Ступень селективности по времени

Если вы интересуетесь релейной защитой и реле, то подписывайтесь на мой канал

Чтобы отправить ответ, вы должны войти или зарегистрироваться

Сообщений 4

1 Тема от bolik 2017-05-25 08:33:51

  • bolik
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Откуда: 02
  • Зарегистрирован: 2014-09-05
  • Сообщений: 233
  • Репутация : [ 0 | 0 ]

Тема: Ступени селективности по времени

Добрый день коллеги.
Подскажите, как вы отстраиваете селективность защит по времени (какие минимальные ступени применяете) как на электромеханических реле, так и на МП УРЗА.
Если имеются НТД, методические указания – прошу поделиться.

2 Ответ от dronos 2017-05-25 08:52:58

  • dronos
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Зарегистрирован: 2017-04-18
  • Сообщений: 134
  • Репутация : [ 0 | 0 ]

Re: Ступени селективности по времени

В книге "Защита трансформаторов 10 кВ" – Шабад М.А. для электромеханических реле рекомендует использовать ступень селективности по времени 0,5с. Однако для современных микропроцессорных устройств в большинстве своем время срабатывания 0,2-0,25с. Основываясь на этом я применяю в своих расчетах ступень селективности 0,3-0,5с. в зависимости от сложности схемы ее ответственности и типа применяемого оборудования.

3 Ответ от RIN 2017-05-25 09:07:54 (2017-05-25 09:09:33 отредактировано RIN)

  • RIN
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Зарегистрирован: 2016-08-23
  • Сообщений: 225
  • Репутация : [ 0 | 0 ]

Re: Ступени селективности по времени

У нас на заводе :

эл.механические ЭВ, РВ – 0,3-0,5;
МП терминалы – 0,15-0,2

А вообще каждый случай надо рассматривать отдельно, ведь ещё зависит от типа в/в выключателей, схемы РЗА

Присоединяйтесь. Мы в социальных сетях и на Ютуб.

4 Ответ от dronos 2017-05-25 09:19:05

  • dronos
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Зарегистрирован: 2017-04-18
  • Сообщений: 134
  • Репутация : [ 0 | 0 ]

Re: Ступени селективности по времени

А вообще каждый случай надо рассматривать отдельно, ведь ещё зависит от типа в/в выключателей, схемы РЗА

0,15-0,2с я считаю слишком на тоненького, риск пропустить кз дальше. в том то и дело что все зависит от установленного оборудования. 0,15-0,2 это время от срабатывания пускового органа без выдержки времени до выдачи сигнала на отключающий элемент ВВ/МВ. + время отключения самого ВВ/МВ вот и выйдет 0,25-0,3с. (опять же все зависит от конкретных технических характеристик оборудования, но лично я бе не рескнул ставить ступень слективности меньше 0,25с)

Дискуссионные публикации «Микропроцессорные реле защиты. Новые перспективы или новые проблемы?» («Новости ЭлектроТехники» № 6(36) 2005, № 1(37) 2006, № 2(38) 2006) вызвали заметный резонанс в профессиональной среде. Примечательно, что в обсуждение современных проблем РЗА включились не только разработчики и производители этой техники, но и представители эксплуатации.
В частности, по поводу такого качества микропроцессорных релейных защит, как снижение ступени селективности с 0,5 до 0,2 с, инженер ЭТЛ Вологодской ТЭЦ Виктор Леонидович Капченко замечает: «В технической литературе встречается даже цифра 0,15 с. Существуют ли нормативные документы по этому поводу? Как быть, если используются масляные выключатели с «тяжелым» приводом?» Внести ясность мы попросили Алексея Юрьевича Емельянцева.

