемой сети в минимальном режиме работы энергосистемы. Расчетная схема замещения для определения этих токов показана на рис. 3.4.

Схема соответствует другой конфигурации электрической сети, при которой питание подстанции № 2 осуществляется по линиям W1 и W3 через подстанцию № 3 (при выведенной из рабочего состояния линии W2). Значения минимальных токов в начале линии W6 при повреждениях (двухфазных КЗ) в расчетных точках (номер расчетной точки также указан в индексе обозначения тока) определяются так:

Обмотки 0,4 кВ трансформаторов Т4, Т5, Т6 работают в трехфазной электрической сети с глухозаземленной нейтралью. В этой сети возможны еще и однофазные КЗ. Токи в линии W6 при этих КЗ могут иметь меньшие значения, чем при двухфазных замыканиях. Поэтому дополнительно необходимо определить значения токов при однофазных КЗ за трансформаторами Т4, Т5, Т6. Эти токи на стороне 0,4 кВ с учетом переходного сопротивления в месте повреждения и эквивалентного сопротивления питающей электрической сети определяются так [11]:

Здесь

— значения токов в фазных выводах обмоток 0,4 кВ трансформаторов Т4, Т5, Т6 при однофазных КЗ на зажимах этих обмоток соответственно;

— полные сопротивления трансформаторов Т4, Т5, Т6 соответственно при однофазных КЗ, учитывающие переходные сопротивления в месте повреждения и эквивалентное сопротивление электрической сети от источника питания до трансформатора.

Токи в линии W6 на стороне 10 кВ при однофазных замыканиях за трансформаторами Т4, Т5, Т6 в точках К10, К12, К14 соответственно можно определить так:

Здесь NT4, NT5, NT6 — номинальные коэффициенты трансформации трансформаторов Т4, Т5, Т6 соответственно (NT4 = NT5 = NT6 = 10,5/0,4 = 25).

Подставив значения параметров (Z(1)Т4 = 31,68 МОм; Z(1)Т5 = Z(1)Т6 = 40,1 МОм [11] и Еф = 230 В), будем иметь:

Токи, возникающие при КЗ в местах установки других защит, определяются по аналогичной методике. Для их расчета необходимо использовать еще и другие схемы замещения рассматриваемой электрической системы, которые показаны на рис. 3.5 и 3.6. Значения токов КЗ приведены в табл. 3.6.

 

3.4.1. Защита трансформаторов Т4, Т5, Т6

Трансформаторы 10/0,4 кВ мощностью до 0,63 МВ-А подключаются к электрической сети через предохранители. Предохранители для трансформаторов выбираются по следующим условиям:

номинальное напряжение предохранителя должно соответствовать номинальному напряжению сети;

номинальный ток предохранителя должен быть больше максимального рабочего тока трансформатора;

номинальный ток отключения предохранителя должен быть больше максимального тока КЗ в месте установки предохранителя;

предохранитель не должен срабатывать при бросках тока намагничивания при подключении трансформатора к питающей сети в режиме холостого хода.

Первому условию удовлетворяют предохранители типа ПКТ. Максимальные рабочие токи трансформаторов определяются с учетом допустимой перегрузки:

Здесь IНОМ Т4 = SНОМ Т4 / (√3 × UНОМ Т5) = 36,4 A IНОМ Т5 = IНОМ Т6 =

= SНОМ Т5 / (√3 × UНОМ BH) = 23,1 A — номинальные токи трансформаторов Т4, Т5, Т6, соответственно; kПЕР — коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов (для большинства отечественных трансформаторов допускается перегрузка до 40 % номинальной мощности, поэтому можно принять kПЕР = 1,4).

Тогда IРАБ МАХ Т4 = 50,9 A; IРАБ МАХ Т5 = IРАБ МАХ Т6 = 32,3 A.

Для отстройки от бросков тока намагничивания трансформатора необходимо иметь номинальный ток плавкой вставки в 1,5–2 раза больше номинального тока трансформатора [3].

Учитывая это, для трансформатора Т4 можно выбрать предохранители типа ПКТ-10 с номинальным током 80 А, а для трансформаторов Т5 и Т6 — ПКТ-10 с номинальным током 50 А.

Максимальные токи КЗ в местах установки предохранителей не превышают 1,3 кА, поэтому можно выбрать предохранители с номинальным током отключения 12,5 кА.

Таблица 3.6

Окончание табл. 3.6

Принятые параметры соответствуют рекомендациям проектных и эксплуатирующих предприятий (см. прил. 4).

 

3.4.2. Защита, устанавливаемая на магистральной воздушной линии W6

В соответствии с рекомендациями ПУЭ для выявления междуфазных замыканий на магистральной линии 10 кВ W6—W8 в начале линии на подстанции № 2 устанавливается ступенчатая токовая защита, выполненная на основе реле типа РТ-40. Первая ступень — селективная токовая отсечка без выдержки времени срабатывания, а вторая — МТЗ.

Для выявления однофазных замыканий на землю, которые могут возникнуть на линиях W6—W8, на подстанции № 2 предусматривается установка устройства контроля изоляции сети 10 кВ. Режимы работы потребителей, присоединенных к шинам 10 кВ этой подстанции, должны допускать отключение питания для поиска поврежденного присоединения при срабатывании устройства контроля изоляции.

Выбирается ток срабатывания (первичный) первой ступени защиты (селективной токовой отсечки).

По условию отстройки от токов КЗ в конце первого участка магистральной линии (W6) в месте присоединения трансформатора Т4:

где kЗ — коэффициент запаса.

По условию отстройки от бросков тока намагничивания всех трансформаторов, присоединенных к линиям W6—W8 [2]:

Значение, полученное по первому условию (1560 А), удовлетворяет требованию отстройки от броска тока намагничивания (не менее 413 А). Поэтому следует принять IC3 = 1560 А.

Оценка протяженности зоны, контролируемой первой ступенью защиты, производится графическим методом. Для этого строится график зависимости токов КЗ от расстояния (от начала линии W6) до места КЗ (рис. 3.7). Наносится прямая, изображающая ток срабатывания первой ступени защиты, селективной токовой отсечки (ТО).

Как видно, зона, контролируемая первой ступенью защиты, реализованной в виде селективной токовой отсечки, составляет примерно 30 % суммарной длины магистральной линии W6—W8. Вторая ступень защиты может быть выполнена в виде неселективной токовой отсечки (НО), которая должна быть согласована по времени срабатывания с предохранителем F1, установленным на присоединении в конце линии W6. Учитывая удаленность этой линии от источника питания и сравнительно небольшие значения токов КЗ при повреждениях, можно считать первую ступень защиты достаточно эффективной. В этих условиях можно проверить возможность выполнить защиту в целом двухступенчатой (первая ступень — ТО; вторая ступень — МТЗ).

Выбираются уставки следующей ступени защиты — МТЗ. По току она отстраивается от максимального рабочего тока в контролируемой линии:

Здесь k3 — коэффициент запаса (k3 = 1,2); kв — коэффициент возврата (kв = 0,85); kСЗ — коэффициент самозапуска для нагрузок линии W6 (в исходных данных нет сведений о процессах самозапуска в нагрузках линии W6, поэтому, не исключая полностью возможности самозапуска электродвигателей в этих нагрузках, можно принять kСЗ = 1,2).

Выдержка времени срабатывания ступени МТЗ определяется по условию согласования с предохранителями. Для этого необходимо использовать графический метод, так как времятоковые характеристики предохранителей приводятся в справочниках только в виде графиков. По справочным данным (см. прил. 2) строятся расчетные характеристики предохранителей (смещенные по оси токов вправо на 20 %), выбранных для трансформаторов Т4—Т6 (рис. 3.8). Границы характеристик предохранителей соответствуют значениям максимальных токов в расчетных точках К9 и К11. Характеристика предохранителя F1 показана до значения тока 1300 А, а F2 и F3 — до 890 А.

Как видно, при предварительно выбранном токе срабатывания МТЗ (140 А) время срабатывания защиты должно быть чрезмерно большим, чтобы обеспечивалась селективность действия защиты и предохранителей. Для их согласования при приемлемых выдержках времени срабатывания необходимо увеличить ток срабатывания ступени МТЗ. Даже при максимальном токе срабатывания по условиям чувствительности в режиме основного действия (370 А) ее выдержка времени срабатывания должна быть не менее 5,5 с (см. рис. 3.8). Иногда это недопустимо по условиям термической устойчивости оборудования.

В этих условиях защиту, устанавливаемую на линии W6, целесообразно выполнить трехступенчатой; ПУЭ это не запрещают. Первая ступень — селективная токовая отсечка (ток срабатывания определен); вторая — неселективная токовая отсечка с выдержкой времени срабатывания; третья — МТЗ.

