БИБЛИОТЕКА
ЭЛЕКТРОМОНТЕРА


РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
И АВТОМАТИКА
ПИТАЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД
ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Производственное издание
Бантер Исаак Ионович
Богданова Нина Александровна
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ПИТАЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Редактор А. В. В о л ковицкая
Художественные редакторы В. А. Г о з а к-Х озак, Ю. В. Созанская
Технический редактор Е. В. П р о н ь
Корректор С. В. М а л ы ш е в а
ИВ № 2258
Набор выполнен в издательстве. Подписано в печать с оригинала-макета 03.04 89.
Формат 60X88*.^. Бумага офсетная № 2. Печать офсетная. Уел. печ л 6 86
Усл. кр.-отт. 7,22. Уч.-изд. л. 7,52. Тираж 19 000 экз. Заказ 6701. Цена 40 к.
Энергоатомиздат. 113! 14, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10.
Отпечатано в ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени
МПО «Первая Образцовая типография» Союзполиграфпрома при Госкомиздате СССР-
ll ЗОИ. Москва, М 34, Валовая, 2b.
БИБЛИОТЕКА ЭЛЕКТРОМОНТЕРА
Выпуск 613
Основана в 1959 году
И. И. БАЙТЕР Н. А. БОГДАНОВА
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
И АВТОМАТИКА
ПИТАЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД
ТЕПЛОВЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
3-издание, переработанное
и дополненное
МОСКВА
ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ
1989
Б БК 31.27-05
Б 18
УДК 621.311.182:621.316.9
Рецензент Л. О. Нехаева
Редакционная коллегия серии:
В Н. Андриевский. С.А. Бажанов, М С. Бернер, Л.Б. Годгельф, В.Х. Яш-
кин, Д.Т. Комаров, В Н. Кудрявцев, В.П. Ларионов, Э.С. Мусаэлян,
С П. Розанов. В.А. Семенов. А.Д. .Смирнов, А Н. Трифонов, А.А. Фила-
тов. А.Н. Щспеткин
Байтер И.И., Богданова НА.
Б 18 Релейная защита и автоматика питающих элементов собст-
венных нужд тепловых электростанций. - 3-е изд., перераб. и
доп. — М.: Энергоатомиздат, 1989. - 112 с.: ил. — (Б-ка элект-
ромонтера: Вып. 613).
ISBN 5-283-01023-6
Рассмотрено выполнение РЗиА питающих элементов собственных
нужд тепловых электростанций. Особое внимание уделено схемам
зашиты трансформаторов собственных нужд мощностью 25 -63 МВ • А
с расщепленными обмотками. Даны методики и примеры расчета уста-
вок защит и автоматики. Второе издание книги вышло в 1975 г. В 3-м
издании приведены современные схемы защиты мощных трансформа-
торов, схема защиты магистрали резервного питания собственных нужд
станции.
Для электромонтеров, мастеров и техников служб РЗиА.
2202080000-387	ББК 31.27-05
Б----------------161-89
051 (01)-89
© Издательство ’’Энергия”, 1975
ISBN 5-283-01023-6	©Энергоатомиздат, 1989, с изменениями
ПРЕДИСЛОВИЕ
В связи с увеличением единичной мощности агрегатов на тепловых
электростанциях усложнились эксплуатация и обслуживание электриче-
ской части станций, в том числе питающих элементов, т.е. реактирован-
ных линий и трансформаторов собственных нужд (СН). В предлагаемой
книге, выходящей третьим изданием, изложены основные требования к
релейной защите, приведены описания схем и методики расчета уставок
защит питающих элементов СН. Особое внимание уделено схемам
защиты трансформаторов СН современных крупных ТЭС, в которые в
последнее время внесены изменения, связанные с применением новой
аппаратуры и новых технических решений. В частности, для трансфор-
маторов, питающих шины 6 кВ СН, применяются дифференциальная
защита с использованием реле типа ДЗТ-21 (с током срабатывания при-
мерно 0,3/ном трансформатора) и дистанционная защита с использова-
нием реле сопротивления типа БРЭ-2801. Для защиты магистрали ре-
зервного питания 6 кВ используется дифференциальная защита. На транс-
форматорах 6/0,4 кВ применяются устройства резервирования отказа
выключателя 6 кВ.
Настоящая книга написана на основе разработок схем защиты, вы-
полненных в институте "Теплоэлектропроект”. Автор надеется, что
предлагаемая книга поможет техникам, мастерам, электромонтерам
электрических цехов электростанций в освоении и эксплуатации уст-
ройств релейной защиты питающих элементов СН.
Автор выражает благодарность рецензенту Л.О. Нехаевой за тщатель-
ное рецензирование рукописи и ценные предложения по улучшению ее
содержания.
Все замечания и предложения следует направлять по адресу: 113114,
Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, Энергоатомиэдат.
Н.А. Богданова
1. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
ПИТАЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Принципы выполнения схем питания собственных нужд. Механизмы
собственных нужд (СН) тепловых электростанций в зависимости от их
назначения и влияния на бесперебойность работы электростанции разде-
ляются на ответственные и неответственные.
Ответственными механизмами являются механизмы, прекращение
работы которых вызывает остановку котлов или турбин или снижение
нагрузки электростанции (питателкд.?й насос, дутьевой вентилятор,
дымосос, циркуляционный насос и др.).
Неответственными механизмами являются механизмы, непродолжи-
тельная остановка которых не вызывает нарушения режима работы ос-
новного оборудования электростанций и не связана с недоотпуском
электроэнергии (механизмы химводоочистки, золоудаления и др.).
В качестве привода для механизмов СН применяются в основном
трехфазные асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым рото-
ром. Они отличаются надежностью, сравнительно небольшой стоимостью,
простотой пуска и обслуживания, возможностью автоматического пуска
приводимых ими механизмов и самозапуска.
Под самозапуском электродвигателей понимается такой режим, ког-
да частично или полностью затормозившиеся вследствие кратковремен-
ного понижения или исчезновения напряжения двигатели после восста-
новления напряжения вновь разворачиваются до номинальной частоты
вращения.
Для механизмов СЧ, которые по условию сохранности основного
оборудования должны работать при полном исчезновении переменного
тока на электростанции (маслонасосы системы смазки или уплотнения
вала генераторов), применяются электродвигатели постоянного тока
220 В. В аварийных случаях они питаются от аккумуляторных батарей.
В настоящее время для крупных электродвигателей СН мощностью
200-8000 кВт принято номинальное напряжение 6 кВ. Для электро-
двигателей мощностью менее 200 кВт принято напряжение 0 38 кВ.
Источниками питания — питающими элементами — потребителей пере-
мершего гокэ СН электростанций являются реактированные линии 6 кВ,
понижающие -грансформаторы с вторичным напряжением 6 кВ и транс-
форматоры напряжением 6/0,4 кВ. Д1Я повышения надежности работы
электоостанцЕЛ электроснабжение СН осуществляется не менее чем дву-
4
мя питающими элементами. Как правило, один из них является рабочим
и постоянно включен в работу, а другой — резервным.