Алексей Емельянцев, главный специалист по РЗА,
спецуправление «Леноргэнергогаз», г. Санкт-Петербург

Снижение ступени селективности
Применение микропроцессорных релейных защит подразумевает снижение ступеней селективности, однако нормативных документов, регламентирующих этот вопрос, не существует. Встречаются рекомендации о снижении ступени до 0,2 с и ниже, время срабатывания устройств резервирования при отказе выключателей (УРОВ) предлагается снижать до 0,15 с и ниже (аналогичные предложения высказывались после появления реле на полупроводниковой элементной базе).
На рис. 1 показана ступень селективности D t между согласуемыми защитами А и Б, которая складывается из следующих составляющих:

  • время отключения выключателя Б;
  • суммарная положительная погрешность защиты Б и отрицательная погрешность защиты А;
  • время инерции (возврата) защиты Б;
  • время запаса.

Время запаса
Согласно [1] время запаса принимается равным 0,1 с.
Время инерции
Для защит на электромеханической элементной базе это время в большинстве случаев не превышает 30–40 мс. Оно складывается из времени возврата пускового (токового) реле (10–20 мс) и времени инерции реле времени. При наличии у реле времени искрогасительного контура в виде диодов время инерции достигает 0,18 с.
Для микропроцессорных защит время инерции складывается из времени возврата пускового органа (определяется качеством фильтрации входных аналоговых сигналов и составляет 40 мс и более) и времени инерции быстродействующего выходного реле.
Таким образом, время инерции у микропроцессорных и электромеханических защит оказывается соизмеримым и составляет для микропроцессорных защит 40–60 мс.

Рис. 1. Ступень селективности между согласуемыми защитами А и Б

Время отключения выключателя

Этот показатель не зависит от типа применяемой защиты. Ниже приведены периоды отключения некоторых типов вакуумных выключателей 10 кВ:

  • BB/TEL производства «Таврида Электрик» полное время отключения по паспортным данным составляет 25 мс;
  • ВБЭ производства «Контакт» (г. Саратов) – 30–40 мс в зависимости от номинального тока отключения;
  • ВВТЭ-М (г. Минусинск) – 40 мс.

Время отключения распространенного масляного выключателя типа ВМПЭ – 120 мс (фактическое время отключения – 0,1 с).

Таким образом, замена масляного выключателя ПС Б на вакуумный уменьшает ступень селективности примерно на 70 мс.

Суммарная погрешность

Суммарная отрицательная погрешность защиты А и положительная погрешность защиты Б складываются из основной погрешности (1/2 разброса) каждой защиты и дополнительных погрешностей, вызванных изменением температуры, напряжения оперативного питания, неточностью измерительных приборов (секундомеров) и др. Учитывая, что величины перечисленных составляющих носят случайный характер, в особенности это касается разбросов защит, для электромеханических реле принято считать полную погрешность как среднеквадратичную (т.е. квадратный корень из суммы квадратов составляющих). Из математики известно, что при нормальном законе распределения для составляющих вероятность превышения реальной полной погрешности над рассчитанной погрешностью практически равна нулю. Для примера рассчитаем суммарную погрешность в случае, если защиты А и Б выполнены на электромеханических реле типов РТ-40 и РСВ-13. По данным ОАО «ЧЭАЗ», для реле РСВ-13 основная погрешность при максимальной уставке диапазона 9,9 с рассчитывается по формуле:

Таким образом, при Туставки = 1 с основная погрешность составляет 64,5 мс. Дополнительная погрешность от температуры вычисляется по формуле 0,03 • d • D Т, где D Т – отклонение температуры от 20 O С (данные ОАО «ЧЭАЗ»).
При D Т = 40 O С дополнительная погрешность от температуры будет 77 мс (больше основной погрешности). Дополнительная погрешность от напряжения питания вычисляется по формуле 0,7 • d и составляет 45 мс. Суммарная погрешность защит А и Б, учитывающая указанные составляющие полной погрешности, будет около 0,14 с. В случае применения реле времени серии ВР-100 указанная погрешность возрастет до 0,2 с.