Выбираются уставки второй ступени защиты.

Ток срабатывания второй ступени защиты определяется по условию ограничения контролируемой зоны в пределах магистральной линии W6—W8:

Здесь I(3)К МАХ W6 K13 — максимальный ток КЗ в конце контролируемой зоны (в конце участка W8).

При этом токе (804 А) расчетное время срабатывания предохранителя трансформатора Т4 составляет 0,5 с (см. рис. 3.8). Поэтому с целью обеспечения селективной работы второй ступени защиты и предохранителей можно выбрать время срабатывания второй ступени tC3 W6-2 = 1 с (ступень селективности 0,5 с).

С учетом ограничений по чувствительности защиты в режиме основного действия можно выбрать ток срабатывания третьей ступени защиты (МТЗ) tC3 W6-3 = 370 А, а время срабатывания — tC3 W6-3 = 5 5 с

Выбираются ТТ для линии W6. Целесообразно выбрать ТТ с номинальным первичным током, превышающим максимальный рабочий ток в линии (82,6 А) в 2–3 раза. Пусть будут выбраны ТТ типа ТПЛ-10 класса Р с коэффициентом трансформации 200/5 и общая схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле «неполная звезда — неполная звезда».

Выбираются реле и определяются параметры их срабатывания.

Ток срабатывания реле тока первой ступени:

Выбирается реле РТ-40/50, в диапазон уставок которого входит расчетное значение тока срабатывания 39 А при параллельном соединении катушек реле.

Ток срабатывания реле тока второй ступени:

Выбирается реле РТ-40/50, в диапазон уставок которого входит расчетное значение тока срабатывания 20,1 А при последовательном соединении катушек реле.

Ток срабатывания реле тока третьей ступени:

Выбирается реле РТ-40/20, в диапазон уставок которого входит расчетное значение тока срабатывания 9,3 А при последовательном соединении катушек реле.

Оценивается чувствительность защиты. Для первой и второй ступеней показателем чувствительности является протяженность контролируемой зоны. Протяженности этих зон определяются графическим методом и составляют 30 и 50 % длины магистральной линии соответственно. Значения показателей дают основание считать первую и вторую ступени защиты достаточно чувствительными.

Коэффициент чувствительности третьей ступени защиты в режиме основного действия:

Как видно, коэффициент чувствительности в режиме основного действия имеет приемлемое значение, а в режиме резервного действия меньше 1. Это означает, что защита, установленная в начале магистральной линии, не может выполнять функции резервной защиты трансформаторов Т4—Т6.

В этих условиях для резервирования основных защит трансформаторов Т4—Т6 (предохранителей) необходимо применение специальной резервной защиты или изменение параметров электрической сети. Однако реально допускается эксплуатация подобных электрических сетей без резервирования защит.

Схема вторичных и оперативных цепей защиты показана на рис. 3.9.

Выбираются вспомогательные реле (их основные параметры приведены в прил. 6, а более полная информация содержится в справочнике [13]).

Реле времени для второй и третьей ступеней защиты — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 секунд и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Производится проверка ТТ. Для этого определяется максимальная кратность расчетного первичного тока по отношению к номинальному первичному току ТТ:

k10 = I1 РАСЧ / I1 НОМ ТТ = 1,1× IСЗ W6-1 / I1 НОМ ТТ = 1,1× 1560 / 200 = 8,5

Здесь I1 РАСЧ = 1,1× IСЗ W6-1 и I1 НОМ ТТ — значение расчетного тока при реализации защиты на реле серии РТ-40 на постоянном оперативном токе и номинальный первичный ток ТТ.

По кривой предельных кратностей k10 определяется максимальная допустимая вторичная нагрузка ТТ (полное сопротивление), при которой полная погрешность ТТ не превышает 10 %. Для ТТ ТПЛ-10 200/5 максимальное допустимое сопротивление нагрузки — 1,2 Ом (см. прил. 7).

Расчетное наибольшее сопротивление нагрузки ТТ:

ZH РАСЧ = 2 × rПР + 2 × ZPT-40/50 + ZPT-40/20+ rПЕР.

Здесь ZРТ-40 = SР /I2CР MIN  — сопротивление реле РТ-40 при минимальной уставке; SP и ICР MIN — расчетная мощность реле и минимальный ток срабатывания реле (для реле РТ-40/50 SP = 0,8 ВА, ICР MIN  = 12,5 А; для реле РТ-40/20 SP = 0,5 ВА, ICР MIN = 5 А); rПР — активное сопротивление проводников в сигнальном кабеле (можно принять rПР = 0,05 Ом); rПЕР — активное сопротивление переходных контактов (можно принять rПЕР = 0,1 Ом).

Значение расчетного наибольшего сопротивления:

ZH РАСЧ = 2 × 0,05 + 2 × 0,8 /(12,5)2 + 0,5 /(5)2 + 0,1 = 0,23 Ом.

Это значение (0,23 Ом) меньше допустимого (1,2 Ом). Следовательно, режим работы ТТ в защите, установленной на линии W6, соответствует требованиям, при выполнении которых полная погрешность ТТ не превысит 10 %.

Таким образом, решения, принятые при выборе схемы защиты, ТТ и реле, можно считать приемлемыми.

 

3.4.3. Защиты, устанавливаемые на трансформаторе Т1 35/10 кВ

В соответствии с требованиями ПУЭ на трансформаторах 35/10 кВ мощностью 10 МВА должны быть установлены следующие защиты:

газовая защита для выявления повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и понижения уровня масла;

продольная дифференциальная токовая защита для выявления внутренних повреждений и повреждений на выводах;

МТЗ для выявления внешних КЗ;

МТЗ для выявления перегрузок.

Выбирается газовая защита на основе реле типа РГЧЗ-66, установленного заводом-изготовителем трансформатора. В защите используются контакты первой (на сигнал) и второй (на отключение) ступеней защиты.

Определяются величины, необходимые для выбора уставок устанавливаемой на трансформаторе Т1 дифференциальной защиты (табл. 3.7).

Средние значения первичных и вторичных номинальных токов в плечах защиты приведены в табл. 3.8.

Таблица 3.7

Окончание табл. 3.7

Проверяется возможность использования дифференциальной токовой отсечки на основе реле РТ-40.

Определяется первичный ток небаланса:

Таблица 3.8

Здесь kАПЕР — коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей тока КЗ (kАПЕР = 2 для дифференциальной токовой отсечки); kОДН — коэффициент однотипности (kОДН = 2); ε — максимальная допустимая погрешность ТТ (ε = 0,1); ΔUРЕГ — диапазон регулирования коэффициента трансформации трансформатора; ΔfВЫР — относительное значение составляющей тока небаланса от неточности выравнивания вторичных токов в плечах защиты:

Определяется максимальное значение первичного тока небаланса, приведенного к стороне 10 кВ:

Определяется значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:

IСЗ = kЗ × IНБ = 1,3 × 1521 = 1977 А.

По условию отстройки от броска тока намагничивания:

IСЗ = (3–4) × I1НН = (1732–2309) А.

Выбрано значение IC3 = 2309 А.

Проверяется чувствительность защиты. Коэффициент чувствительности:

Как видно, значение коэффициента чувствительности меньше допустимого (kЧ < 2). Поэтому простая токовая дифференциальная отсечка не может быть использована.

Проверяется возможность использования дифференциальной защиты с насыщающимися промежуточными трансформаторами без торможения (на основе реле РНТ-565).

Определяется максимальное значение первичного тока небаланса, приведенное к стороне 35 кВ (при предварительных расчетах принимается ΔfВЫР = 0):

IНБ = (1 × 1 × 0,1 + 0,09) × 1460 = 277 А.

Здесь значение kАПЕР = 1, так как в реле РНТ-565 влияние апериодических составляющих в первичном токе на ток небаланса значительно снижено за счет насыщающихся промежуточных ТТ.

Значение первичного тока срабатывания защиты (приведенное к стороне 35 кВ) по условию отстройки от тока небаланса:

IC3 = 1,3 × 277 = 360 А.

По условию отстройки от броска тока намагничивания при включении:

IC3 = kO × I1BH = 1,3 × 165 = 215 А.

Здесь kO — коэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания (при выполнении защиты на реле РНТ-565 принимается равным 1,3 [4]).

Оба условия будут выполнены, если принять: IC3 = 360 А (218 % среднего номинального тока трансформатора).

Проверяется чувствительность. Коэффициент чувствительности:

в реле на стороне ВН 35 кВ, соответствующий минимальному току КЗ, при котором дифференциальная защита должна срабатывать.

Требования по чувствительности при предварительных данных выполняются.

