Скидка на подшипники из наличия!
Уже доступен
Расчёт уставок релейной защиты сетей 6–10 кВ является одной из ключевых задач при проектировании и эксплуатации распределительных электрических сетей. Правильно рассчитанные уставки обеспечивают селективное отключение повреждённых участков при коротких замыканиях (КЗ) и замыканиях на землю, сохраняя электроснабжение неповреждённых потребителей. Расчёт выполняется на основании требований ПУЭ 7-е издание (глава 3.2), методических указаний и руководств по эксплуатации конкретных устройств РЗА.
Согласно ПУЭ п. 3.2.93, на одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться двухступенчатая токовая защита: первая ступень — токовая отсечка (ТО), как правило, без выдержки времени; вторая ступень — максимальная токовая защита (МТЗ) с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.
Селективность ТО достигается выбором тока срабатывания (отстройкой от тока КЗ в конце зоны действия), а селективность МТЗ — выдержками времени, нарастающими по мере приближения к источнику питания.
Дополнительно на линиях 6–10 кВ предусматривается защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ), выполняемая на токе или напряжении нулевой последовательности (ПУЭ п. 3.2.51).
К оглавлению
Для расчёта уставок релейной защиты необходимы следующие исходные данные:
Токовая отсечка — первая ступень токовой защиты, действующая без выдержки времени (или с минимальной выдержкой). Ток срабатывания ТО отстраивается от максимального тока КЗ в конце защищаемой зоны.
Iс.з.ТО = Kн × Iкз.макс
где:Iс.з.ТО — ток срабатывания токовой отсечки (первичный), А;Kн — коэффициент надёжности (отстройки): 1,2–1,3 для электромеханических реле; 1,1–1,15 для микропроцессорных терминалов;Iкз.макс — максимальный ток трёхфазного КЗ в конце защищаемой линии в максимальном режиме работы системы, А.
Ток срабатывания ТО трансформатора отстраивается от максимального тока КЗ на стороне 0,4 кВ, приведённого к стороне 6(10) кВ, и от броска тока намагничивания:
Iс.з.ТО = Kн × Iкз.макс.0,4 / Kтр (условие по КЗ)
Iс.з.ТО ≥ Kн × Kбнт × Iном.тр (условие по БНТ)
где Kбнт — кратность броска тока намагничивания (3–5 для масляных трансформаторов); Iном.тр — номинальный ток трансформатора на стороне ВН.
МТЗ — вторая ступень токовой защиты, обеспечивающая защиту всей линии и дальнее резервирование. Ток срабатывания МТЗ отстраивается от максимального рабочего тока с учётом самозапуска нагрузки.
Iс.з. = (Kн × Kсзп × Iраб.макс) / Kв
где:Iс.з. — ток срабатывания МТЗ (первичный), А;Kн — коэффициент надёжности: 1,1–1,2;Kсзп — коэффициент самозапуска: от 1,0 до 4,0 в зависимости от нагрузки;Kв — коэффициент возврата реле: 0,85–0,90 для электромеханических; 0,95–0,98 для микропроцессорных;Iраб.макс — максимальный рабочий ток защищаемого присоединения, А.
Для линий 6–10 кВ: Iраб.макс равен длительно допустимому току кабеля (с учётом условий прокладки) или сумме токов трансформаторов в послеаварийном режиме. Для двухтрансформаторных подстанций: Iраб.макс = 1,4 × Iном.тр для масляных трансформаторов (допустимая аварийная перегрузка).
Iс.р. = (Iс.з. × Kсх) / Kтт
где: Kсх = 1 для схем «полная звезда» и «неполная звезда»; Kтт — коэффициент трансформации ТТ.
Выдержка времени выбирается по ступенчатому принципу: каждая вышестоящая защита имеет выдержку на ступень селективности больше нижестоящей.
tс.з. = tс.з.пред. + Δt
где: tс.з.пред. — время срабатывания нижестоящей защиты, с; Δt — ступень селективности: 0,3–0,5 с для электромеханических реле; 0,2–0,3 с для микропроцессорных терминалов.
