Расчет токов КЗ в сети низкого напряжения

И проверка выбранной аппаратуры

На действие токов КЗ

Сети промышленных предприятий напряжением до 1 кВ характеризуются большой протяженностью и наличием большого количества коммутационно-защитной аппаратуры. При напряжении до 1 кВ даже небольшое сопротивление оказывает существенное влияние на ток КЗ.

При расчете токов КЗ в электроустановках напряжением до 1 кВ в общем случае необходимо учитывать:

а) активные и индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи; в том числе: проводников, кабелей и шин длиной 10 м и более, токовых катушек, расцепителей автоматических выключателей, первичных обмоток многовитковых трансформаторов тока, переходных контактов аппаратов (автоматических выключателей, рубильников, разъединителей), аппаратов КТП и др. Указанные сопротивления определяют по данным заводов-изготовителей оборудования или по табл. П6 и П7. При отсутствии достоверных данных о контактах и их переходных сопротивлениях рекомендуется при расчете токов КЗ в сетях, питаемых трансформаторами мощностью до 1600 кВ*А включительно, учитывать их суммарное сопротивление введением в расчет активного сопротивления:

- для распределительных устройств подстанций 0,015 Ом;

- для первичных цеховых распределительных пунктов, как и на зажимах аппаратов, питаемых радиальными линиями от щитов подстанций или главных магистралей, 0,02 Ом;

- для вторичных цеховых распределительных пунктов, как и на зажимах аппаратов, питаемых от первичных распределительных пунктов, 0,025 Ом;

- для аппаратуры, установленной непосредственно у электроприемников, получающих питание от вторичных распределительных пунктов, 0,03 Ом.

При мощности трансформатора КТП 2500 кВ·А допускается использовать те же значения переходных сопротивлений;

б) влияние на токи трехфазных КЗ электродвигателей напряжением до 1 кВ, непосредственно связанных с точкой КЗ.

Целесообразно учитывать также снижающее ток К.З. сопротивление электрической дуги в месте повреждения, возникающей, как показывает опыт, практически при любом КЗ.

Для установок напряжением до 1 кВ при расчетах токов КЗ считают, что мощность питающей системы не ограничена и напряжение на стороне высшего напряжения цехового трансформатора является неизменным. Это условие выполняется, если мощность системы примерно в 50 раз превосходит мощность цехового трансформатора.

Сопротивления элементов цепи КЗ в электроустановках напряжением до 1 кВ:

1) шинопроводы. Данные по сопротивлениям комплектных шинопроводов заводского изготовления типов ШТМ, ШТА, ШРА и ШМА приведены в табл. П8 и П9;

2) кабели, активные и индуктивные сопротивления кабелей даны в табл. П10;

3) электрические аппараты. Ориентировочные значения сопротивлений аппаратов, устанавливаемых в сетях напряжением до 1 кВ, приведены в табл. П6 и П11. В табл. П12 (см. Приложение) даны также значения переходных сопротивлений контактов отключающих аппаратов;

4) значения активных переходных сопротивлений, мОм, неподвижных контактных кабелей и шинопроводов даны в табл. П13. Приведенные данные относятся к наиболее характерным местам соединения: шинопровод – шинопровод, разъемное соединение; шинопровод – автоматический выключатель, кабель – автоматический выключатель. Значение переходного сопротивления при соединении кабеля с шинопроводом можно определить как среднее арифметическое переходных сопротивлений кабель – кабель и шинопровод – шинопровод;

5) сопротивление дуги R_д в месте КЗ принимается активным и рекомендуется определять отношением падения напряжения на дуге U_д и током КЗ I_к0 в месте повреждения, рассчитанным без учета дуги: R_д = U_д/I_к0, где U_д = Е_д1_д, Е_д – напряженность в стволе дуги, В/мм; 1_д – длина дуги, мм.

Основную часть общего сопротивления цепи КЗ составляет сопротивление трансформатора

(2.105)

где ΔР_к – потери КЗ в трансформаторе, кВт; S_{ном т} – номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

(2.106)

где

(2.107)

Здесь u_К% - напряжение КЗ трансформатора, %;

(2.108)

Токи однофазного, двухфазного и трехфазного КЗ определяются по выражениям

(2.109)

(2.110)

(2.111)

где U_ном, U_ном.ф – номинальные линейное и фазное напряжения трансформатора; r_т, r_ф, r₀ – активные сопротивления трансформатора, фазного и нулевого проводов; х_т0, х_ф0 – реактивные сопротивления трансформатора и цепи фаза – нуль; r_Σ, х_Σ – суммарные активные и индуктивные сопротивления цепи КЗ.