Определяется число витков обмоток реле (табл. 3.9).

Плечо защиты с большим вторичным током (сторона 10 кВ) можно принять за основную сторону и подключить к рабочей (дифференциальной) обмотке реле. Однако подключение может быть произведено только к уравнительным обмоткам реле (рис. 3.10).

Чувствительность дифференциальной защиты можно повысить, если ее выполнить с торможением на реле типа ДЗТ-11.

Таблица 3.9

Окончание табл. 3.9

Определяются параметры дифференциальной защиты с торможением.

Первичный ток небаланса, приведенный к стороне 35 кВ, без учета третьей составляющей тока небаланса, обусловленной неточностью выравнивания м.д.с. плеч защиты:

Ток срабатывания защиты выбирается только по условию отстройки от броска тока намагничивания при минимальном коэффициенте трансформации силового трансформатора, соответствующем крайнему положению регулятора:

IСЗ ВН = 1,5 × I1BH.

Определяются числа витков обмоток реле ДЗТ (табл. 3.10).

Таблица 3.10

Окончание табл. 3.10

Cхема включения обмоток реле показана на рис. 3.11.

Определяется число витков тормозной обмотки реле дифференциальной защиты трансформатора, необходимое для того, чтобы реле не срабатывало при максимальном сквозном токе. Тормозная обмотка включается в плечо защиты на стороне НН 10 кВ.

Расчетное число витков тормозной обмотки:

Здесь IНБ — ток небаланса, приведенный к стороне ВН 35 кВ с использованием минимального коэффициента трансформации силового трансформатора:

wP — расчетное число витков рабочей обмотки в плече защиты, где включена тормозная обмотка (wP = 17);

tgα — тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике реле [4] (для реле ДЗТ-11 tgα = 0,87);

k3 — коэффициент запаса (можно принять равным 1,5).

Выбирается wT = 5: в тормозной обмотке реле ДЗТ-11 может быть установлено только следующее количество витков: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18, 24 [4].

Проверяется чувствительность защиты. Коэффициент чувствительности:

Здесь IP M1N = 23,6 А — ток в реле на стороне ВН 35 кВ, соответствующий минимальному току КЗ, при котором дифференциальная защита должна срабатывать; ICP — ток срабатывания реле.

Как видно, kЧ > 2, и можно констатировать, что дифференциальная защита трансформатора Т1 на основе реле ДЗТ-11 удовлетворяет требованиям по чувствительности и чувствительность ее выше, чем на реле РНТ-565.

Ток срабатывания МТЗ трансформатора Т1 для выявления внешних КЗ определяется по условиям отстройки от токов в максимальных рабочих режимах и от токов самозапуска, возникающих в послеаварийном режиме в обмотках трансформатора Т1:

где IРАБ МАХ Т1 и IСЗАП Т1 — максимальный рабочий ток и максимальный ток самозапуска в послеаварийном режиме в обмотке ВН трансформатора соответственно;

kЗ и kВ — коэффициент запаса и возврата соответственно.

Максимальный рабочий ток трансформатора:

IРАБ МАХ Т1 = kПЕР × IНОМ Т1 = 1,4 × 165 = 231 А.

Здесь kПЕР — коэффициент допустимой перегрузки трансформатора (можно принять kПЕР = 1,4).

Максимальный ток самозапуска в обмотке трансформатора Т1 возникает в послеаварийном режиме после отключения защитой линии W6 и восстановления напряжения на шинах 10 кВ подстанции № 2. Этот ток самозапуска обусловлен электродвигателями в нагрузках Н1 и Н2:

Здесь UНОМ — номинальное напряжение (для стороны ВН трансформатора UНОМ = 35 кВ); kСЗ Н1 и kСЗ Н2 — коэффициенты самозапуска для нагрузок Н1 и Н2 соответственно.

Ток самозапуска на стороне 35 кВ трансформатора

Оба указанных условия выполняются, если ток срабатывания определить так:

Кроме этого, МТЗ от внешних КЗ должна быть согласована с защитами, установленными на линии W6 и на линиях, отходящих к нагрузкам Н1 и Н2, по току и по времени:

Здесь kO — коэффициент отстройки (kO = 1,1); Δt — ступень селективности (Δt = 0,5 с).

По условию согласования тока срабатывания

IСЗ Т1 = 1,1 × 370 × 10/35 = 116 А; tCЗ Т1 = 5,5 + 0,5 = 6 с.

С учетом этого выбираются

IСЗ Т1 = 356 А; tCЗ Т1 = 5,5 + 0,5 = 6 с.

Ток срабатывания реле МТЗ от внешних КЗ (РТ-40 при схеме соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле «неполная звезда — неполная звезда»):

Выбирается реле РТ-40/10 с диапазоном уставок от 2,5 А до 10 А.

Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ за трансформатором:

Требование по чувствительности выполняется.

Выбираются вспомогательные реле [13].

Реле времени для МТЗ от внешних КЗ — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 секунд и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Выбираются параметры МТЗ трансформатора Т1 от перегрузки.

Первичный ток срабатывания определяется по условию отстройки от максимального рабочего тока трансформатора на стороне ВН 35 кВ, где установлена защита:

где k3 — коэффициент запаса (принимается равным 1,05).

Защита подключена к тем же ТТ, что и МТЗ от внешних КЗ.

Ток срабатывания реле РТ-40:

Выбирается реле РТ-40/6.

Выдержка времени защиты от перегрузки должна быть согласована с выдержками времени МТЗ, установленных на всех присоединениях к шине 10 кВ трансформатора (так же как и МТЗ от внешних КЗ): tСЗП Т1 = tСЗ Т1 = 6 с.

Реле времени для МТЗ от перегрузок — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 секунд и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Схема защиты трансформатора Т1 с дифференциальной защитой на основе реле ДЗТ-11 приведена на рис. 3.12. На рис. 3.12, а показаны схемы силовых и вторичных цепей, а на рис. 3.12, б — схема оперативных цепей защиты.

 

3.4.4. Защита линии W5

На линии 10 кВ W5 должны быть установлены отдельные токовые направленные двухступенчатые защиты со стороны подстанций № 3 и 4.

Ток срабатывания селективной токовой отсечки на подстанции № 4 (первой ступени защиты) выбирается по условию отстройки от максимального тока КЗ в конце линии W5 в расчетной точке К7 при питании со стороны подстанции № 4:

На рис. 3.13, а показаны кривые изменения значений токов КЗ в месте установки защиты на подстанции № 4 в зависимости от удаленности места КЗ от места установки защиты. Зона действия первой ступени защиты, определенная по этим кривым, составляет не менее 40 % длины линии, что позволяет считать первую ступень защиты достаточно эффективной.

ТТ для релейной защиты на линии W5 (подстанция № 4) — типа ТПЛ-10 класса Р с коэффициентом трансформации 400/5. Схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле — «неполная звезда — неполная звезда».

Ток срабатывания реле первой ступени защиты:

Выбирается реле РТ-40/50 с диапазоном уставок от 12,5 А до 50 А.

Вторая ступень защиты — МТЗ. Ее ток срабатывания выбирается по условию возврата защиты в исходное состояние при токе самозапуска в линии W5 после восстановления питания на шинах 10 кВ подстанции № 3 устройством АВР:

Здесь IС3АП W54 — ток в линии W5 при самозапуске электродвигателей в нагрузке

kСЗ Н3 — коэффициент самозапуска для нагрузки Н3.

Ток срабатывания реле второй ступени:

I CP W54-2 = kCX I C3 W54-2 / kT = 657 / 80 = 8,2 А.

Коэффициент чувствительности второй ступени защиты для основного действия:

Здесь I2K MIN W54 — ток в месте установки защиты при двухфазном КЗ в расчетной точке К7 и питании со стороны подстанции № 4.

Как видно, вторая ступень защиты имеет достаточную чувствительность.

Для второй ступени защиты выбирается реле тока PT-40/10 с диапазоном уставок от 2,5 А до 10 А.

Выдержка времени защиты должна быть согласована с выдержкой времени срабатывания защиты, установленной на нагрузке Н3:

tC3 W54-2 = tC3 Н3 + Δt = 0,7 + 0,5 = 1,2 с.

Реле времени для второй ступени защиты линии W5 — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 с и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Реле направления мощности — РБМ-171 (включается по 90-градусной схеме).

Выбираются параметры защиты, устанавливаемой на линии W5 на подстанции № 3. Эта защита должна действовать только в специальном режиме при питании по линии W5 нагрузок Н4 и Н5, присоединенных к шинам 10 кВ подстанции № 4. Этот режим может быть создан оперативным персоналом путем ручных переключений при выводе из рабочего состояния трансформатора Т3.