Пример построения ступеней: автомат 0,4 кВ: t = 0,1–0,3 с; МТЗ трансформатора 10/0,4 кВ: t = 0,5–0,8 с; МТЗ отходящей линии 10 кВ: t = 1,0–1,3 с; МТЗ секционного выключателя: t = 1,5–1,8 с; МТЗ ввода 10 кВ: t = 2,0–2,3 с.
Коэффициент чувствительности определяется как отношение минимального тока КЗ в зоне действия защиты к току срабатывания.
Kч = Iкз.мин(2) / Iс.з.
где Iкз.мин(2) — минимальный ток двухфазного КЗ в минимальном режиме работы системы.
В сетях 6–10 кВ с изолированной или компенсированной нейтралью однофазное замыкание на землю не является коротким замыканием: ток повреждения определяется ёмкостью сети. Защита от ОЗЗ выполняется на токе нулевой последовательности (3I0) и, при необходимости, с контролем напряжения нулевой последовательности (3U0).
В сети с изолированной нейтралью суммарный ёмкостной ток не должен превышать (ПУЭ): 30 А — при напряжении 6 кВ; 20 А — при напряжении 10 кВ. При превышении применяют дугогасящие реакторы.
Iс.з.ОЗЗ = Kн × Kбр × Iс.соб
где: Kн = 1,1–1,3; Kбр — коэффициент броска ёмкостного тока (1,0–2,5 для электромеханических, 1,0–1,5 для микропроцессорных); Iс.соб — собственный ёмкостной ток защищаемого присоединения, А.
Kч = Iс.Σмин / Iс.з.ОЗЗ
где Iс.Σмин — минимальный суммарный ёмкостной ток сети за вычетом тока защищаемого присоединения.
Требуемый Kч: ≥ 1,25 для кабельных линий; ≥ 1,5 для воздушных линий (ПУЭ п. 3.2.21).
Для кабельных линий защита от ОЗЗ, как правило, подключается через трансформатор тока нулевой последовательности (ТТНП), охватывающий три фазы кабеля. В микропроцессорных терминалах ток 3I0 может рассчитываться из фазных токов при трёхрелейной схеме включения ТТ.
Кабельная линия 10 кВ питает две ТП с трансформаторами 2×630 кВА (D/Y-11). ТТ: 200/5, схема «полная звезда». Микропроцессорный терминал. Токи КЗ: Iкз.макс(3) на шинах 0,4 кВ = 8500 А (приведённый к 10 кВ: 340 А); Iкз.мин(2) в конце линии = 1200 А; Iкз.макс(3) в конце линии = 2800 А. Iном.тр = 36,4 А (на стороне 10 кВ для 630 кВА).
Iс.з.ТО = Kн × Iкз.макс(3) (конец линии) = 1,15 × 2800 = 3220 А
Проверка: Kч = Iкз.мин(2) / Iс.з.ТО = 1200 / 3220 = 0,37 — ТО не охватывает конец линии (допустимо, ТО защищает только часть линии). t = 0 с.
Iраб.макс = 1,4 × (2 × 36,4) = 101,9 А
Kн = 1,1; Kсзп = 2,5; Kв = 0,96.
Iс.з. = (1,1 × 2,5 × 101,9) / 0,96 = 292 А
Iс.р. = 292 / (200/5) = 292 / 40 = 7,3 А
Kч = 1200 / 292 = 4,1 > 1,5 — обеспечена. t = 0,8 с.
Iс.соб = 1,8 А. Kн = 1,2; Kбр = 1,5.
Iс.з.ОЗЗ = 1,2 × 1,5 × 1,8 = 3,24 А
Iс.Σмин = 12 А. Kч = 12 / 3,24 = 3,7 > 1,25 — обеспечена. t = 0,1 с.
