3. Пример построения релейной защиты системы электроснабжения 10–35 КВ
Требуется разработать релейную защиту для системы электроснабжения, схема которой представлена на рис. 3.1.
3.1. Параметры системы электроснабжения
Мощность трехфазного КЗ на шинах подстанции № 1 480 МВА. На подстанциях №№ 1–3 имеются источники постоянного оперативного тока с номинальным напряжением 220 В. На подстанции № 4 нет источника постоянного оперативного тока.
Параметры трансформаторов приведены в табл. 3.1, линий — в табл. 3.2, нагрузок — в табл. 3.3.
Таблица 3.1
Таблица 3.2
На линиях W1 и W2 должны быть установлены устройства АПВ. Они должны действовать на выключатели Q1 и Q3 подстанции № 1. Кроме этого, должны быть установлены устройства АВР, действующие на секционный выключатель Q15 и выключатель Q11 линии W5 (графические изображения этих выключателей на схеме заштрихованы).
Таблица 3.3
3.2. Анализ нормальных режимов контролируемой сети
Анализ возможных нормальных режимов работы контролируемой сети необходимо провести с целью определения максимальных значений рабочих токов в местах установки устройств защиты.
Сеть имеет один источник питания, и в ней нет участков типа замкнутого кольца, поэтому защиты должны устанавливаться в начале контролируемых объектов со стороны источника питания.
Максимальное значение рабочего тока в линии W1 (IРАБ МАХ W1) определяется исходя из двух условий:
— во-первых, питание всех элементов рассматриваемой электрической сети осуществляется по линии W1 (линия W2 выведена из рабочего состояния, отключена), а секционный выключатель Q15 на подстанции № 3 включен;
— во-вторых, все трансформаторы 35/10 кВ работают с номинальной нагрузкой.
Тогда:
IРАБ МАХ W1 = IHOM T1 + IHOM T2 + IHOM T3,
где IHOM T1, IHOM T2, IHOM T3 — значения номинальных токов трансформатoрoв T1 Т2, Т3, соответственно
IHOM T1 = SHOM T1 √3 UHOM BH;
IHOM T2 = SHOM T2 √3 UHOM BH;
IHOM T3 = SHOM T3 √3 UHOM BH;
SHOM T1, SHOM T2, SHOM T3 и UHOM BH — значения номинальных мощностей и напряжения обмоток ВН трансформаторов соответственно (UHOM BH = 35 кВ).
При заданных значениях величин (учитывая, что Т1, Т2, Т3 имеют одинаковые номинальные мощности и их номинальные токи равны) будем иметь:
IРАБ МАК W1 = 3 × SHOM T1/√3×UHOM BH = 3 × (10000/(√3 × 35)) = 3×165A = 495 A.
Максимальное значение тока в другой головной линии W2 (IРАБ МАХ W2) определяется исходя из аналогичных условий, но когда питание всех трансформаторов 35/10 кВ осуществляется по линии W2.
При этом
IРАБ МАХ W2 = IРАБ МАХ W1 = 495 А
Если в этих же условиях выведена из рабочего состояния линия W1 и питание трансформаторов Т2 и Т3 осуществляется по линии W3, будем иметь максимальное значение рабочего тока в линии W3:
IРАБ МАК W3 = IНOМ Т2 + IHOM T3 = 2 × (10 000/(√3 × 35)) = 330 А.
Линия W4 и трансформатор Т3 образуют блок линия — трансформатор, так как представляют собой единый объект электрической сети и управляются одним общим выключателем Q1. Максимальный рабочий ток в линии W4 — это максимальный рабочий ток трансформатора Т3:
IРАБ МАХ W4 = kПЕР IНОМ Т3,
где kПЕР — коэффициент допустимой перегрузки (для большинства отечественных трансформаторов допускается перегрузка до 40 % номинальной мощности, поэтому можно принять kПЕР = 1,4)
IРАБ МАХ W4 = 1,4 × 165 = 231 А.
Максимальный рабочий ток в линии 10 кВ W6 возникает при номинальных нагрузках трансформаторов Т4, Т5, Т6 с номинальным ВН 10 кВ:
IРАБ МАХ W6 = IНОМТ4 + IНОМТ5 + IНОМТ6 =
= 630 /(√3×-10) + 2 × (400 /√3 × 10)) = 82,6 А.
Максимальный рабочий ток в линии W5 соответствует режиму передачи по ней наибольшей мощности. Этот режим возникает при отключенном блоке линия — трансформатор W4—Т3 и питании подстанции W4 по линии W5 от шин 10 кВ подстанции № 3. Тогда:
IРАБ МАХ W5 = SH4 /(√3 × UНОМ) + SH5 (√3 × UНОМ) =
= 2700 /(√3 ×10) + 4500 /(√3×10) = 416,1А,
где SH4 и SH5 — полная максимальная мощность нагрузок Н4 и Н5 соответственно.
Площадь поперечного сечения проводов для линий электропередачи определяется по допустимым длительным токам. В соответствии с требованиями ПУЭ можно выбрать для линий 35 кВ W1 и W2 провод АС-185, линии W3 — АС-95, линии W4 — АС-70, для линий 10 кВ W5 — АС-150 и W6 (учитывая большую протяженность) — АС-70.
Для участков W7 и W8 магистральной линии 10 кВ также применяется провод АС-70.
3.3. Токи короткого замыкания
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.