Ток срабатывания первой ступени защиты (селективной токовой отсечки):

Графически определяется зона действия первой ступени (рис. 3.13, б). Она составляет более 50 % длины линии.

Выбираются ТТ для релейной защиты на линии W5 (подстанция № 3) — типа ТПЛ-10 класса Р с коэффициентом трансформации 400/5 и схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле «неполная звезда — неполная звезда».

Ток срабатывания реле первой ступени:

Для первой ступени защиты выбирается реле РТ-40/50.

Ток срабатывания второй ступени выбирается по условию возврата защиты в исходное состояние при наибольшем токе самозапуска, возникающем в линии W5 после отключения нагрузки Н4 релейной защитой и восстановления питания шин 10 кВ подстанции № 4 по линии W5:

Здесь IСЗАП W53 — ток в линии W5 при самозапуске электродвигателей в нагрузке Н5:

kСЗ Н5 — коэффициент самозапуска для нагрузки Н5.

Ток срабатывания реле второй ступени:

ICP W53-2 = kCX IC3 W53-2 / kT = 808 / 80 = 10,1 А.

Коэффициент чувствительности второй ступени защиты в режиме основного действия:

Здесь I(2)K MIN W53 — ток в месте установки защиты при двухфазном КЗ в расчетной точке К6 и питании со стороны подстанции № 3.

Как видно, вторая ступень защиты имеет достаточную чувствительность.

Для второй ступени защиты выбирается реле тока PT-40/20 с диапазоном уставок от 5 А до 20 А.

Выдержка времени защиты должна быть согласована с выдержкой времени срабатывания защиты, установленной на нагрузке Н5:

tСЗ W53-2 = tСЗ Н5 + Δt = 1,0 + 0,5 = 1,5 с.

Реле времени для второй ступени защиты линии W5 — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 с и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Реле направления мощности — РБМ-171 (включается по 90-градусной схеме).

Схема двухступенчатых токовых направленных защит, устанавливаемых на линии W5 на подстанциях № 4 и 3, показана на рис. 3.14.

Производится проверка ТТ на 10 %-ную погрешность.

Определяется предельная кратность тока для ТТ на подстанции № 4:

k10 = I1 РАСЧ / I1 НОМ ТТ = 1,1× IСЗ W54-1 / I1 НОМ ТТ = 2340 / 400 = 6,4

По кривым предельной кратности для ТПЛ-10 (см. прил. 5) определяется максимальное значение сопротивления нагрузки ТТ — 1,6 Ом.

Расчетное наибольшее сопротивление нагрузки ТТ:

ZH РАСЧ = 2 × rПР + ZPT-40/50 + ZPT-40/10 + ZРБМ 171 + rПЕР.

Здесь

— сопротивление реле РТ-40 при минимальной уставке; SP и ICP MIN — расчетная мощность реле и минимальный ток срабатывания реле (для реле РТ-40/50 SP = 0,8 ВА, ICP MIN = 12,5 А; для реле РТ-40/10 SP = 0,5 ВА, ICP MIN = 2,5 А); ZРБМ 171 — сопротивление токовой катушки реле РБМ-171 (ZРБМ 171 = 0,4 Ом) [9]; RПР — активное сопротивление проводников в сигнальном кабеле (можно принять RПР = 0,05 Ом); RПЕР — активное сопротивление переходных контактов (можно принять RПЕР = 0,1 Ом).

Значение расчетного наибольшего сопротивления:

ZH РАСЧ = 2 × 0,05 + 0,8 / (12,5)2 + 0,5 / (2,5)2 + 0,4 + 0,1 = 0,69 Ом.

Это значение (0,69 Ом) меньше допустимого (1,6 Ом). Следовательно, режим работы ТТ в защите, установленной на линии W5 на подстанции № 4, соответствует требованиям, при выполнении которых полная погрешность ТТ не превысит 10 %.

Определяется предельная кратность тока для ТТ на подстанции № 3:

k10 = I1 РАСЧ / I1 НОМ ТТ = 1,1 × IСЗ W53-1 / I1 НОМ ТТ = 2448 / 400 = 6,1.

По кривым предельной кратности для ТПЛ-10 (см. прил. 5) определяется максимальное значение сопротивления нагрузки ТТ — 1,7 Ом.

Расчетное наибольшее сопротивление нагрузки ТТ:

ZH РАСЧ = 2 × rПР + ZPT-40/50 + ZPT-40/20 + ZРБМ 171 + rПЕР.

Здесь

— сопротивление реле РТ-40 при минимальной уставке; SP и ICP MIN — расчетная мощность реле и минимальный ток срабатывания реле (для реле РТ-40/50 SP = 0,8 ВА, ICP MIN = 12,5 А; для реле РТ-40/10 SP = 0,5 ВА, ICP MIN = 5 А); ZРБМ 171 — сопротивление токовой катушки реле РБМ-171 (ZРБМ 171 = 0,4 Ом) [9]; RПР — активное сопротивление проводников в сигнальном кабеле (можно принять RПР = 0,05 Ом); RПЕР — активное сопротивление переходных контактов (можно принять RПЕР = 0,1 Ом).

Значение расчетного наибольшего сопротивления:

ZH РАСЧ = 2 × 0,05 + 0,8 / (12,5)2 + 0,5 / (5)2 + 0,4 + 0,1 = 0,63 Ом.

Это значение (0,63 Ом) меньше допустимого (1,7 Ом). Следовательно, полная погрешность ТТ защиты, установленной на линии W5 на подстанции № 3, также не превысит 10 %.

Таким образом, решения, принятые при выборе схем защит, устанавливаемых на линии W5, ТТ и реле, можно считать приемлемыми.

Определяется длина мертвой зоны направленной защиты при близких КЗ при питании со стороны подстанции № 4:

где SCP MIN — минимальная мощность срабатывания реле при токе в линии при трехфазном КЗ на границе мертвой зоны (для приближенных расчетов его значение можно принять равным значению тока КЗ в месте установки направленной защиты при повреждении в расчетной точке К6);

α = (90° — γн) — угол, дополняющий γн до 90° (для РБМ-171/1 будет равен 45°).

Для выбранной 90-градусной схемы включения реле направления мощности (φР = φК — 90°):

где хУД и rУД — удельное индуктивное и активное сопротивления линии W5 (хУД = 0,4 Ом/км и rУД = 0,2 Ом/км).

Полное удельное сопротивление линии:

kт = 400/5 — коэффициент трансформации ТТ; kн = 10 000/100 — коэффициент трансформации ТН; I(3)K6 = 4290 А.

Мощность срабатывания реле при номинальном токе равна 4 ВА [13].

Длина мертвой зоны при токе, превышающем номинальный в 10 раз:

По отношению к длине всей линии в процентах это составляет:

Расчетная длина мертвой зоны для защиты, установленной на линии W5 на подстанции № 3, также не превышает 2 % длины линии.

Учитывая, что при КЗ в этих зонах (со стороны подстанций № 4 и 3) должны срабатывать соответствующие первые ступени защит — ненаправленные селективные токовые отсечки, можно считать протяженность мертвых зон приемлемой.

 

3.4.5. Защиты, устанавливаемые на трансформаторе Т2 35/10 кВ

На трансформаторе Т2 устанавливается такой же комплект защит, как и на трансформаторе Т1.

Газовая защита — на основе реле типа РГЧЗ-66. В защите используются контакты первой (на сигнал) и второй (на отключение) ступеней защиты.

Величины, необходимые для выбора уставок дифференциальной защиты, устанавливаемой на трансформаторе Т1, приведены в табл. 3.11.

Средние значения первичных и вторичных номинальных токов в плечах защиты приведены в табл. 3.12.

Учитывая результаты выбора параметров срабатывания дифференциальной защиты трансформатора Т1, можно не проверять возможность использования дифференциальной токовой отсечки на основе реле РТ-40 и дифференциальной токовой защиты с промежуточными насыщающимися трансформаторами на основе реле РНТ-560.

Выбираются параметры срабатывания дифференциальной защиты с торможением на реле типа ДЗТ-11 для трансформатора Т2.

Определяются параметры дифференциальной защиты с торможением.

Первичный ток небаланса, приведенный к стороне 35 кВ, без учета третьей составляющей тока небаланса, обусловленной неточностью выравнивания м.д.с. плеч защиты:

Таблица 3.11

Таблица 3.12

Ток срабатывания защиты выбирается только по условию отстройки от броска тока намагничивания при минимальном коэффициенте трансформации силового трансформатора, соответствующем крайнему положению регулятора:

Определяется число витков обмоток реле ДЗТ (табл. 3.13).

Таблица 3.12

Схема включения обмоток реле показана на рис. 3.11.