Когда вместо сопротивлений отдельных последовательностей для элемента цепи КЗ задано сопротивление петли фаза – нуль, целесообразно определять начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ по формуле

(2.112)

где r_т⁽¹⁾ = 2r_1т + r_0т; х_т⁽¹⁾ = 2х_1т + х_0т – активное и индуктивное сопротивления трансформатора току однофазного КЗ; r_ф-0 и х_ф-0 – суммарные активное и индуктивное сопротивления петли фаза – нуль, включающие сопротивления шинопроводов, аппаратов и переходных сопротивлений, начиная от нейтрали понижающего трансформатора; R_д – сопротивление дуги в месте КЗ.

Выбор защитной аппаратуры и проверка шинопроводов в цеховых сетях на электродинамическую стойкость осуществляются после расчета ударных токов по формуле

i_уд = I_п0 К_уд, (2.113)

где I_п0 – значение периодической составляющей тока К.З. в начальный момент; К_уд – ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени.

Выбор точек КЗ для определения величин токов в них производится в зависимости от поставленной задачи. Так, для проверки коммутационно-защитной аппаратуры на устойчивость к действию токов КЗ рассчитывают ток трехфазного КЗ непосредственно за аппаратом. Для проверки надежности срабатывания защитной аппаратуры определяют ток однофазного КЗ в конце защищаемого участка. Проверка коммутационно-защитной аппаратуры на устойчивость к токам КЗ производится путем сравнения полученных значений токов КЗ с каталожными данными.

Расчет релейной защиты

Релейная защита трансформаторов Т1 и Т2.

Определение минимального и максимального токов короткого замыкания для трансформаторов с большим диапазоном регулирования напряжения.

Определение сопротивлений трансформатора.

(2.114)

где S_H.тр – номинальная мощность трансформатора, МВ×А; DU_*р.пн=DU_р.пн%/100 – половина полного диапазона регулирования напряжения на стороне ВН трансформатора;

U_ср.вн – среднее напряжение стороны ВН.

(2.115)

(2.116)

Определение максимального тока короткого замыкания:

(2.117)

где U_ном – номинальное напряжение сети;

х_с – минимальное значение сопротивления питающей си­стемы.

Приведенное значение I⁽³⁾_к._{макс.вн} к стороне низкого напряжения (т. е. к нерегулируемой стороне) определяется по минимальному коэффициенту трансформации трансформатора:

(2.118)

где U_ср.вн – среднее значение напряжения.

Определение минимального тока короткого замыкания:

(2.119)

где U_{макс.вн}=U_ср.вн(1+DU_*p.пн),

х_с._макс – максимальное значение сопротивления питаю­щей системы в минимальном режиме ее работы.

Приведенное значение I_к._мин.вн к стороне НН:

(2.120)

Дифференциальная защита трансформаторов ГПП.

Дифференциальная (продольная) защита является основ­ной для трансформаторов с напряжением высокой стороны не менее 3 кВ от междуфазных к.з.

Исходная схема.

рис.13.1 Дифференциальная защита

Определение первичных токов на сторонах высшего и низшего напряжений защищаемого трансформатора, выбира­ются трансформаторы тока для защиты, установленные на высокой и низкой стороне, и определяются вторичные токи в плечах защиты.

Расчеты сводят в таблицу 13.1.

Таблица 13.1

Результаты расчетов исходных величин для дифференциальной защиты

Наименование величин	Численное значение для сторон
UВН	UНН
Номинальный ток трансформатора, А
Схема соединения трансформаторов тока	Д	У
Коэффициент схемы kсх
Коэффициент трансформации трансформаторов тока k1
Вторичные токи в плечах защиты, А

Определяется основная сторона. За основную сторону принимается та сторона, у которой вторичный ток больше, т. е. сторону ВН.

Определение первичного тока срабатывания защиты по двум условиям:

- по условию отстройки от максимального расчетного тока небаланса в реле при трехфазном внешнем коротком замыкании (точка К2 на рис. ).

Определяем ток срабатывания защиты:

(2.121)

где k_отс= 1,5.

Определяем максимальный ток не баланса I_{нб.расч.}:

(2.122)

где I^\_{нб.расч.} - составляющая тока небаланса I_{нб.расч}, вызванная погрешно­стью трансформаторов тока:

(2.123)

где I_{к.з.макс} – ток трехфазного к.з. в точке К2, приведенный к напряжению основной стороны;

f_i = 0,1 – относительное значение тока намагничивания трансформаторов тока;

k_одн = 1 – коэффициент однотипности;

k_апер = 1 – коэффициент, учитывающий переходный режим (для реле РНТ–565).

- составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора:

(2.124)

где DU – половина суммарного диапазона регулирования напряжения на трансформаторе (DU=0,16).

Предварительно оценивается чувствительность защиты.

(2.125)

Если защита на реле РНТ–565 не проходит по чувствительности, тогда рассчитывается защита на реле ДЗТ–11.

