В первой части статьи мы предприняли базовые шаги по предотвращению накопления выдержек времени МТЗ в сети (6)10 кВ.

Повторять их я не буду, только приведу здесь промежуточные результаты, в виде карты селективности

Рис. 1. Нарушение селективности при использовании независимых ступеней МТЗ

Добавление токовых отсечек

Для начала, завершим расчет уставок, выбрав токовые отсечки на тех элементах, где это возможно:

1. Мгновенная ТО на Q1 (трансформатор) — 980 А / 0,01 с
2. Селективная ТО на Q2 (линия от РТП внутр.) — 1200 А / 0,25 с
3. Мгновенная ТО на Q4 (линия от РТП гор.) — 5000 А / 0,01 с

Приведем новую карту селективности для дополненных уставок:

Рис. 2. Добавление токовых отсечек к комплексным характеристикам защиты

Как видно, из графика отсечки лишь частично улучшили положение с селективностью, но не решили проблему полностью, значит пробуем применить инверсные характеристики МТЗ

Этапы построения зависимой характеристики МТЗ

Для начала определимся с первой изменяемой кривой 

С одной стороны, в качестве исходных данных, мы получили, от сетевой компании, фиксированные уставки МТЗ отходящей линии от РТП гор. — 450 А/0,7 с. С другой стороны уточнение уставок МТЗ, при подключении нового объекта,  выглядит логично (раньше отходящая линия (ОЛ) была в резерве, уставки защиты были примерные)

Кроме того, изменение формы защитной характеристики МТЗ ОЛ, без увеличения времени срабатывания, не приведет к необходимости пересчета всех вышестоящих защит. Сетевая компания может дать согласие на корректировку уставок МТЗ данной отходящей линии, при корректном обосновании

Таким образом, принимаем фиксированными уставки МТЗ на СВ на РТП гор. (1500 А/ 1 с), а применение зависимых характеристик начинаем с защиты ОЛ РТП гор.

Рис. 3 Определение точки согласования и типа кривой МТЗ

На рисунке выше показан первый этап перехода от независимой ступени к инверсной. Серый цветом указана изначальная независимая ступень ввода РТП внутр., бирюзовым — новые предполагаемые зависимые кривые различной формы (согласно МЭК 255-4)

Базовые приемы построения зависимых кривых приведены в статье 1, статье 2, статье 3

Для начала нам нужно определиться с точкой, через которую должна пройти наша зависимая кривая. Так, как предыдущая защита имеет независимую характеристику (предполагаем, что сетевая компания отказалась менять уставки СВ РТП гор.), то ток согласования принимаем за Iмтз.св = 1500 А. Время срабатывания рассматриваемой защиты при токе согласования вычисляется как tсогл. = tмтз.св — dt = 1 — 0,3 = 0,7 с, где dt — минимально допустимая ступень селективности между ОЛ и СВ РПТ гор.

Таким образом, наша новая инверсная характеристика должна пройти через точку (1500 А, 0.7 c), что и показано на рисунке.

Далее в расчетах принимается чрезвычайно инверсная характеристика (EXT), которая была выбрана экспериментальным путем. Более пологие характеристики, в конкретном рассматриваемом примере, не дают возможность обеспечить селективность между защитами

Рис. 4. Итоговый тип кривой МТЗ в проекте

На получившемся промежуточном графике видно, что после 1500 А инверсная характеристика имеет меньшее время срабатывания, чем независимая, вплоть до значения токовой отсечки в 5000 А. При других обстоятельствах, это могло бы дать нам преимущество в виде более быстрого отключения больших токов КЗ, однако, выдержки времени новой характеристики слишком маленькие, чтобы обеспечивать селективность с нижестоящими защитами

Ввиду вышесказанного было принято решение добавить к характеристике МТЗ еще одну независимую ступень в диапазоне 1500 — 5000 А, с блокировкой верхней (зависимой) ступени, при пуске данной ступени

Рис. 5. Уставки терминала ТОР 200 Л для ОЛ РТП гор. (в ПО Гридис)

Рис. 6. Логика блокировки ступени МТЗ при пуске более грубой ступени

Про корректное отображение зависимых ступеней МТЗ на карте селективности рекомендую посмотреть это видео