Определяется число витков тормозной обмотки реле ДЗТ, необходимое для того, чтобы реле не срабатывало при максимальном сквозном токе. Тормозная обмотка включается в плечо защиты на стороне НН 10 кВ.

Расчетное число витков тормозной обмотки:

Здесь IНБ — ток небаланса, приведенный к стороне ВН 35 кВ с использованием минимального коэффициента трансформации силового трансформатора:

wP — расчетное число витков рабочей обмотки в плече защиты, где включена тормозная обмотка wР = 17);

tgα — тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к тормозной характеристике реле (для реле ДЗТ-11 tgα = 0,87, [4]);

kЗ — коэффициент запаса (можно принять равным 1,5).

Выбирается wT = 5 [4].

Проверяется чувствительность защиты. Коэффициент чувствительности:

Здесь

— ток в реле на стороне ВН 35 кВ, соответствующий минимальному току КЗ, при котором дифференциальная защита должна срабатывать; ICP — ток срабатывания реле.

Как видно, kЧ > 2, то есть дифференциальная защита трансформатора Т2 на основе реле ДЗТ-11 удовлетворяет требованиям по чувствительности.

Ток срабатывания МТЗ трансформатора Т2 для выявления внешних КЗ защиты определяется по условиям отстройки от токов в максимальных рабочих режимах и от токов самозапуска, возникающих в послеаварийном режиме в обмотках трансформатора Т2:

где IРАБ МАХ Т2 и IСЗАП Т2 — максимальный рабочий ток и максимальный ток самозапуска в послеаварийном режиме в обмотке ВН трансформатора соответственно;

k3 и kВ — коэффициенты запаса и возврата соответственно.

Максимальный рабочий ток трансформатора:

IРАБ МАХ Т2 = kПЕР × IНОМ Т2 = 1,4 ×165 = 231 A

Здесь kПЕР — коэффициент допустимой перегрузки трансформатора (можно принять kПЕР = 1,4).

Максимальный ток самозапуска в обмотке трансформатора Т2 возникает в послеаварийном режиме после отключения защитой нагрузки Н4 (когда питание нагрузок Н4 и Н5 осуществляется по линии W5) и восстановления напряжения на шинах 10 кВ подстанции № 3. Этот ток самозапуска обусловлен электродвигателями в нагрузках Н3 и Н5:

Здесь UНОМ — номинальное напряжение (для стороны ВН трансформатора UНОМ = 35 кВ); kСЗ Н3 и kСЗ Н5 — коэффициенты самозапуска для нагрузок Н3 и Н5 соответственно.

Ток самозапуска на стороне 35 кВ трансформатора:

Оба указанных условия выполняются, если ток срабатывания определить так:

Кроме этого, МТЗ от внешних КЗ должна быть согласована с защитами, установленными на линии W5 и на линии, отходящей к нагрузке Н3 по току и по времени:

IСЗ Т2 = kO × IСЗ W5-2; tСЗ Т2 = IСЗ W5-2 + Δt.

Здесь kО — коэффициент отстройки (kО = 1,1); Δt — ступень селективности (Δt = 0,5 с).

По условию отстройки по току (на стороне 35 кВ) от защиты линии W5 будем иметь:

IC3 Т2 = 1,1 × 808 × 10/35 = 254 А.

С учетом этого выбираются:

IСЗ Т2 = 419 А; tСЗ Т2 = 1,5 + 0,5 = 2 с.

Ток срабатывания реле МТЗ от внешних КЗ (РТ-40 при схеме соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле «неполная звезда — неполная звезда»):

IСP Т2 = IСЗ Т2 / kT = 419 / 80 = 5,2 А.

Выбирается реле РТ-40/10 с диапазоном уставок от 2,5 А до 10 А.

Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ за трансформатором:

Требование по чувствительности выполняется.

Выбираются вспомогательные реле [13].

Реле времени для МТЗ от внешних КЗ — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 секунд и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Выбираются параметры МТЗ трансформатора Т2 от перегрузки.

Первичный ток срабатывания определяется по условию отстройки от максимального рабочего тока трансформатора на стороне ВН 35 кВ, где установлена защита:

где kЗ — коэффициент запаса (принимается равным 1,05).

Защита подключена к тем же ТТ, что и МТЗ от внешних КЗ.

Ток срабатывания реле РТ-40:

Выбирается реле РТ-40/6.

Выдержка времени защиты от перегрузки должна быть согласована с выдержками времени МТЗ, установленных на всех присоединениях к шине 10 кВ трансформатора (так же как и МТЗ от внешних КЗ):

IСЗП Т2 = IСЗ Т2 = 2 с.

Реле времени для МТЗ от перегрузок — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 секунд и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Защита от перегрузки выполняется с действием на сигнал.

Защиты трансформатора Т2 выполняются по схеме, приведенной на рис. 3.12 для трансформатора Т1.

 

3.4.6. Защита блока «линия-трансформатор» W4—T3

В соответствии с требованиями ПУЭ для блока «линия — трансформатор» в начале линии со стороны источника питания должны быть установлены защиты, обеспечивающие выявление повреждений в линии и в трансформаторе:

— токовая отсечка для выявления междуфазных замыканий на линии и в трансформаторе;

— МТЗ для выявления повреждений вне зоны действия токовой отсечки;

— газовая защита с действием на сигнал для выявления повреждений внутри трансформатора;

— МТЗ для выявления внешних КЗ, сопровождающихся недопустимыми для трансформатора токами;

— МТЗ от перегрузок.

Определяется возможность применения селективной токовой отсечки.

Выбирается ток срабатывания токовой отсечки по условию отстройки от тока КЗ за трансформатором Т3 (точка К6):

Оценивается чувствительность по минимальному току КЗ на выводах 35 кВ трансформатора [4]:

Видно, что чувствительность селективной отсечки недостаточна для использования ее в качестве основной защиты. Основной защитой может служить комбинированная отсечка.

Выбирается ток срабатывания комбинированной отсечки:

где kЧ ДОП — допустимое значение коэффициента чувствительности для основной защиты линии W4 (kЧ ДОП = 1,5).

Проверяется выполнение условия отстройки защиты от максимальных токов самозапуска, возникающих в послеаварийном режиме:

ICKO W4 ≥ ICKO W4 ≥ kЗ × kСЗ × IНОМ Т3 ВН = 1,2 × 2,3 × 165 = 455 А.

Здесь kСЗ — коэффициент самозапуска (учитывая значения коэффициентов самозапуска для нагрузок Н3, Н4, Н5, можно принять kСЗ = 2,3).

Условие отстройки выполняется.

Проверяется отстройка от бросков тока намагничивания трансформатора:

ICKO W4 ≥ (4–5) × IНОМ Т3 ВН = (4–5) × 165 = (660–825) А.

Отстройка обеспечивается.

Выбирается напряжение срабатывания комбинированной отсечки по условию, обеспечивающему ее несрабатывание при КЗ за трансформатором на стороне НН (в расчетной точке К6):

Здесь kЗ — коэффициент запаса; zW4 и zT3 — сопротивления линии W4 и трансформатора Т3 (приведенные к стороне 35 кВ) соответственно.

Значения сопротивлений определяются так:

Условие выполняется при следующем значении напряжения срабатывания:

Это значение составляет 0,61 номинального напряжения (35 кВ); таким образом, можно принять UCKO W4 = 21,4 кВ.

Проверяется чувствительность комбинированной отсечки по напряжению. Остаточное напряжение в месте установки комбинированной отсечки должно быть ниже напряжения срабатывания при К3 на выводах ВН трансформатора:

kЧ Н = UCKO W4 / UОСТ ≥ 1,5.

Здесь UOCT = √3 × IK МАХ W4 K5 × zW4 = 3 × 9,9 × 1,7 × (10/35) = 8,3 кВ

При этом kЧ Н = 21,4 / 8,3 = 2,6 > 1,5.

Чувствительность комбинированной отсечки по току и по напряжению приемлема, и эта отсечка может быть использована как основная защита блока «линия-трансформатор» W4—T3.

Выбираются ТТ для линии W4 35 кВ типа ТФНД-35 с коэффициентом трансформации kт = 400/5. Схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле — «неполная звезда — неполная звезда».

Определяется ток срабатывания реле тока комбинированной отсечки:

Выбирается реле РТ-40/50.

Выбирается напряжение срабатывания реле напряжения комбинированной отсечки:

Здесь kн — коэффициент трансформации ТН (kн = 35/0,1). Выбирается реле минимального напряжения РН-54/160 с диапазоном уставок от 40 В до 160 В.

Определяются параметры срабатывания МТЗ, устанавливаемой на линии W4. Ток срабатывания МТЗ:

Здесь kСЗ — коэффициент самозапуска (учитывая параметры нагрузок Н3, Н4, Н5, можно принять kСЗ = 2,3).