Основным документом являются ПУЭ 7-е издание, глава 3.2. Дополнительно используются: Шабад М.А. «Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей» (2003 г.), СТО 56947007-29.120.70.099-2011 (ФСК), руководства производителей терминалов РЗА.
Kсзп зависит от нагрузки. Бытовая без крупных двигателей: 1,5–2,5. Промышленная с АД: 2,5–4,0. Только трансформаторы без двигательной нагрузки: 1,0–1,5. Точное значение — расчётом самозапуска или по опыту эксплуатации.
Kв = 0,95–0,98 для большинства МП терминалов (БМРЗ, Сириус, Sepam, ЭКРА). Для SEPAM S40 рекомендуется Kв = 0,935. Точное значение — в руководстве по эксплуатации конкретного устройства.
ТО — первая ступень, действует мгновенно, защищает только часть линии. Селективность — выбором тока срабатывания. МТЗ — вторая ступень, защищает всю линию и обеспечивает дальнее резервирование, действует с выдержкой времени. Селективность — ступенчатым нарастанием выдержек (ПУЭ п. 3.2.93).
ПУЭ п. 3.2.21: не менее 1,5 в основной зоне; не менее 1,2 в зоне дальнего резервирования. Для ТО — не менее 1,5. Для защиты от ОЗЗ: не менее 1,25 для кабельных линий; не менее 1,5 для воздушных.
Для тока срабатывания ТО — максимальный трёхфазный ток КЗ в конце зоны в максимальном режиме. Для проверки чувствительности — минимальный двухфазный ток КЗ в минимальном режиме (ПУЭ п. 3.2.21). Для ТО допускается проверка по трёхфазному КЗ.
ПУЭ п. 3.2.51: защита от ОЗЗ может действовать на сигнал (при возможности длительной работы с замыканием) или на отключение (для электродвигателей, кабельных линий с повышенной опасностью). На практике для кабельных линий часто выбирается действие на отключение с выдержкой 0,1–0,5 с.
0,3–0,5 с для электромеханических реле; 0,2–0,3 с для микропроцессорных терминалов. Ступень включает время срабатывания выключателя, погрешность реле времени и запас надёжности.
По формуле: Iс = U × ω × C × L × 10-3, где U — линейное напряжение, ω = 2πf, C — удельная ёмкость кабеля (Ф/км), L — длина (км). Значения C берутся из каталога производителя кабеля или справочных таблиц.
Да, после выбора уставок обязательна проверка ТТ на 10%-ную погрешность при расчётных токах КЗ (требование ПУЭ). При превышении допустимой погрешности применяют ТТ с более высоким классом точности или изменяют схему подключения.
Данная статья носит исключительно ознакомительный и информационный характер. Представленные формулы, коэффициенты и примеры не являются руководством к действию и не заменяют профессионального проектирования. Автор и издатель не несут ответственности за последствия использования информации. Расчёт уставок РЗА должен выполняться квалифицированными специалистами на основании конкретных исходных данных, актуальных нормативных документов и руководств по эксплуатации.
1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). 7-е издание. Глава 3.2 «Релейная защита».
2. Шабад М.А. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. — Л.: Энергоатомиздат, 2003.
3. Чернобровов Н.В., Семёнов В.А. Релейная защита энергетических систем. — М.: Энергоатомиздат.
4. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. — М.: Энергоатомиздат.
5. СТО 56947007-29.120.70.099-2011. Рекомендации по технологическому проектированию подстанций (ФСК). Раздел РЗА.
6. ГОСТ Р 52735-2007. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчёта в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ.
7. Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем. — М.: Энергоатомиздат.
8. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчёту токов короткого замыкания и выбору электрооборудования.
9. Методические указания по расчёту уставок РЗА (рекомендации производителей: ЭКРА, НТЦ Механотроника, Schneider Electric Sepam, Siemens SIPROTEC).
Вы можете задать любой вопрос на тему нашей продукции или работы нашего сайта.