На большинстве электростанций применяется ’’явный” резерв: резерв-
ный питающий элемент (линия или трансформатор) нормально отключен
и включается для замены рабочего элемента при его ремонте или повреж-
дении, а также при потере питания СН по любой причине. В последних
двух случаях включение резервного питающего элемента осуществляет-
ся автоматически с помощью устройства автоматического включения ре-
зервного источника питания (АВР).
Рабочие питающие элементы 6 кВ СН присоединяются либо к шинам
генераторного напряжения, либо к блокам генератор-трансформатор
(автотрансформатор). Резервные питающие элементы присоединяются
либо к шинам генераторного напряжения, либо к шинам 110—330 кВ
станции, которые имеют связь с энергосистемой, либо к третичной об-
мотке автотрансформатора связи или ответвлением к трансформатору
связи.
Питающие элементы 6 кВ СН присоединяются к распределительному
устройству СН (РУСН). Оно выполняется с одной системой шин, кото-
рая делится на секции. Секционирование шин повышает надежность пи-
тания СН, так как при коротком замыкании (КЗ) на какой-либо секции
в работе остаются потребители, присоединенные к неповрежденной
секции.
От сборных шин РУСН 6 кВ получают питание электродвигатели
6 кВ и трансформаторы собственных нужд напряжением 6/0,4 кВ, пред-
назначенные для питания электродвигателей 380 В, контрольно-измери-
тельных приборов (КИП) и освещения электростанции. Для питания
шин 0,4 кВ применяются схемы либо ’’явного”, либо ’’неявного” резерва
(предусматривающие взаимное резервирование двух трансформаторов).
На многих ранее сооруженных электростанциях питание СН выполне-
но на напряжении 3 кВ, для этого применена трансформация генератор-
ного напряжения 6—10 кВ на 3 кВ.
На старых-электростанциях в ряде случаев применяются электродви-
гатели напряжением 0,5 кВ, для питания которых установлены трансфор-
маторы 6/0,5 кВ. Сети 0,5 кВ работают с изолированной нейтралью, а
для освещения применяются отдельные трансформаторы.
На электростанциях с поперечными связями в тепловой части (на та-
ких электростанциях, например на ТЭЦ, возможны разные сочетания ко-
личеств работающих котлов и турбин) в качестве питающих элементов
СН при номинальном напряжении генераторов 6,3 кВ применяются реак-
тированные линии, а при напряжении 10,5 кВ — силовые трансформато-
ры напряжением 10,5/6,3 кВ. На указанных электростанциях при работе
всех генераторов на сборные шины генераторного напряжения питающие
элементы СН присоединяются к этим же шинам. При этом питание СН
обеспечивается не только от генераторов станции, но также и от энерго-
системы, поскольку сборные шины генераторного напряжения связаны
с ней через повышающие трансформаторы связи.
Рис. 1. Схема присоединения рабочей и резервной линий СН к двойной системе шин
генераторного напряжения
На рис. 1 показана схема присоединений реактированных линий СН.
Главное распределительное устройство (ГРУ) 6 кВ электростанции име-
ет две системы шин: рабочую секционированную I и резервную И. На ра-
бочей линии И'2 установлены выключатели после реактора и па вводах
к двум секциям 6 кВ РУСН. К этим же секциям подведены вводы ре-
зервного питания от резервной реактированной линии И7.
Для обеспечения надежности питания СН при двойной системе шин
принята работа сборных шин ГРУ по схеме с фиксированным присоеди-
нением элементов к обеим системам шин [10]. По этой схеме генера-
тор G, рабочая линия СН W2 и все другие элементы, питающиеся от пер-
вой секции, включены на систему шин Л Резервная линия СН и трансфор-
матор связи включены на систему шин II. Обе системы шин находятся
под напряжением с включенным шиносоединительным выключате-
лем QI.
При фиксированном присоединении элементов к шинам в случае КЗ
на секции / ГРУ защитой шин данной секции отключается также и шино-
соединительный выключатель Q1, отделяя этим систему шин II от по-
врежденной системы /. Благодаря этому резервная линия получает пита-
6
Рис. 2. Схема присоединения рабоче- „
го и резервного трансформаторов СН к
шинам генераторного напряжения
ние от трансформатора связи и
обеспечивает питание нагрузки СН
взамен рабочей линии, которая от-
ключилась от защиты поврежден-
ной секции шин.
В схеме рис. 2 выключатель,
установленный до трансформато-
ра, рассчитан на отключение КЗ до
трансформатора. В целях надежно-
сти питания СН применяется так-
же схема с фиксированным при-
соединением элементов к обеим
системам шин ГРУ-10 кВ, предус-
матривающая подсоединение ра-
бочего трансформатора Т1 к сис-
10 кВ
теме шин I, а резервного Т2 к
системе шин И, связанной с энергосистемой посредством трансформато-
ра связи 10/110-220 кВ.
На электростанциях с поперечными связями по пару число секций
6 кВ выбирается равным числу котлов. На этих электростанциях в соот-
ветствии с нормами технологического проектирования при числе рабо-
чих реактированных линий или рабочих трансформаторов СН, равном
шести и менее, применяется одна резервная линия или один резервный
трансформатор СН. При числе рабочих линий или трансформаторов,
равном семи и более, применяются два резервных питающих элемента,
а шины резервного питания секционируются на две секции выключате-
лем.
Рабочие линии и трансформаторы выбираются с номинальным током,
равным или превышающим расчетный ток нагрузки потребителей соб-
ственных нужд, и с реактивным сопротивлением, ограничивающим ток
КЗ на шинах 6 кВ РУСН, что позволяет применять относительно дешевую
аппаратуру и, в частности, комплектные ячейки с выключателями
ВМПЭ-10, ВЭЭ-10. В то же время реактивное сопротивление питающих
элементов должно быть таким, чтобы в нормальном режиме на шинах
РУСН 6 кВ поддерживалось нормальное напряжение, а при самозапус-
ке — необходимое остаточное напряжение для успешного разворота
электродвигателей СН (см. § 2).
Резервный источник питания на электростанциях с поперечными свя-
зями в тепловой части может быть использован для растопки котель-
ного агрегата с одновременной заменой рабочего источника питания.
К шинам 110~220 кВ
Рис. 3. Схема присоединения рабочей реактированной линии СН к блоку
К шинам 110-220кв
Рис. 4. Схема присоединения рабочего и резервного трансформаторов СН для бло-
ков 60-100 МВт
В этом режиме нагрузка на нем может в 1,5 раза превышать нагрузку
рабочего элемента. Поэтому мощность его принимается преимуществен-
но равной полуторакратной мощности наиболее крупного трансформато-
ра или реактированной линии. Например, при рабочей линии с реактором
на 1000 А резервная линия должна иметь реактор на 1500 А.