Приведенные значения ориентировочны, поскольку в них не учтены некоторые дополнительные погрешности, например от применяемых средств измерения. Секундомер типа ПВ-53Щ, применяемый в проверочных устройствах типа У5053, имеет погрешность 30 мс при частоте питающего напряжения 50 Гц, что больше чем основная погрешность у микропроцессорных защит!
Заметную часть в D t составляет температурная погрешность. В расчете предполагалось, что одно реле работает при +20 O С (т.е. не имеет температурной погрешности), другое – при –20 O С. В заводской документации сказано: «При изменении температуры окружающего воздуха от –20 O С до +40 O С происходит отклонение выдержек времени на 20%, разброс увеличивается на 50%». Величина времени срабатывания защиты в большей степени влияет на D t, чем диапазон (шкала) реле.
У микропроцессорных реле основная погрешность (при применении независимых характеристик максимальной токовой защиты (МТЗ) составляет 1–4%. Данные о дополнительных погрешностях в информации фирм-изготовителей часто отсутствуют, однако примем следующие исходные данные (из документации на терминал SIPROTEC фирмы Siemens):

  • основная погрешность – 1%;
  • дополнительная погрешность от изменения напряжения питания – 1%;
  • дополнительная погрешность от изменения температуры – 0,5% на каждые 10 градусов;
  • дополнительная погрешность от изменения частоты – 1%.

Другие дополнительные погрешности учитывать не будем (например, в некоторых защитах время срабатывания учитывает время работы выходного реле, в других не учитывает).
Суммарная погрешность защит А и Б при этих данных составляет:

что значительно ниже, чем у электромеханических реле (для большинства микропроцессорных защит погрешность будет больше). При Туставки = 1 с выигрыш составляет около 0,1 с. Именно на такую величину можно снизить ступень селективности D t.

Согласование защит

Ступень селективности при согласовании двух микропроцессорных защит при использовании вакуумных выключателей (время отключения выключателя – 50 мс; время инерции защиты – 50 мс; суммарная погрешность защит А и Б – 50 мс; время запаса – 100 мс) будет составлять 250 мс.
Приведенные расчеты приблизительны, так как не учтен ряд факторов, влияющих на увеличение D t как для электромеханических, так и для микропроцессорных защит. Подробно этот вопрос должен решаться с учетом опыта эксплуатации.

Зависимые характеристики многих микропроцессорных устройств выполнены в соответствии с британским стандартом BS 142 и стандартом МЭК 255. Согласно BS 142 рабочий диапазон токов для большинства характеристик определяется в пределах 2–20 крат от уставки. Многие устройства гарантированно пускаются не при Iс.з., а при несколько большем значении тока (SPAC-800 – при 1,3•Iс.з., БМРЗ – при 1,1•Iс.з.). При этом защиты, особенно в начальной части характеристики, имеют основную погрешность 10% и более. При применении зависимых характеристик МТЗ ступень селективности будет значительно больше 0,3 с.
Не была учтена токовая погрешность трансформаторов тока (ТТ) и возможность искажения формы кривой вторичного тока при больших кратностях тока КЗ, которая сказывается на точности замера по току. Можно считать, что при правильно выбранных ТТ и вторичной схемы цепей ТТ из-за малого сопротивления микропроцессорных защит токовая погрешность практически отсутствует, а форма у вторичного тока синусоидальная. При этом при больших кратностях тока (10%-ная токовая погрешность вычисляется при КЗ в конце зоны действия защиты при меньших токах) погрешность в замере тока из-за искаженной формы вторичного тока не имеет значения для МТЗ с независимой характеристикой (хотя имеется незначительная зависимость времени срабатывания от кратности тока КЗ).
При согласовании микропроцессорных защит с зависимыми характеристиками необходимо учитывать погрешность в замере тока (обычно не превышает 3%). Если ТТ работают с большой погрешностью, т.е. вторичные токи имеют несинусоидальный характер, необходимо учитывать, что большинство микропроцессорных защит реагируют на амплитудное значение тока, а, например, РТ-40 – на действующее.
Уставки микропроцессорных защит с зависимыми характеристиками можно выбирать по известным методикам, применяемым для защит на электромеханической и микроэлектронной базе, но требуется иметь в виду особенности, отмеченные выше.