Результатом применения ограниченно инверсной характеристики (IDMT) стало появление на карте селективности дополнительной области, где могут разместиться характеристики нижележащих защит

Рис. 7. Результат замены независимой ступени МТЗ на зависимую

С одной стороны может показаться, что выгода от применения новой кривой невелика, в то время, как трудозатраты на расчеты существенно возросли, однако, именно такой подход дает возможность обеспечить требуемую селективность МТЗ с многоуровневых сетях 6-10 кВ

Результат перевода всех защит РТП — ТП, на ограниченно зависимые ступени МТЗ, вы можете увидеть на рисунке ниже

Рис. 8. Результат применения ограниченно зависимых ступеней МТЗ в сети 10 кВ

Как видно из рисунка, крайние защиты (ввод 0,4 кВ ГРЩ и СВ РТП гор.) остались неизменными. Остальные защиты, за счет изменения типа характеристики, удалось разместить между крайними защитами, без изменения токов срабатывания

Вертикальными засечками на кривых показаны максимальные токи КЗ, которые могут происходить на данных присоединениях (см. первую статью). Выше этих токов рассматривать временную селективность двух защит не требуется потому, что их превышение означает, что ток КЗ проходит только через одну защиту

Решение проблемы с селективностью защит

Самые внимательные могут увидеть, что у нас осталась одна проблемная зона по селективности — между защитами выключателей Q2 и Q3, начиная с 1500 А

Рис. 9. Проблема с селективностью между защитами линии и трансформатора

Здесь получилась недопустимая ступень селективности в 0,15 с, а это означает, что КЗ на линии может привести к погашению всей внутриобъектовой РПТ!

Я специально ничего не подгонял, чтобы вы могли увидеть, что в реальных расчетах вы можете оказаться перед трудным выбором даже, если приложили много усилий на достижение результата. Точно также я стараюсь делать примеры в моих курсах и вебинарах. Увы, здесь придется принять неприятное решение и чем-то пожертвовать

Давайте рассуждать

1. Чем выше уровень распределения, тем больше будет объем излишне отключенной нагрузки. В этом смысле лучше обеспечить селективность Q3-Q2 и пожертвовать селективностью Q2-Q1, уменьшив разницу их времен срабатывания
2. На РТП есть ЛЗШ, то есть, при КЗ на линии, МТЗ ввода будет заблокирована логическим сигналом снизу. То есть Q3 и Q2 не будут работать неселективно, даже при одинаковых защитных характеристиках. Но только, если ЛЗШ исправна
3. Выключатели Q1 (трансформатор) и Q2 (линия) включены последовательно и, при работе в нормальном режиме (без включенного СВ ТП) они будут отключать одинаковый объем нагрузки. Но если СВ ТП включен (редкий послеаварийный режим), то неселективная работа Q2, при КЗ на Т1, отключит всю ТП

Я принимаю решение уменьшить временной промежуток Q2-Q1 до 0,2 с и сделать аналогичный для Q3-Q2. Для меня верхний уровень распределения всегда имеет приоритет, хотя я не утверждаю, что это единственно правильное решение. 

К тому же, в прошлой статье мы видели, что в зарубежных стандартах допускается ступень селективности в 0,2 с между современными защитами, а у нас именно такие

Вот моя финальная карта селективности

Рис. 10. Итоговая карта селективности

Нельзя сказать, что мы идеально выполнили все требования селективности, но это точно не выглядит так же безнадежно, как исходная карта с независимыми ступенями. Здесь мы боролись за 0,05 — 0,1 с, в конкретном диапазоне токов, для двух защит. Там нам не хватало целых 0,5 с, которые вообще непонятно было откуда взять. Я считаю, что результат получился хорошим и усилия по расчету инверсных кривых того стоили

Что ж, с селективностью мы разобрались, но сделали это за счет увеличения времен отключения защит. А это значит, что у нас остается вопрос по определению термической стойкости кабелей и трансформаторов, при использовании инверсных характеристики МТЗ. Рассмотрим его в следующей части

P.S.

Если вам интересны способы построения и анализа зависимых ступеней МТЗ на практике, то рекомендую мой курс по картам селективности Там и теория, и практика на базе Excel