На электростанциях с блочной схемой только в электрической части
для блоков генератор-трансформатор на стороне генераторного напряже-
ния, как правило, имеются ответвления для питания СН блока через
реактор или трансформатор собственных нужд.
На блоках с генераторами мощностью до 60 МВт и номинальным на-
пряжением 6 кВ для питания СН блока используется реактированная
линия. На блоках с генераторами на номинальное напряжение 10 кВ
питание СН производится от трансформаторов.
В схеме на рис. 3 реактированная линия присоединена ответвлением
к блоку без установки выключателя до реактора. На линии установлены
выключатели на вводах к секциям 6 кВ, от которых питаются СН блока.
В- качестве резервного источника питания СН блока предусмотрен ре-
зервный трансформатор, присоединенный к сборным шинам
110—220 кВ, имеющим связь с энергосистемой.
На рис. 4 приведена схема первичных соединений трансформаторов
СН для блоков с генераторами 60-100 МВт с номинальным напряжением
генераторов 10,5 кВ, Рабочий трансформатор Т1 присоединен к блоку
с помощью закрытых комплектных пофазных токопроводов. Поэтому
в цепи ответвления до трансформатора выключатель и другое оборудова-
ние не устанавливаются. На блоках с ответвлением, выполненным без
закрытых токопроводов, рабочий трансформатор присоединяется к бло-
ку через выключатель. Для резервирования предусмотрен резервный
трансформатор 72, присоединенный к сборным шинам 110—220 кВ.
На электростанциях с блоками до 100 МВт включительно на каждые три
блока устанавливается один резервный трансформатор СН мощностью
в 1,5 раза большей мощности рабочего трансформатора СН.
На электростанциях с блочной схемой в тепловой части для блоков
100, 160, 200, 300, 500 и 800 МВт в качестве рабочих питающих элемен-
тов СН, как правило, применяются трансформаторы с расщепленной
обмоткой 6 кВ мощностью 25, 32, 40, 63 МВ  А, которые присоединяют-
ся ответвлением к блоку без установки выключателя до трансформа-
тора. На каждом блоке устанавливают обычно один рабочий трансформа-
тор, питающий две секции 6 кВ. Такая схема питания отличается просто-
той, надежностью и экономичностью.
Трансформатор с расщепленной обмоткой 6 кВ представляет собой
трансформатор, одна из обмоток которого расщеплена на две части.
Эти части обмотки (далее называемые расщепленными обмотками)
электрически не связаны между собой, и мощность каждой из них равна
половине номинальной мощности трансформатора. Трансформаторы с
расщепленными обмотками позволяют значительно снизить значение то-
ков короткого замыкания в установках СН, что особенно необходимо
при крупных блоках 160-800 МВт, связанных, как правило, с мощной
энергосистемой. Преимуществами таких трасформаторов являются не-
зависимость напряжения на одной расщепленной обмотке при изменении
нагрузки на другой обмотке в широких пределах, а также возможность
работы каждой расщепленной обмотки при отключенной другой. Осо-
бенностью их является и то, что при КЗ на секции, питающейся от одной
обмотки 6 кВ, напряжение на другой секции, питающейся от второй
расщепленной обмотки 6 кВ, почти не снижается. Это повышает надеж-
ность питания СН блока.
В схеме на рис. 5 рабочий трансформатор Т1 присоединен ответвле-
нием к блоку генератор-трансформатор с помощью закрытых комплект-
ных пофазных токопроводов. Каждая из расщепленных обмоток при-
соединена к отдельной секции шин 6 кВ. В качестве резервного
трансформатора Т2 используется также трансформатор с расщепленны-
ми обмотками 6 кВ. Он присоединяется к сборным шинам низшего из
повышенных напряжений, имеющихся на станции, при условии, что эти
шины могут получать питание от внешней сети при остановке генерато-
ров на электростанции. Резервный трансформатор связан с магистралью
резервного питания 6 кВ, к которой присоединены вводы резервного
питания к секциям I и /Л
9
К шинам
220,330 или 500 кВ
РУСИ
б кВ
Рис. 5. Схема присоединения рабочего и резервного трансформаторов СН с рас-
щепленными обмотками для блоков генератор-трансформатор
И шинам
110,220 или 330 кВ
h
На блоках с выключателем в цепи генератора трансформатор Т1 при-
соединен между обмоткой повышающего трансформатора блока и гене-
раторным выключателем. При такой схеме включения сохраняется в
работе трансформатор СН при отключении генератора, что позволяет
обеспечить пуск и останов блока от своего рабочего трансформатора без
использования резервного трансформатора СН. Последний используется
только при необходимости замены рабочего трансформатора.
На рис. 6 приведена схема подключения рабочего трансформатора
СН с расщепленными обмотками 6 кВ к блоку генератор-автотрансфор-
матор. На таком блоке устанавливается выключатель в цепи генератора,
что создает возможность сохранить автотрансформатор в работе для
связи между шинами 330—500 и 110 —220 кВ при аварийном отключе-
нии генератора или при выводе его в ремонт.
Для крупных блочных тепловых электростанций особое значение
имеют надежное резервирование питания СН работающего блока и обес-
печение пуска и останова другого блока. Для этой цели используются
резервные трансформаторы СН, мощность которых выбирается из усло-
вия замены работающего трансформатора одного из блоков в случае
ремонта или неисправности в нем с одновременным пуском или остано-
вом второго блока. Наиболее тяжелым режимом является режим
замены рабочего трансформатора одного из блоков и одновременного
пуска второго блока. При пуске агрегатов крупных электростанций
10
33D -500кВ 110 - 220 кВ
Рис. 6. Схема присоединения рабочего трансформатора СН к блоку генератор-
автотрансформатор
Рис. 7. Схема присоединения рабочего и резервного трансформаторов СН 6/0,4 кВ
нужна значительная мощность СН для обеспечения работы дымососов,
дутьевых вентиляторов, питательного насоса и других механизмов.
Эти мощности зависят от характеристики блочного агрегата и вида топ-
лива. Мощность, требуемая при останове блока, также зависит от типа
блочного агрегата.
Исходя из возможных режимов работы резервного трансформатора
СН, мощность его обычно выбирается следующей по шкале по сравнению
с рабочим трансформатором СН.
На электростанциях с блочными агрегатами при одном или двух бло-
ках устанавливается один резервный трансформатор, а при числе блоков
от трех до шести включительно — два резервных трансформатора. При
семи и восьми блоках устанавливаются также два резервных трансфор-
матора, присоединенные как со стороны питания, так и к магистрали
резервного питания 6 кВ. Кроме них предусматривается третий резерв-
ный трансформатор на генераторное напряжение, который нормально
не присоединен, но установлен на фундаменте и готов к перекатке для
замены вышедшего из строя рабочего трансформатора какого-либо
блока.