Коэффициент чувствительности в режиме основного действия защиты:

Необходимая чувствительность обеспечивается.

Ток срабатывания реле:

ICP MTЗ W4 = ICЗ MTЗ W4 × kCX /kT = 536 / 80 = 6,7 А.

Выбирается реле РТ-40/10.

Определяется выдержка времени срабатывания МТЗ:

tCЗ MTЗ W4 = tCЗ W54-2 + Δt = 1,2 + 0,5 = 1,7 с.

Выбирается реле времени для МТЗ линии W4 — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 с и номинальным напряжением питания 220 В.

Выбираются параметры МТЗ от перегрузки. Защита от перегрузки выполняется с действием на сигнал.

Первичный ток срабатывания определяется по условию отстройки от максимального рабочего тока трансформатора на стороне ВН 35 кВ, где установлена защита:

Здесь k3 — коэффициент запаса (принимается равным 1,05).

Защита подключена к тем же ТТ, что и МТЗ.

Ток срабатывания реле РТ-40:

Выбирается реле РТ-40/6.

Выдержка времени защиты от перегрузки должна быть согласована с выдержками времени МТЗ, установленных на всех присоединениях к шине 10 кВ трансформатора (так же как и МТЗ):

tCЗП W4 = tCЗ W54-2 + Δt = 1,2 + 0,5 = 1,7 с.

Реле времени для МТЗ от перегрузок — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 секунд и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Схема защит блока «линия — трансформатор» W4—Т3 показана на рис. 3.15.

Производится проверка ТТ на 10 %-ную погрешность.

Определяется предельная кратность тока для ТТ на линии W4:

k10 = I1РАСЧ / I1НОМ ТТ = 1,1 × ICKO W4 / I1НОМ ТТ = 1,1 × 1360 / 400 = 3,74.

По кривым предельной кратности (прил. 5) для ТФНД-35 определяется максимальное значение сопротивления нагрузки ТТ — 6 Ом.

Расчетное наибольшее сопротивление нагрузки ТТ:

ZH РАСЧ = 2 × RПР + ZPT-40/50 + 2 × ZPT-40/10 + ZPT-40/6 + RПEР.

Здесь

— сопротивление реле РТ-40 при минимальной уставке; SP и IСР MIN — расчетная мощность реле и минимальный ток срабатывания реле (для реле РТ-40/50 SP = 0,8 ВА, IСР MIN = 12,5 А; для реле РТ-40/10 SP = 0,5 ВА, IСР MIN = 2,5 А; для реле РТ-40/10 SP = 0,5 ВА, IСР MIN = 1,5 А) [9]; rПР — активное сопротивление проводников в сигнальном кабеле (можно принять rПР = 0,05 Ом); rПЕР — активное сопротивление переходных контактов (можно принять rПЕР = 0,1 Ом).

Значение расчетного наибольшего сопротивления:

ZН РАСЧ = 2 × 0,05 + 0,8 / (12,5)2 + 2 × 0,5 / (2,5)2 + 0,5 / (1,5)2 + 0,1 = 0,59 Ом.

Это значение (0,59 Ом) меньше допустимого (6 Ом). Следовательно, полная погрешность ТТ защиты, установленной на линии W4 на подстанции № 4, не превысит 10 %.

Таким образом, решения, принятые при выборе схем защит, устанавливаемых на линии W4, можно считать приемлемыми.

 

3.4.7. Защита, устанавливаемая на линии W3

Линия W3 35 кВ может использоваться для передачи электрической энергии в двух направлениях. Поэтому на ней целесообразно установить отдельные токовые направленные двухступенчатые защиты со стороны подстанций № 2 и 3.

Ток срабатывания первой ступени защиты (селективной токовой отсечки) на подстанции № 2 выбирается по условию отстройки от максимального тока КЗ в конце линии W3 в расчетной точке К4 при питании со стороны подстанции № 2:

На рис. 3.16, а показаны кривые изменения значений токов КЗ, приведенных к стороне 35 кВ, в месте установки защиты в зависимости от удаленности места КЗ от места установки защиты. Зона действия первой ступени защиты, определенная по этим кривым при двухфазных КЗ, составляет 0 % длины линии.

Это означает, что первая ступень защиты не сработает даже при КЗ в начале линии (двухфазном). Однако первую ступень все же целесообразно использовать в защите.

ТТ для релейной защиты на линии W3 (подстанция № 2) — типа ТФНД-35М класса Р с коэффициентом трансформации 500/5. Схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле — «неполная звезда — неполная звезда».

Ток срабатывания реле первой ступени защиты:

Выбирается реле РТ-40/50 с диапазоном уставок от 12,5 А до 50 А.

Вторая ступень защиты — МТЗ. Ее ток срабатывания выбирается по условию возврата защиты в исходное состояние в наиболее тяжелом для линии W3 послеаварийном режиме. Этот режим может возникнуть при самозапуске электродвигателей нагрузок Н3, Н4 и Н5, если в исходном нормальном режиме трансформаторы Т2 и Т3 получают питание по линии W3 (линия W1 выведена из работы, а секционный выключатель Q15 включен). В этих условиях в случае отключения головной линии W2, последующего ее включения устройством АПВ головной линии W2 и восстановления питания на шинах 35 кВ подстанции № 2 в линии W3 может возникнуть наибольший ток:

Ток срабатывания второй ступени:

Ток срабатывания реле второй ступени:

ICP W32-2 = kCX × IСЗ W32-2 / kT = 637 / 100 = 6,4 А.

Коэффициент чувствительности второй ступени защиты для основного действия:

Здесь

— ток в месте установки защиты при двухфазном КЗ в расчетной точке К4 и питании со стороны подстанции № 2, приведенный к стороне 35 кВ.

Как видно, вторая ступень защиты имеет достаточную чувствительность.

Для второй ступени защиты выбирается реле тока РТ-40/10 с диапазоном уставок от 2,5 А до 10 А.

Выдержка времени защиты должна быть согласована с выдержкой времени срабатывания защиты, установленной на трансформаторе Т2:

tСЗ W32-2 = tСЗ T2 + Δt = 2 + 0,5 = 2,5 с.

Реле времени для второй ступени защиты линии W3 — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 с и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Реле направления мощности — РБМ-171 (включается по 90-градусной схеме).

Выбираются параметры защиты, устанавливаемой на линии W3 на подстанции № 3. Эта защита должна действовать при питании по линии W3 подстанции № 2, когда линия W2 выведена из работы и секционный выключатель Q15 на подстанции № 3 включен. Эту защиту целесообразно выполнить трехступенчатой, чтобы за счет второй ступени получить достаточно высокое быстродействие при КЗ на линии в мертвой зоне первой ступени защиты.

Ток срабатывания первой ступени защиты (селективной токовой отсечки):

Графическим путем определяется зона действия первой ступени (рис. 3.16, б). Она так же, как и у первой ступени защиты, на стороне подстанции № 2 составляет 0 % длины линии. Тем не менее ее целесообразно использовать.

Выбираются ТТ для релейной защиты на линии W3 (подстанция № 3) — типа ТФНД-35 класса Р с коэффициентом трансформации 500/5 и схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле «неполная звезда — неполная звезда».

Ток срабатывания реле первой ступени:

Для первой ступени защиты выбирается реле РТ-40/50.

Ток срабатывания второй ступени (токовой отсечки с выдержкой времени срабатывания) выбирается по условию отстройки от тока КЗ при повреждении в конце зоны действия быстродействующей защиты трансформатора Т1:

Ток срабатывания реле второй ступени:

Для второй ступени защиты выбирается реле РТ-40/50.

Выдержка времени второй ступени защиты должна быть согласована со временем срабатывания быстродействующей защиты, установленной на трансформаторе Т1:

tСЗ W33-2 = tСЗ T1-0 + Δt = 0,1 + 0,4 = 0,5 с.

Ток срабатывания третьей ступени (МТЗ) выбирается по условию возврата защиты в исходное состояние при наибольшем токе самозапуска, возникающем в линии W3. Режим с наибольшим током самозапуска в линии W3 может возникнуть после отключения головной линии W1, последующего ее включения устройством АПВ на подстанции № 1 и восстановления питания на шинах 35 кВ подстанции № 3.

Ток самозапуска равен:

Здесь IC 3АП W33 — ток в линии W3 в месте установки защиты, обусловленный самозапуском электродвигателей в нагрузке Н1:

нагрузке Н2:

и в линии W6:

приведенный к стороне 35 кВ;

SW6 и kСЗ W6 - максимальная мощность, передаваемая по линии W6 (сумма номинальных мощностей трансформаторов Т4, Т5, Т6), и общий коэффициент самозапуска для нагрузок этой линии (можно принять kС3 W6 = 1,2).