Выводы

1. Ступень селективности по времени между согласуемыми микропроцессорными защитами не может быть менее 0,25 с, а при применении масляных выключателей – менее 0,3 с. Время УРОВ при этом составит 0,2–0,25 с.
2. Из приведенных примеров следует, что существенного снижения ступени селективности по времени можно достичь при согласовании микропроцессорных защит между собой.
3. Применение МТЗ с зависимой характеристикой может привести к увеличению Dt до 0,5 с и более.

Литература

1. Документ 4.3 // Cборник распорядительных материалов по эксплуатации энергосистем. – 5-е изд., перераб. и доп. – М.: СПО ОРГРЭС, 2002.

Читайте также:  Как сделать клепальник своими руками

© ЗАО "Новости Электротехники"
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Максимальная токовая защита линий

Максимальная токовая защита (МТЗ) линий широко распространена в радиальных сетях с одним источником питания и устанавливается на каждой линии.

Селективность достигается выбором параметров Iср и tсз – токи срабатывания защиты и времени срабатывания защиты.

Условия выбора таковы:

а) Ток срабатывания Iсз > Iр макс i,

где: Iр макс i – максимальный рабочий ток линии.

б) время срабатывания tсз i = tсз (i-1) макс + Δt,

где: tсз(i-1) макс – максимальное время срабатывания защиты предыдущей линии, Δt – ступень селективности.

Выбор времени срабатывания максимальной токовой защиты с независимыми (а) и зависимыми (б) характеристиками показан на рис. 1 для радиальной сети.

Рис. 1. Выбор времени срабатывания максимальной токовой защиты с независимыми (а) и зависимыми (б) характеристиками.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты выражается формулой:

где: Котс – коэффициент отстройки, Кз’ – коэффициент самозапуска, Кв – коэффициент возврата. Для реле прямого действия: Котс = 1,5 -1,8 , Кв = 0,65 – 0,7.

Для реле косвенного действия: Котс =1,2 – 1,3, Кв = 0,8 – 0,85.

Коэффициент самозапуска : Кз= 1,5 – 6.

Рис. 2. Структурная схема включения реле косвенного действия.

Для реле косвенного действия характерно включение собственно реле через трансформатор тока и схему с коэффициентами передачи Кт и Ксх, как показано на рис. 2. Поэтому ток в защищаемой линии Iсз связан с током срабатывания реле Iср формулой: IСР =KсхI/Kт.

Коэффициент чувствительности защиты характеризуется отношением тока в реле при режиме КЗ с минимальным током (I рк.мин ) к току срабатывания реле (Iср): Kч = IРК.МИН / IСР > 1.

Читайте также:  Классификация методов измерения твердости

МТЗ считается чувствительной, если Кч при КЗ на защищаемой линии не менее 1,5-2, а при коротком замыкании (КЗ) на предыдущем участке, где эта защита работает как резервная, не менее 1,2. Это значит, что Р3 должно иметь Кч = 1,5 -2, при КЗ в Т.3, и Кч=1,2 при КЗ в Т.2. (рис. 1).

а) селективность МТЗ обеспечивается только в радиальной сети с одним источником питания,

б) защита не быстродействующая, причем наибольшая выдержка на головных участках, где быстрое отключение короткого замыкания особенно важно,

в) защита проста и надежна, реализуется на реле тока серии РТ-40 и реле времени, и реле РТ-80 соответственно для независимой и зависимой от тока характеристики срабатывания,

г) используется в радиальных сетях

Токовая отсечка линий

Токовая отсечка является быстродействующей защитой. Селективность обеспечивается выбором тока срабатывания, больше максимального тока короткого замыкания при коротком замыкании в точках сети незащищаемой зоны.