Для питания резервных трансформаторов СН на большинстве блочных
электростанций используются распределительные устройства ПО или
11
220 кВ, а также разные секции и системы шин одного из этих напряже-
ний при отсутствии другого напряжения. На крупных блочных электро-
станциях, где вся мощность выдается на напряжениях 330 и 500 кВ,
применяется резервный трансформатор с расщепленными обмотками на
напряжение 330 кВ.
При наличии автотрансформатора связи третичная обмотка его может
быть использована для питания одного из резервных трансформато-
ров СН.
На блочных электростанциях при применении трансформаторов СН
с расщепленными обмотками используются две магистрали резервного
питания 6 кВ. При этом магистрали резервного питания секционируют-
ся выключателями через каждые два или три блока.
Схема присоединения трансформаторов СН 6/0,4 кВ предусматривает
присоединение их к сборным шинам РУСН 6 кВ через отдельные выклю-
чатели. От этих трансформаторов, работающих с заземленной нейтралью
обмотки 0,4 кВ, могут питаться одна или две секции распределитель-
ного устройства 0,4 кВ. Для секций, не допускающих длительного пере-
рыва питания, предусматривается автоматическое включение ввода пи-
тания от резервного трансформатора с помощью АВР.
На рис. 7 показана схема питания потребителей СН 0,4 кВ от рабочего
и резервного трансформаторов. Рабочий трансформатор Т1 питает две
секции шин РУСН 0,4 кВ. Такая схема применяется на электростанциях
с поперечными связями в тепловой части для каждого котла или турби-
ны, если число турбин превышает число котлов, а также на блочных
электростанциях, где число секций должно быть не менее двух для каж-
дого котла. К этим же секциям'0,4 кВ подведены вводы от резервного
трансформатора Т2. Последний, как правило, должен питаться от секции
РУСН 6 кВ, от которой не питаются резервируемые им рабочие транс-
форматоры. Резервные трансформаторы 6/0,4 кВ блочных электростан-
ций должны питаться от шин 6 кВ блоков, рабочие трансформаторы ко-
торых ими не резервируются.
Для резервирования рабочих трансформаторов СН 6/0,4 кВ для элект-
ростанций с поперечными связями, а также для секций вспомогательных
цехов всех электростанций предусматривается один резервный трансфор-
матор при числе рабочих трансформаторов равном шести и менее и два
резервных трансформатора при числе рабочих трансформаторов от семи
до двенадцати. При числе рабочих трансформаторов более двенадцати
предусматривается по одному резервному трансформатору на каждые
шесть рабочих трансформаторов СН сверх двенадцати.
На блочных электростанциях при наличии не более трех трансформа-
торов 6/0,4 кВ на блок устанавливается один резервный трансформатор
для двух блоков, а при большем числе рабочих трансформаторов на каж-
дый блок устанавливается свой резервный трансформатор 6/0,4 кВ.
Резервные трансформаторы СН 6/0,4 кВ блочных электростанций
должны обеспечивать одновременный самозапуск ответственных элект-
12
Рис. 8. Схема присоединения двух ра-
бочих трансформаторов СН 6/0,4 кВ,
резервирующих друг друга
родвигателей 0,4 кВ, от которых
зависит сохранность оборудова-
ния при исчезновении напряжения
на шинах 6 кВ, Для выполнения
этого требования принято часть
секций 0.4 кВ каждого блока
секционировать выключателями
на две полусекции. К одной из
них присоединяются ответствен-
бкВ	6 кВ
ные потребители. При длительном исчезновении напряжения на шинах
0,4 кВ работающих блоков от защиты минимального напряжения от-
ключаются секционные выключатели, после этого от АВР включаются
выключатели резервных вводов к нолусекциям с ответственными
электродвигателями. При такой схеме резервирования предотвращается
отключение резервного трансформатора 6/0,4 кВ от перегрузки, которая
могла бы возникнуть в результате подхвата им при аварийном отключе-
нии блоков полной нагрузки рабочих трансформаторов 6/0,4 кВ, кото-
рая значительно превышает мощность резервного трансформатора.
На рис, 8 приведена схема питания СН некоторых вспомогательных
цехов электростанции от двух рабочих трансформаторов 77 и Т2, при-
соединенных к отдельным секциям шин 0,4 кВ. Между секциями 0,4 кВ
установлен секционный автоматический выключатель, который нор-
мально отключен, и. следовательно, трансформаторы работают
раздельно. При повреждении в каком-либо трансформаторе после его
отключения от защиты происходит автоматическое включение от АВР
секционного автоматического выключателя, и нагрузка обесточенной
секции подключается ко второму трансформатору. Такая схема, пред-
усматривающая взаимное резервирование двух трансформаторов, на-
зывается схемой с ’’неявным” (скрытым) резервом. Мощность каждого
из трансформаторов Т1 и Т2 должна быть выбрана исходя из полной
мощности нагрузки двух секций 0,4 кВ,
2. ТИПЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, ПРИМЕНЯЕМОЙ
НА ПИТАЮЩИХ ЭЛЕМЕНТАХ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
Для защиты питающих элементов СН от внутренних повреждений, а
также от внешних КЗ на шинах распределительных устройств СН и на
элементах, питаемых от этих шин, применяются соответствующие типы
релейной защиты, реагирующей на эти повреждения и действующей
13
Рис. 9. Распределение токов в дифференциальной защите одной фазы линии:
а - внешнее КЗ; б  КЗ на линии
на отключение питающих элементов. Кроме того, на питающих элементах
СН применяются защиты от ненормальных режимов работы, например
от перегрузки, действующие на сигнал.
Релейная защита питающих элементов СН должна соответствовать
требованиям Правил устройства электроустановок (ПУЭ).
Дифференциальная токовая защита применяется на рабочих и резерв-
ных трансформаторах СН мощностью 6300 кВ • А и выше. Она исполь-
зуется в качестве основной быстродействующей защиты от всех видов
КЗ в обмотках трансформатора, на его выводах и в соединениях с шина-
ми высшего и низшего напряжений.
По принципу действия дифференциальная токовая защита не реаги-
рует на внешние КЗ и на токи нагрузки, а действует только при КЗ в
зоне защиты. Защищаемая зона ограничена трансформаторами тока
(ТТ), установленными по концам защищаемого элемента.
Для пояснения принципа действия на рис. 9 показана схема дифферен-
циальной защиты линии с односторонним питанием для одной фазы.
Защита выполнена на однотипных ТТ с одинаковыми коэффициентами
трансформации. Вторичные обмотки ТТ соединены последовательно, а
параллельно к ним подключено реле тока КА1. В нормальном режиме и
при внешних КЗ (в точке К за ТТ) первичные токи в 7И 7 и ТА2 одина-
ковы. Поэтому через реле тока КА1, включенное на разность вторичных
токов этих трансформаторов, проходит лишь незначительный ток неба-
ланса, обусловленный отличием погрешностей ТА1 и ТА2, и защита не
действует. При КЗ на линии (точка К1), в зоне защиты, ток КЗ прохо-
дит только через ТА1, поскольку линия имеет одностороннее питание.