Ток срабатывания третьей ступени защиты:

Ток срабатывания реле третьей ступени:

ICP W33-3 = kCX × IСЗ W33-32 / kT = 396 / 100 = 4 А.

Коэффициент чувствительности третьей ступени защиты в режиме основного действия:

Как видно, третья ступень защиты имеет достаточную чувствительность.

Для третьей ступени защиты выбирается реле тока РТ-40/10 с диапазоном уставок от 2,5 А до 10 А.

Выдержка времени защиты должна быть согласована с выдержкой времени срабатывания защиты, установленной на трансформаторе Т1:

tСЗ W33-2 = tСЗ T1 + Δt = 6 + 0,5 = 6,5 с.

Реле времени для третьей ступени защиты линии W3 — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 с и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Реле направления мощности — РБМ-171 (включается по 90-градусной схеме).

Схема двухступенчатой токовой направленной защиты, устанавливаемой на линии W3 на подстанциях № 2 и № 3, показана на рис. 3.17.

Производится проверка ТТ на 10 %-ную погрешность.

Определяется предельная кратность тока для ТТ на подстанции № 3:

k10 = I1РАСЧ / I1НОМ ТТ = 1,1 × ICЗ W33-1 / I1НОМ ТТ = 1,1 × 3360 / 500 = 7,3.

По кривым предельной кратности для ТФНД-35 (прил. 5) определяется максимальное значение сопротивления нагрузки ТТ — 4,6 Ом.

Расчетное наибольшее сопротивление нагрузки ТТ:

ZH РАСЧ = 2 × RПР + 2 × ZPT-40/50 + ZPT-40/10 + ZРБМ 171 + RПEР.

Здесь

— сопротивление реле РТ-40 при минимальной уставке; SР и ICP MIN — расчетная мощность реле и минимальный ток срабатывания реле (для реле РТ-40/50 SP = 0,8 ВА, ICP MIN = 12,5 А; для реле РТ-40/10 SP = 0,5 ВА, ICP MIN = 2,5 А); ZРБМ 171 — сопротивление токовой катушки реле РБМ-171 (ZРБМ = 0,4 Ом) [9]; RПР — активное сопротивление проводников в сигнальном кабеле (можно принять RПР = 0,05 Ом); RПЕР — активное сопротивление переходных контактов (можно принять RПЕР = 0,1 Ом).

Значение расчетного наибольшего сопротивления:

ZН РАСЧ = 2 × 0,05 + 2 × 0,8 / (12,5)2 + 0,5 / (2,5)2 + 0,4 + 0,1 = 0,7 Ом.

Это значение (0,7 Ом) меньше допустимого (4,6 Ом). Следовательно, режим работы ТТ в защите, установленной на линии W3 на подстанции № 3, соответствует требованиям, при выполнении которых полная погрешность ТТ не превысит 10 %.

Определяется предельная кратность тока для ТТ на подстанции № 2:

k10 = I1РАСЧ / I1НОМ ТТ = 1,1 × ICЗ W33-1 / I1НОМ ТТ = 1,1 × 3530 / 500 = 7,8.

По кривым предельной кратности для ТФНД-35М (прил. 5) определяется максимальное значение сопротивления нагрузки ТТ — 4 Ом.

Расчетное наибольшее сопротивление нагрузки ТТ:

ZH РАСЧ = 2 × RПР + 2 × ZPT-40/50 + ZPT-40/10 + ZРБМ 171 + RПEР.

Значение расчетного наибольшего сопротивления:

ZН РАСЧ = 2 × 0,05 + 0,8 / (12,5)2 + 0,5 / (2,5)2 + 0,4 + 0,1 = 0,69 Ом.

Это значение (0,69 Ом) меньше допустимого (4 Ом). Следовательно, режим работы ТТ в защите, установленной на линии W3 на подстанции № 2, также соответствует требованиям, при выполнении которых полная погрешность ТТ не превысит 10 %.

Таким образом, решения, принятые при выборе схем защит, устанавливаемых на линии W3, ТТ и реле, можно считать приемлемыми.

Определяется длина мертвой зоны направленной защиты при близких КЗ при питании со стороны подстанции № 2:

где SCP MIN — минимальная мощность срабатывания реле при токе в линии при трехфазном КЗ на границе мертвой зоны (для приближенных расчетов его значение можно принять равным значению тока КЗ в месте установки направленной защиты при повреждении в расчетной точке К2);

α = (90° — γн) — угол, дополняющий γн до 90° (для РБМ-171/1 равен 45°);

Для выбранной 90-градусной схемы включения реле направления мощности (φР = φК — 90°):

где хУД и rУД — удельное индуктивное и активное сопротивления линии W3 (хУД = 0,4 Ом/км и rУД = 0,3 Ом/км).

Полное удельное сопротивление линии:

Мощность срабатывания реле при номинальном токе равна 4 ВА [9].

Длина мертвой зоны при токе, превышающем номинальный в 10 раз:

По отношению к длине всей линии в процентах это составляет:

Расчетная длина мертвой зоны для защиты, установленной на линии W3 на подстанции № 3, также не превышает 5 % длины линии.

Учитывая, что при КЗ в этих зонах (со стороны подстанций № 2 и № 3) должны срабатывать соответствующие первые ступени защит — ненаправленные селективные токовые отсечки, можно считать протяженность мертвых зон приемлемой.

 

3.4.8. Защита, устанавливаемая на линии W1

На головной линии 35 кВ W1 на подстанции № 1 должна быть установлена трехступенчатая токовая защита.

Ток срабатывания первой ступени (селективной токовой отсечки):

Проверяется отстройка от бросков тока намагничивания трансформаторов:

IСЗ W1-1 ≥ (4–5) × (IНОМ Т1 ВН + IНОМ Т2 ВН + IНОМ Т3 ВН) =

= (4–5) × 495 = (1980–2475) А < 4420 А.

Отстройка обеспечивается.

Выбираются ТТ типа ТФНД-35М с коэффициентом трансформации kТ = 1000/5. Схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле — «неполная звезда — неполная звезда».

Ток срабатывания реле первой ступени:

Выбирается реле РТ-40/50.

Определяется зона действия первой ступени защиты (рис. 3.18). Протяженность этой зоны составляет 60 % длины линии W1.

Ток срабатывания второй ступени (токовой отсечки с выдержкой времени срабатывания) выбирается по условию отстройки от токов КЗ при повреждениях в конце зоны действия быстродействующей защиты трансформатора Т2 и первой ступени защиты линии W3:

В этих условиях необходимо принять:

IC3 W1-2 = 4030 А.

Ток срабатывания реле второй ступени:

Для второй ступени защиты выбирается реле РТ-40/50.

Выдержка времени второй ступени защиты должна быть согласована с временем срабатывания быстродействующих защит, установленных на трансформаторе Т2, линии W3 и линии W4:

tСЗ W1-2 = tСЗ W32-1 + Δt = 0,1 + 0,4 = 0,5 с.

Третья ступень защиты — МТЗ. Ее ток срабатывания выбирается по условию возврата защиты в исходное состояние в наиболее тяжелом для линии W1 послеаварийном режиме. Этот режим может возникнуть при самозапуске электродвигателей всех нагрузок в сети (Н1—Н5), если в исходном нормальном режиме трансформаторы Т1, Т2 и Т3 получают питание по линии W1 (линия W2 выведена из работы, а секционный выключатель Q15 на подстанции № 3 включен). В этих условиях, в случае отключения головной линии W1, последующего ее включения устройством АПВ и восстановления питания на шинах 35 кВ подстанций № 3 и 2, в линии W1 может возникнуть наибольший ток:

Здесь IСЗАП W1 — ток в линии W1 в месте установки защиты, обусловленный самозапуском электродвигателей в нагрузке Н1:

нагрузке Н2:

нагрузке Н3:

нагрузке Н4:

нагрузке Н5:

и приведенный к стороне 35 кВ

Ток срабатывания третьей ступени:

При этом защита отстроена от максимального рабочего тока в линии W1, и можно принять:

IСЗ W1-3 = 1022 А.

Ток срабатывания реле третьей ступени защиты:

IСP W1-3 = kCX × IСЗ W1-3 / kT = 1022 / 200 = 5,1 А.

Коэффициент чувствительности третьей ступени защиты в режиме основного действия:

Здесь

— ток в месте установки защиты на линии W1 при двухфазном КЗ в расчетной точке К3, приведенный к стороне 35 кВ.

Как видно, третья ступень защиты имеет достаточную чувствительность.