Определяется ток срабатывания защиты по (2.121). Использование тормозной обмотки дает возможность не от­страивать минимальный ток срабатывания защиты от токов небаланса при внешнем к.з., поскольку действие защиты в этом случае обеспечивается торможением. Ток срабатыва­ния защиты выбирается только по условию отстройки от брос­ка тока намагничивания.

Определяется ток срабатывания реле для основной стороны.

(2.126)

Определяется расчетное число витков обмотки НТТ основной стороны.

(2.127)

Полученное значение округляем до ближайшего меньшего целого числа:

Определяется расчетное число витков обмотки для неосновной стороны.

(2.128)

где I_осн, I_неосн – вторичные токи в плечах защиты для ос­новной и неосновной стороны.

Полученное значение округляем до ближайшего меньшего целого числа:

Вычисляется составляющую тока небаланса.

(2.129)

где I_{к.з. макс} – ток трехфазного к.з. в точке К2.

Определяется уточненное значение первичного тока срабатывания защиты с учетом I'"_нб..

(2.130)

Определяется число витков тормозной обмотки реле ДЗТ–11.

(2.131)

где k_отc=1,3;

I_{нб.расч} – расчетный ток небаланса;

w_{раб.расч} – расчетное число витков рабочей обмотки ре­ле на стороне, где включена тормозная обмотка;

I_{к.з.макс} – ток переходного к.з. в точке К2;

tga = 0,8 – тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле, соответствующей минимальному тормо­жению.

Определяется коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. в точке К1.

(2.132)

где I_р.мин – ток в реле при двухфазном к.з. в конце защищаемой

зоны.

(2.133)

Максимальная токовая защита трансформаторов ГПП.

Для трансформаторов с расщепленной обмоткой трансформаторов МТЗ устанавлива­ется только на стороне высшего напряжения и является для трансформатора Т1 защитой от внешних к.з., а также резервирует основную (дифференциальную) защиту.

Определяется ток срабатывания на стороне НН.

Ток срабатывания МТЗ отстраивается от максимального рабочего тока трансформатора с учетом самозапуска двига­телей.

(2.134)

где k_отc=1,1 – коэффициент отстройки;

k_сзп=2¸4 – коэффициент самозапуска;

k₃=0,8¸0,85 – коэффициент возврата;

I_{раб.макс} – максимальный рабочий ток трансформатора с учетом перегрузки.

Определяется ток срабатывания на стороне ВН.

(2.135)

Определяется ток срабатывания реле.

(2.136)

Определяется коэффициент чувствительности.

(2.137)

(2.138)

Если защита проходит по чувствительности. МТЗ трансформатора ГПП выполняется с использованием реле РТ-40.

Защита от перегрузки трансформатора ГПП.

Ток срабатывания защиты от перегрузки выбирается по условию отстройки от номинального тока трансформатора:

(2.139)

где k_отс=1,05.

Ток срабатывания реле определяется по (2.136).

Газовая защита

Обмотки большинства трансформаторов помещены в бак, залитый маслом, которое используется как для изо­ляции обмоток, так и для их охлаждения. При возник­новении внутри бака электрической дуги к. з., а также при перегреве обмоток масло разлагается, что сопро­вождается выделением газа. Это явление и использует­ся для создания газовой защиты.

Защита выполняется с помощью газового реле, уста­новленного в трубе, соединяющей бак трансформатора с расширителем. Газовое реле состоит из кожуха и двух расположенных внутри него поплавков, снабженных ртутными контактами, замыкающимися при изменении их положения. Оба поплавка шарнирно укреплены на вертикальной стойке. Один из них расположен в верхней части, а второй — в центральной. При слабом газообра­зовании (газ скапливается в верхней частей кожуха ре­ле), а также при понижении уровня масла верхний по­плавок опускается, что приводит к замыканию его кон­тактов. При бурном газообразовании потоки масла устремляются в расширитель, что приводит к замыка­нию контактов обоих поплавков. Контакты верхнего по­плавка носят название сигнальных, а нижнего — основ­ных контактов газового реле.

Движение масла через газовое реле, вызванное к. з. внутри бака трансформатора, обычно является толчко­образным, поэтому замыкание основных контактов мо­жет быть ненадежным (перемежающимся), что учиты­вается, при выполнении схемы газовой защиты транс­форматора.

Достоинствами газовой защиты являются простота выполнения, срабатывание при всех видах повреждения внутри бака трансформатора, высокая чувствительность.

Однако газовая защита, естественно, не срабаты­вает при повреждениях вне бака трансформатора. По­этому она не может быть единственной основной защи­той трансформатора.

Трансформаторы мощностью 1 МВ*А и более обыч­но поставляются комплектно с газовой защитой.