Вторичный ток проходит в реле КА1, и защита срабатывает.
Дифференциальная защита трансформаторов имеет ряд особенностей,
отличающих ее от дифференциальной защиты других элементов (линии,
генератора и т.д., см. § 4).
14
Токовая отсечка без выдержки времени может быть применена в ка-
честве основной быстродействующей защиты на рабочих и резервных
трансформаторах СН мощностью 4000 кВ • А и менее вместо сложной
дифференциальной защиты. По условию селективности токовая отсечка
не должна срабатывать при КЗ на стороне низшего напряжения защищае-
мого трансформатора. Это условие выполняется соответствующим вы-
бором тока срабатывания токовой отсечки, который должен быть
больше тока трехфазного КЗ во вторичной обмотке трансформатора.
Токовая отсечка устанавливается со стороны обмотки высшего напря-
жения трансформатора, и в зону ее действия входят выводы этой обмот-
ки и часть обмоток трансформатора, а также соединения трансформато-
ра с шинами.
Газовая защита применяется как основная защита от витковых за-
мыканий в обмотках трансформатора и от других повреждений внутри
кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа. Она так-
же реагирует на понижение уровня масла. Зашита устанавливается на
всех рабочих и резервных трансформаторах СН с вторичным напряже-
нием 6 кВ и выполняется с помощью газового реле, поставляемого ком-
плектно с траснформатором.
При слабом газообразовании или незначительном понижении уровня
масла защита действует на сигнал. При интенсивном газообразовании,
возникающем при повреждениях внутри кожуха трансформатора, или
при значительном понижении уровня масла газовая защита действует без
выдержки времени на отключение трансформатора от источника пи-
тания.
На трансформаторах СН с устройствами регулирования напряжения
под нагрузкой (РПН) при наличии газового реле в отсеке предусматри-
вается дополнительная газовая защита, реагирующая на газообразование,
вызванное повреждениями в отсеке РПН, и действующая без выдержки
времени на отключение трансформатора от сети.
Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени
применяется на питающих элементах СН. Защита, с одной стороны, пред-
назначена для отключения питающего элемента при внешних КЗ, напри-
мер на шинах секций 6 или 0,4 кВ, и для резервирования защит и отказа
выключателей элементов, присоединенных к этим шинам. С другой
стороны, максимальная защита является также резервной защитой к
основным защитам трансформаторов СН на случай их отказа или выво-
да из действия, а на реактированных линиях 6 кВ СН — основной и един-
ственной защитой от междуфазных КЗ, так как на этих линиях быстро-
действующие защиты не применяются.
Максимальная токовая защита питающего элемента не должна сраба-
тывать не только от токов нагрузки нормального режима, но также и
от токов самозапуска присоединенных к нему электродвигателей, кото-
рые значительно превосходят номинальные токи питающих элемен-
тов СН.
15
Режим самозапуска электродвигателей возникает при исчезновении
напряжения на шинах РУСН вследствие ошибочного или самопроизволь-
ного отключения выключателей рабочего питающего элемента, а также
при отключении его от собственной защиты, от защиты шин ГРУ 6 кВ
или от защиты блока и последующем восстановлении напряжения.
Кроме того, режим самозапуска электродвигателей возникает и при
включенных питающих элементах СН в случаях КЗ во внешней сети,
сопровождаемых значительным снижением или кратковременным ис-
чезновением напряжения на шинах РУСН 6 кВ.
Устойчивая и бесперебойная работа тепловых электростанций в зна-
чительной мере зависит от возможности самозапуска асинхронных дви-
гателей механизмов СН, так как при этом не нарушается технологичес-
кий режим работы электростанции. В связи с этим режим самозапуска
электродвигателей является допустимым и обязательным на всех тепло-
вых электростанциях.
Поведение асинхронного двигателя при понижении напряжения на его
выводах характеризуется тем, что создаваемый им вращающий мо-
мент, который пропорционален квадрату напряжения, уменьшается
и становится меньше противодействующего момента механизма, при-
водимого электродвигателем. При этом частота вращения ротора умень-
шается.
Учитывая, что при скольжениях s, больших критического [12] сколь-
жения sK (при котором вращающий момент электродвигателя имеет
максимальное значение), величина сопротивления электродвигателя
Л'дв приближается к величине сопротивления электродвигателя при
неподвижном роторе Л'дв пуск, в расчетах тока самозапуска для целей
релейной защиты принимаетсяхдв = .хяв, пуск-
Чем значительней снижение напряжения и чем дольше оно продол-
жается, тем больше электродвигатели успевают затормозиться и тем
длительнее процесс самозапуска при восстановлении напряжения. Ана-
логичное явление имеет место при исчезновении напряжения на ши-
нах СН. Длительность самозапуска зависит от продолжительности пере-
рыва электропитания. Эта продолжительность определяется временем
действия устройств релейной зашиты при различных повреждениях как
на элементах главной схемы станции, так и на элементах СН, а также
временем действия устройства АВР в случае, если произошло отключе-
ние питающего элемента СН и включение резервного питания от АВР.
В соответствии с Правилами технической эксплуатации (ПТЭ) наиболь-
ший перерыв питания не должен превышать 2,5 с. Это время обеспечи-
вает удовлетворительные условия самозапуска электродвигателей СН
на мощных блоках. Следует отметить, что благодаря применению бы-
стродействующих защит перерыв питания в большинстве случаев со
ставляет не более 0,5 с. Однако при АВР с малым перерывом питания
двигатели подвергаются значительным динамическим нагрузкам и повы-
шенному износу.
16
В условиях самозапуска электродвигатели СН разворачиваются при
пониженном напряжении вследствие значительного падения напряжения
в сопротивлении питающего элемента, вызванного протеканием тока
самозапуска. При этом ток в питающем элементе может превышать но-
минальный в 3-4 раза.
Самозапуск электродвигателей обеспечивается при определенном зна-
чении напряжения на шинах СН, называемом остаточным напряжением.
На основании испытаний и опыта эксплуатации остаточное напряжение
должно быть не менее 55—65% номинального напряжения. При таких
остаточных напряжениях продолжительность самозапуска электродвига-
телей не превышает 30—35 с, что по условиям нагрева электродвигате-
лей допустимо.
Следует отметить, что для современных тепловых электростанций
с мощными блоками 160—800 МВт допустимая длительность самозапус-
ка определяется не только опасностью повреждения двигателей из-за
перегрева большими токами, но и в первую очередь опасностью наруше-
ния технологического режима работы блочного агрегата. Для таких
электростанций наибольшая допустимая длительность режима самоза-
пуска принимается равной 15-20 с.
Для уменьшения тока самозапуска и получения допустимого остаточ-
ного напряжения на шинах СН, как правило, в самозапуске участвуют
только электродвигатели ответственных механизмов.