Для третьей ступени защиты выбирается реле тока PT-40/10 с диапазоном уставок от 2,5 А до 10 А.

Выдержка времени третьей ступени защиты должна быть согласована с выдержкой времени срабатывания МТЗ, установленной на трансформаторе Т2, и третьей ступени защиты, установленной на линии W3 на подстанции № 3 (6,5 с):

tСЗ W1-3 = tСЗ W33-2 + Δt = 6,5 + 0,5 = 7 с.

Реле времени для второй и третьей ступеней защиты линии W1 — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 с и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Схема защиты, устанавливаемой на линии W1 на подстанции № 1, показана на рис. 3.19.

Производится проверка ТТ на 10 %-ную погрешность.

Определяется предельная кратность тока для ТТ на подстанции № 1:

k10 = I1РАСЧ / I1НОМ ТТ = 1,1 × ICЗ W1-1 / I1НОМ ТТ = 1,1 × 4420 / 1000 = 4,8.

По кривым предельной кратности для ТФНД-35М (прил. 5) определяется максимальное значение сопротивления нагрузки ТТ — 10 Ом. Расчетное наибольшее сопротивление нагрузки ТТ:

ZH РАСЧ = 2 × RПР + 2 × ZPT-40/50 + ZPT-40/10 + RПEР.

Здесь

— сопротивление реле РТ-40 при минимальной уставке; SР и ICP MIN — расчетная мощность реле и минимальный ток срабатывания реле (для реле РТ-40/50 SP = 0,8 ВА, ICP MIN = 12,5 А; для реле РТ-40/10 SP = 0,5 ВА, ICP MIN = 2,5 А); [9]; RПР — активное сопротивление проводников в сигнальном кабеле (можно принять RПР = 0,05 Ом); RПЕР — активное сопротивление переходных контактов (можно принять RПЕР = 0,1 Ом).

Значение расчетного наибольшего сопротивления:

ZН РАСЧ = 2 × 0,05 + 2 × 0,8 / (12,5)2 + 0,5 / (2,5)2 + 0,1 = 0,29 Ом.

Это значение (0,29 Ом) значительно меньше допустимого (10 Ом). Следовательно, в режиме работы ТТ защиты, установленной на линии W1 на подстанции № 1, полная погрешность ТТ не превысит 10 %.

 

3.4.9. Защита, устанавливаемая на линии W2

На головной линии 35 кВ W2 на подстанции № 1 должна быть установлена трехступенчатая токовая защита.

Ток срабатывания первой ступени (селективной токовой отсечки):

Проверяется отстройка от бросков тока намагничивания трансформаторов:

IСЗ W2-1 ≥ (4–5) × (IНОМ Т1 ВН + IНОМ Т2 ВН + IНОМ Т3 ВН) =

= (4–5) × 495 = (1980–2475) А < 4730 А.

Отстройка обеспечивается.

Выбираются ТТ типа ТФНД-35М с коэффициентом трансформации kT = 1000/5. Схема соединения вторичных обмоток ТТ и катушек реле — «неполная звезда — неполная звезда».

Ток срабатывания реле первой ступени:

Выбирается реле РТ-40/50.

Определяется зона действия первой ступени защиты (рис. 3.20). Протяженность этой зоны составляет 55 % длины линии W2.

Ток срабатывания второй ступени (токовой отсечки с выдержкой времени срабатывания) выбирается по условию отстройки от токов КЗ при повреждениях в конце зоны действия быстродействующей защиты трансформатора Т1 и первой ступени защиты линии W3 (на подстанции № 2):

В этих условиях принято:

IСЗ W2-2 = 4240 А.

Ток срабатывания реле второй ступени:

Для второй ступени защиты выбирается реле РТ-40/50.

Третья ступень защиты — МТЗ. Ее ток срабатывания выбирается по условию возврата защиты в исходное состояние в наиболее тяжелом для линии W1 послеаварийном режиме. Этот режим может возникнуть при самозапуске электродвигателей всех нагрузок в сети (Н1 — Н5), если в исходном нормальном режиме трансформаторы Т1, Т2 и Т3 получают питание по линии W2 (линия W1 выведена из работы, а секционный выключатель Q15 на подстанции № 3 включен). В этих условиях, в случае отключения головной линии W2, последующего ее включения устройством АПВ и восстановления питания на шинах 35 кВ подстанций № 2 и № 3 в линии W2 может возникнуть наибольший ток, так же как и в линии W1 в аналогичных условиях:

IСЗАП W2 = IСЗАП Н1 + IСЗАП Н2 + IСЗАП Н3 + IСЗАП Н4 + IСЗАП Н5 = 668,5 А.

Ток срабатывания третьей ступени:

При этом защита отстроена от максимального рабочего тока в линии W2 (495 А) и можно принять:

IC3 W2-3 = 1022 А.

Ток срабатывания реле третьей ступени защиты:

ICP W2-3 = kСХ × IСЗ W2-3 / kТ = 1022 / 200 = 5,1 А

Коэффициент чувствительности третьей ступени защиты для основного действия:

Здесь

— ток в месте установки защиты на линии W2 при двухфазном КЗ в расчетной точке К2, приведенный к стороне 35 кВ.

Как видно, третья ступень защиты имеет достаточную чувствительность.

Для третьей ступени защиты выбирается реле тока PT-40/10 с диапазоном уставок от 2,5 А до 10 А.

Выдержка времени третьей ступени защиты должна быть согласована с выдержкой времени срабатывания МТЗ, установленной на трансформаторе Т1 (6 с), и выдержкой времени срабатывания третьей ступени защиты, установленной на линии W3 на подстанции № 2 (2,5 с):

tСЗ W2-3 = tСЗ T1 + Δt = 6 + 0,5 = 6,5 с-

Реле времени для второй и третьей ступеней защиты линии W2 — ЭВ-132 с диапазоном выдержек времени от 0,5 до 9 с и номинальным напряжением питания 220 В.

Промежуточные реле — РП-221 с номинальным напряжением питания 220 В.

Указательные реле — РУ-21/0,01.

Схема защиты, устанавливаемой на линии W2 на подстанции № 1, не отличается от схемы аналогичной защиты линии W1 (см. рис. 3.19).

Производится проверка ТТ на 10 %-ную погрешность.

Определяется предельная кратность тока для ТТ на подстанции № 1:

k10 = I1РАСЧ / I1НОМ ТТ = 1,1 × IСЗ W2-1 / I1НОМ ТТ = 1,1 × 4730 / 1000 = 5,2

По кривым предельной кратности для ТФНД-35М (прил. 5) определяется максимальное значение сопротивления нагрузки ТТ — 10 Ом.

Расчетное наибольшее сопротивление нагрузки ТТ:

ZH РАСЧ = 2 × RПР + 2 × ZPT-40/50 + ZPT-40/10 + RПEР.

Здесь

— сопротивление реле РТ-40 при минимальной уставке; SР и ICP MIN — расчетная мощность реле и минимальный ток срабатывания реле (для реле РТ-40/50 SP = 0,8 ВА, ICP MIN = 12,5 А; для реле РТ-40/10 SP = 0,5 ВА, ICP MIN = 2,5 А); [9]; RПР — активное сопротивление проводников в сигнальном кабеле (можно принять RПР = 0,05 Ом); RПЕР — активное сопротивление переходных контактов (можно принять RПЕР = 0,1 Ом).

Значение расчетного наибольшего сопротивления:

ZН РАСЧ = 2 × 0,05 + 2 × 0,8 / (12,5)2 + 0,5 / (2,5)2 + 0,1 = 0,29 Ом.

Это значение (0,29 Ом) значительно меньше допустимого (10 Ом). Следовательно, режим работы ТТ в защите, установленной на линии W2 на подстанции № 1, соответствует требованиям, при выполнении которых полная погрешность ТТ не превысит 10 %.

 

3.4.10. Проверка согласования защит

Наиболее наглядное представление о согласовании защит, установленных на разных элементах электрической системы, дают характеристики этих защит в графическом виде — карты селективности (рис. 3.21, а и б).

Для этого характеристики должны быть приведены к одной ступени напряжения электрической системы, например, к стороне 10 кВ. Как правило, на карты селективности выносят характеристики только тех защит, которые необходимо отстраивать друг от друга по времени или току и которые обтекаются током КЗ при КЗ в наиболее удаленной точке сети. Именно по этой причине характеристики защит представлены на двух рисунках, а не на одном.

Рис. 3.21. Карты селективности защит, установленных на подстанциях № 1, № 2, № 3 (а) и № 1, № 3, № 4 (б)

Значения параметров срабатывания защит, полученные расчетным путем и необходимые для построения характеристик, приведены в табл. 3.14.

Таблица 3.14