где: Котс – коэффициент отстройки (1,2 – 1,3), Iк вн. макс – максимальный ток КЗ при КЗ вне зоны.

Поэтому токовая отсечка защищает часть линии, как показано на рис. 3 для случая трехфазного КЗ

Рис. 3. Защита части линии с помощью токовой отсечки.

Однако для тупиковой подстанции возможно целиком защитить линию до ввода в трансформатор, отстроив защиту от тока КЗ на низкой стороне, как показано на рис. 4 для случая короткого замыкания в Т.2.

Рис 4. Схема защиты тупиковой подстанции.

а) селективность токовой отсечки обеспечивается выбором тока срабатывания большим максимального тока внешнего КЗ и имеет место в сетях любой конфигурации с любым числом источников питания,

б) защита быстродействующая, надежно работающая на головных участках, где быстрое отключение необходимо,

Читайте также:  Как сделать автомойку из компрессора

в) в основном защищает часть линии, имеет зону защиты, и поэтому не может быть основной защитой.

Дифференциальная защита линии

Продольная дифференциальная защита реагирует на изменение разности токов или их фаз, сравнивая их величины с помощью измерительных органов, установленных в начале и в конце линии. Для продольной защиты сравнивающей токи, показанной на рис.5, ток срабатывания реле. Iср определяется выражением : Iср >=" i1в- i2в.

Рис. 5 . Схема продольной дифференциальной защиты линии.

В нормальном режиме линии или режиме внешнего К3 (К1), в первичных обмотках трансформаторов тока текут и в том, и в другом случае одинаковые токи, и в реле разность токов: Iр = I – I

В случае внутреннего К3 (К2) ток реле становится: Iр=I+I

При одностороннем питании и внутреннем К3 (К2) I= 0 и ток реле: Iр=I

При внешнем К3 через реле проходит ток небаланса Iнб, вызванный неодинаковостью характеристик ТА:

где I’1нам, I’2нам токи намагничивания ТА, приведенные к первичным обмоткам.

Ток небаланса возрастает с увеличением первичного тока К3 и в переходных режимах.

Ток срабатывания реле должен отстраиваться от максимального значения тока небаланса: Iср >=" kотсiнб макс

Чувствительность защиты определяется как: Kч = Iк мин/KтIср

Даже для сравнительно коротких линий передач цеховых сетей промышленных предприятий, ТА оказываются расположенными далеко друг от друга. Поскольку защита должна отключать оба выключателя Q1 и Q2, устанавливаются два ТА на концах линии, что приводит к увеличению тока небаланса и уменьшению тока в реле при К3 на линии, т.к. ток вторичных обмоток распределяется на 2 ТА.

Для повышения чувствительности и отстроенности дифференциальной защиты применяются специальные дифференциальные реле с торможением, включение реле через промежуточные насыщающиеся ТА (НТТ) и автоматическое загрубление защиты.

Поперечная защита основана на сравнении токов одноименных фаз одного конца параллельных линий. Для поперечной защиты параллельных линий, показанной на рис. 6 , ток реле Iр = I– I.

Рис. 6 . Схема поперечной защиты параллельных линий

При внешнем К3 (К1) в реле имеется ток небаланса: Iр = Iнб.

Ток срабатывания реле определяется аналогично продольной защите.

При К3 (К2) защита срабатывает, однако если К2 смещена к концу линии, вследствие того, что разность токов убывает, защита не срабатывает. К тому же поперечная защита не выявляет поврежденный кабель, а, значит, не может быть основной защитой параллельных линий.

Введение в схему органа направления мощности двухстороннего действия устраняет этот недостаток. При К3 на одной из линий реле направления мощности позволяют осуществить воздействие на выключатель поврежденной линии.

Продольная и поперечная дифференциальная защита широко применяются в системах электроснабжения для защиты трансформаторов, генераторов, кабельных параллельных линий в сочетании с максимальной токовой защитой.