Самозапуск электродвигателей может быть обеспечен только в том
случае, если при самозапуске не произойдет отключение питающего
элемента СН при действии его защиты от внешних КЗ (максимальной
или дистанционной). Наибольший ток из сети при самозапуске потреб-
ляют полностью заторможенные двигатели. Этот режим принимается в
качестве расчетного при выборе типа максимальной токовой защиты
питающего элемента и расчете дистанционной защиты.
Максимальная токовая защита отстраивается от тока самозапуска
электродвигателей. Отстройка означает, что ток срабатывания должен
быть больше тока самозапуска, проходящего через трансформаторы
тока защиты. В этом случае защита не подействует при самозапуске.
Если при таком токе срабатывания рассматриваемая защита обладает не-
обходимой чувствительностью, то она выполняется без пуска по напря-
жению. Если чувствительность защиты недостаточна, она может быть
выполнена с пуском по напряжению. В таком виде защита может дей-
ствовать только при одновременном срабатывании реле тока и реле на-
пряжения, что имеет место только при КЗ.
Для того чтобы максимальная токовая защита с пуском по напряже-
нию не срабатывала при самозапуске электродвигателей, напряжение
срабатывания защиты должно быть отстроено от остаточного напряжения
при самозапуске, т.е. должно быть меньше этого остаточного напряже-
ния. В этом случае реле минимального напряжения не замкнет своих
контактов, и, следовательно, защита не подействует на отключение пи-
17
2-6701
Рис. 10. Векторная диаграмма токов и напряжений и изображения в комплексной
плоскости сопротивлений:
а — векторная диаграмма тока и напряжения, подводимых к реле сопротивле-
ния; б - характеристика срабатывания реле полного сопротивления; в - сопротив-
ление на зажимах реле
тающего элемента СН, если даже контакты реле тока будут замкнуты
при самозапуске.
Дистанционная защита применяется на рабочих и резервных транс-
форматорах, питающих шины 6 кВ. Основным элементом дистанционной
защиты является дистанционный орган (или омметр), определяющий
удаленность (дистанцию) КЗ от места включения защиты. В качестве
дистанционного органа используются реле минимального сопротивления,
включенные по 90-градусной схеме на междуфазное напряжение и раз-
ность фазных токов, реагирующие на сопротивление, пропорциональное
расстоянию от шин 6 кВ до места КЗ на защищаемом присоединении.
Сопротивление от места установки реле до места КЗ пропорциональ-
но длине этого участка, так как
=/уд/л,
где Zn — сопротивление участка кабельной линии длиной /я; 7уд —
удельное сопротивление на 1 км линии.
В защите может быть применено ненаправленное реле полного со-
противления. Сопротивление Z является комплексной величиной, поэто-
му характеристика срабатывания реле изображена в комплексной плос-
кости в осях ]'х, г (рис. 10, б). По оси вещественных величин откла-
дываются активные сопротивления г, а по оси мнимых величин / рас-
полагаются реактивные сопротивления х. Полное сопротивление на
зажимах реле Zp = (/р//р может быть выражено через активные и реак-
тивные составляющие в виде комплексного числа Zp = гр +/хр и изобра-
жено в осях г, х вектором с координатами гр ихр. Величина этого векто-
ра характеризуется модулем |Zp| -	+ х^ ,а направление - углом
который определяется соотношением между хр и rp (tg</?p =хр/гр).
18
Из рис. 10,о видно, что угол равен углу сдвига фаз между векторами
тока /р и напряжения Up. Вектор/р предполагаем как бы закрепленным
по оси +г. Угол <р отсчитывается от оси +г в направлении, противопо-
ложном движению часовой стрелки. Напряжение Up совпадает по на-
правлению с вектором Zp. Защищаемая линия, имеющая активно-индук-
тивное сопротивление, изображается в первом квадранте плоскости со-
противлений (если Up представляет собой падение напряжения в линии
от тока /р) вектором Z;I при условии, что каждая точка линии характе-
ризуется определенными сопротивлениями гп ихл. Начало защищаемой
линии, где установлена рассматриваемая защита, располагается при этом
в начале координат. Характеристика срабатывания реле сопротивления
представляет собой геометрическое место точек, удовлетворяющих ус-
ловию Zp = Zc р. Заштрихованная часть характеристики, где Zp <
< Zc> р, соответствует области срабатывания реле. При Zp > Zc>p
реле не работает. Характеристикой ненаправленного реле полного
сопротивления является окружность с центром в начале координат
(рис. 10,6):
Zc, р = К = const,
где К — постоянная величина.
Значения сопротивления срабатывания не зависят от угла между
Ц, и7р.
Применяемая для защиты трансформаторов СН одноступенчатая
дистанционная защита выполняется с помощью блок-реле, состоящего из
трех дистанционных органов, и обеспечивает необходимую чувствитель-
ноть к КЗ за кабелями, отходящими от секций 6 кВ СН, когда в цепи
КЗ преобладает активное сопротивление; Предотвратить излишнее сра-
батывание защиты при обрыве цепей напряжения можно одним из сле-
дующих способов:
а)	выполнить токовый пуск дистанционной защиты. При этом защита
сработает только при одновременном замыкании контактов токового
реле и реле сопротивления. При неисправности в цепях напряжения и
срабатывании дистанционного органа защита в целом не подействует,
но будет подан сигнал о неисправности цепей напряжения защиты;
б)	выполнить блокировку защиты при обрыве цепей напряжения с по-
мощью устройства блокировки типа КРБ-12. Это можно осуществить
только при установке в шкафах КРУ 6 кВ трансформаторов напряжения
с дополнительной вторичной обмоткой, соединенной в треугольник, у
которой выведены зажимы Н, К, U. Если же трансформаторы не имеют
указанной обмотки (например, схема с двумя однофазными TH), то для
блокировки используются последовательно включенные контакты
автоматического выключателя, и выкатной тележки трансформатора
напряжения. Предпочтительным является способ а).
Защита от перегрузки предназначена для сигнализации симметричных
перегрузок и применяется на всех рабочих и резервных трансформато-
19
pax CH, поскольку в ряде случаев на них возможны режимы перегрузок.
На реактированных линиях СН защита от перегрузки не устанавли-
вается, так как по режиму работы на них невозможны длительные си-
стематические нагрузки, а возникающая в редких случаях кратковре-
менная нагрузка для них не опасна.
Защита от однофазных замыканий на землю применяется на реакти-
рованных линиях 6 кВ, а также на стороне 6 кВ трансформаторов
6/0,4 кВ СН. Этот вид повреждения является наиболее распространен-
ным для кабельной сети. Причинами его возникновения являются элект-
рические и механические повреждения изоляции кабеля и повреждения,
в кабельных муфтах, а также при монтаже и прокладке кабелей. Токи,
возникающие при однофазных замыканиях на землю, зависят от режима
заземления нейтралей генераторов и трансформаторов в сети, от которой
питаются реактированные линии или трансформаторы. В СССР сети
3—35 кВ, как правило, работают с изолированной нейтралью. В этих се-
тях при металлическом замыкании одной фазы на землю напряжение
поврежденной фазы относительно земли становится равным нулю, а
напряжения неповрежденных фаз относительно земли повышаются до
междуфазного (линейного). Возникающий в месте повреждения ток на
какой-либо фазе замыкается через емкость двух других неповрежден-
ных фаз относительно земли. Поэтому ток замыкания на землю в сети
с изолированной нейтралью является емкостным током и величина его
определяется напряжением и емкостью (протяженностью) кабельной
сети. Так как междуфазные напряжения в этом режиме не изменяются,
нормальная работа потребителей не нарушается.
В соответствии с ПТЭ допускается работа сети 6 кВ с замыканием на
землю в течение не более 2 ч. В связи с этим можно не отключать повреж-
денное присоединение в течение 2 ч. Достаточно, чтобы установленная
на нем защита от замыканий на землю действовала на сигнал.
Однако в дальнейшем с целью уменьшения повреждаемости электро-
двигателей СН при замыканиях на землю в сети 6 кВ Главтехуправление
Минэнерго СССР рекомендует предусматривать работу сети 6 кВ СН,
не связанной гальванически с другими сетями, с нейтралью, частично
заземленной в одной точке. Частичное заземление нейтрали может быть
выполнено с помощью активного резистора, включенного между зазем-
ляющим контуром и нейтралью обмозки 6 кВ дополнительного транс-
форматора со схемой соединения обмоток Ун/Д. При этом на каждом
элементе, присоединенном к сети 6 кВ, должна быть установлена релей-
ная защита нулевой последовательности с действием на отключение это-
го присоединения.
При токах замыканий на землю в сети 6 кВ более 30 А, а в сети 10 кВ
более 20 А в целях обеспечения бесперебойности питания потребителей
в сетях 6-10 кВ ПУЭ предусматривается компенсация емкостных токов
при помощи дугогасящих аппаратов для обеспечения гашения дуги в
месте повреждения.
20
Для компенсации используется заземляющий дугогасящий реактор,
^представляющий собой регулируемую индуктивность, которая уста-
навливается в цепи заземления нейтрали 6 кВ специального трансформа-
тора, присоединенного к сборным шинам генераторного напряжения.
Защитное действие катушки заключается в уменьшении тока замыкания
на землю в связи с наложением на емкостный ток сети сдвинутого на
180° по отношению к нему индуктивного тока, потребляемого реак-
тором.
При применении компенсации емкостных токов ток через место по-
-вреждения может быть уменьшен до минимального значения. Кроме
Того, компенсация обеспечивает надежное дугогашение.
В сетях с компенсированной нейтралью так же, как в сетях с изоли-
рованной нейтралью, при замыканиях на землю напряжения неповреж-
денных фаз возрастают до междуфазных, а междуфазные напряжения
между всеми фазами не изменяются, чем и обеспечивается нормальный
режим питания потребителей. В соответствии с ПУЭ защита от замыка-
ний на землю в этих сетях выполняется с действием на сигнал.
На трансформаторах СН 10/6 кВ со стороны высшего напряжения за-
щита от замыканий на землю не устанавливается, так как повреждения
В малопротяженных кабелях 10 кВ, соединяющих трансформатор с
, ГРУ Ю кВ, весьма редки и их легко выявить по сигнализации и по при-
борам контроля изоляции 10 кВ. Аналогично определяется замыкание
На землю в кабеле 6 кВ трансформатора, питающегося от ГРУ 6 кВ.
Дифференциальная токовая защита магистрали резервного питания
у6 кВ применяется с целью убыстрения ликвидации повреждений на ма-
гистрали резервного питания. При отсутствии дифференциальной защиты
ликвидация повреждений на магистрали производится защитой, уста-
новленной на вводе обмотки низшего напряжения резервного трансфор-
'Матора, со временем, отстроенным от времени действия защиты на вво-
де резервного питания к рабочей секции 6 кВ СН.
• Рекомендуется применение этой защиты при мощности резервных
трансформаторов 40, 63 МВ - А. При выполнении магистрали резервного
питания шинопроводом чувствительность защиты, установленной на сто-
роне низшего напряжения резервного трансформатора меньшей мощ-
' кости, может оказаться недостаточной, тогда и в этих случаях рекомен-
дуется применение дифференциальной защиты. Защита выполняется от-
дельно для каждой секции магистрали и подключается к трансформато-
рам тока на вводах от резервного трансформатора к магистрали, на
вводах резервного питания к блочным секциям 6 кВ, а также в ячейке
секционного выключателя. Возможны два варианта схемы дифферен-
циальной защиты магистрали: первый — трансформаторы тока, к кото-
рым подключена защита, имеют одинаковые коэффициенты трансформа-
ции, второй они имеют разные коэффициенты трансформации. Тре-
буемое во втором случае выравнивание токов плеч защиты осуществ-
ляется путем подбора соответствующего числа витков обмоток насы-
щающегося трансформатора реле.
Дуговая защита выполняется во всех шкафах КРУ 6 кВ с целью сни-
жения объема повреждений при КЗ с открытой электрической дугой
внутри ячейки. Для дуговой защиты могут использоваться контакты
конечных выключателей, установленных в шкафах и связанных с поло-
жением откидной крышки, являющейся разгрузочным клапаном. При
возникновении дуги повышается давление газов внутри шкафа, что вы-
зывает откидывание крышки. При нормальном, закрытом положении
крышки контакт конечного выключателя разомкнут. Дуговая защита
должна быть выполнена с контролем тока КЗ в цепи питания защищае-
мой секции.
Устройство резервирования отказа выключателей 6 кВ трансформа-
торов 6/0,4 кВ СН предусматривается для всех трансформаторов
6/0,4 кВ в связи с тем, что при КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора
защита вводов питания секции 6 кВ, к которой присоединен защи-
щаемый трансформатор, не обладает достаточной чувствительностью.
3. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА РЕАКТИРОВАННЫХ ЛИНИЙ 6 кВ СН
В соответствии с ПУЭ на реактированных линиях 6 кВ должна быть
установлена защита от многофазных КЗ. В качестве такой защиты
применяется максимальная токовая защита без пуска или с пуском по
напряжению. Быстродействующая защита в виде дифференциальной за-
щиты или токовой отсечки на реактированных линиях не применяется
в связи с особенностями оборудования и присоединений линий.
При принятой на современных тепловых электростанциях компонов-
ке оборудования в распределительном устройстве 6—10 кВ генераторно-
го напряжения на реактированных линиях выключатели устанавливают-
ся после реактора в ячейках комплектного распределительного устрой-
ства (КРУ). В этих же ячейках располагаются и трансформаторы тока
защиты и измерительные трансформаторы тока линий. В связи с этим
в зону действия защиты такой реактированной линии не входит реактор,
поскольку линия имеет одностороннее питание. Защита действует только
при КЗ за реактором, которые допустимо отключать с выдержкой
времени 1—2 с.
Повреждения до реактора и в реакторе ликвидируются защитой шин
генераторного напряжения, к которым присоединена реактированная
линия СН. Защита шин при этих повреждениях действует на отключение
всех питающих элементов, присоединенных к системе шин (генерато-
ров, трансформаторов связи, секционных и шиносоединительных вы-
ключателей) , а также на отключение выключателя линии СН для уско-
рения включения от АВР вводов резервного питания СН (см. § 6).
Защита шин 6 кВ генераторного напряжения используется также для
резервирования отказа защиты или выключателя реактированной линии
и действует на обесточение шин 6 кВ, так как в указанных случаях толь-
ко таким способом возможна ликвидация повреждений на линии.
22
В схеме защиты шин 6 кВ функции резервирования защит реактирован-
ных линий выполняет поэлементная максимальная токовая защита
[1,2, 10]. Эта защита устанавливается на каждом элементе — на каждой
реактированной линии — и подключается к трансформаторам тока ли-
нии, устанавливаемым до реактора. Защита действует с выдержкой
времени на отключение всех питающих элементов соответствующей си-
стемы шин 6 кВ.
На реактированных линиях СН, присоединенных ответвлением к бло-
ку без выключателя до реактора, для защиты от междуфазных КЗ на
линии предусматривается также максимальная токовая защита. Для от-
ключения повреждений в реакторе используется дифференциальная то-
ковая защита блока (или трансформатора блока), действующая на отклю-
чение блока. Реактор линии может полностью войти в зону действия
дифференциальной защиты блока, если защита присоединена к ТТ,
установленным после реактора.
Если же дифференциальная защита блока отстроена от токов КЗ за
реактором и не действует, следовательно, при КЗ в системе СН, то для
 нее не требуется устанавливать ТТ за реактором линии. В этом случае
jj зону действия дифференциальной защиты блока входит часть витков
реактора, а все повреждения в остальной его части и на линии отклю-
чаются с выдержкой времени от максимальной токовой защиты линии.
Аналогично выполняется схема релейной защиты реактированной ли-
нии СН, присоединенной к трансформатору связи без выключателя
до реактора, на станциях с одиночной системой шин 6 кВ генераторного
напряжения. Повреждения в реакторе такой линии ликвидируются диф-
ференциальной токовой защитой трансформатора связи. Максимальная
токовая зашита реактированной линии выполняет также функции ре-
зервной защиты при повреждениях в питаемой ею сети 6 кВ СН.
Максимальная зашита выполняется на двух фазах, так как реактиро-
ванные линии питаются от сети с изолированной или компенсированной
нейтралью, в которых возможны только междуфазные КЗ. Трансформа-
торы тока защиты соединяются в неполную звезду.
Следует отметить, что непременным условием является установка
трансформаторов тока максимальной защиты по всей сети СН 6 кВ, как
и в любой сети с изолированной или компенсированной нейтралью,
на одноименных фазах А и С. Это необходимо во избежание отключения
питающего элемента СН при двойных замыканиях на землю.
На реактированных линиях СН кроме междуфазных КЗ возможны
и однофазные замыкания на землю. Этот вид повреждения, как указа-
но выше, не требует автоматического отключения линии. Однако весьма
желательно, чтобы такое повреждение было быстро, точно и своевремен-
но обнаружено дежурным персоналом станции в начальной стадии воз-
никновения. Это позволит при наличии резервной линии в случае по-
вреждения на рабочей линии отключить ее и обеспечить надежное пита-
ние СН от резервного питающего элемента. Поэтому на реактированных
23
линиях в соответствии с ПУЭ предусматривается защита от замыканий
на землю с действием на сигнал. Защита выполняется для реактирован-
ных линий, питающихся от сети 6 кВ с компенсированной нейтралью.
Для защиты используется устройство сигнализации замыканий на зем-
лю типа УСЗ-2/2, устанавливаемое на каждой линии. Работа этого устрой-
ства основана на замере уровней высших гармоник, содержащихся в
токе нулевой последовательности при однофазных замыканиях на зем-
лю. На поврежденной фазе поврежденного присоединения ток нулевой
последовательности содержит сумму высших гармоник токов нулевой
последовательности, протекающих во всех неповрежденных присоеди-
нениях. Поэтому уровень высших гармоник поврежденного присоеди-
нения всегда является наибольшим и значительно превышает уровень
высших гармоник любого неповрежденного присоединения. Эта особен-
ность позволяет с помощью устройства УСЗ-2/2 определить достаточно
быстро и селективно поврежденное присоединение, так как только на
нем подействует на сигнал устройство УСЗ-2/2.
С помощью этого устройства возможно фиксировать непродолжитель-
ные замыкания на землю (длительностью 40 мс и более), которые сви-
детельствуют о наметившемся ухудшении уровня изоляции.
Устройство УСЗ-2/2 по принципу действия позволяет определить
место однофазного замыкания на землю как в компенсированной сети
даже при полной компенсации емкостного тока, так и в сети с изо-
лированной нейтралью. Однако для сетей с изолированной нейтралью
устройство УСЗ-2/2 не применяется, так как при малых токах надежная
работа этого устройства не обеспечивается.
В сетях с изолированной нейтралью применяется защита с использо-
ванием чувствительного реле тока типа РТЗ-51 (см. § 5).
Устройство УСЗ-2/2 присоединяется к ТТ нулевой последовательно-
сти типа ТЗЛ или ТЗЛМ, представляющим собой кабельные ТТ с коль-
цевым магнитопроводом. Число ТЗЛ (ТЗЛМ) , устанавливаемых на ли-
нии, определяется числом параллельно соединенных силовых кабелей
реактированной линии; на каждом из этих кабелей устанавливается от-
дельный ТТ нулевой последовательности, что позволяет защите действо-
вать при замыкании на землю в любом из них. Вторичные обмотки ТЗЛ
(ТЗЛМ), к которым подключается устройство УСЗ-2/2, соединяются по
различным схемам в зависимости от числа ТТ. Схема выполнения защи-
ты от замыканий на землю с устройством УСЗ-2/2 при различном числе
ТТ на линии приведена на рис. 11.
В нормальном режиме работы реактированной линии, а также при
междуфазных КЗ на линии, не связанных с землей, в магнитопроводе
ТЗЛ (ТЗЛМ) магнитный поток отсутствует, так как сумма токов, про-
ходящих через его сердечник, равна нулю. При замыкании на землю ток
повреждения, содержащий сумму высших гармоник тока нулевой по-
следовательности, проходит по поврежденной фазе, вследствие этого
появляется магнитный поток в сердечнике ТЗЛ (ТЗЛМ), во вторичной
его обмотке индуктируется ЭДС и срабатывает устройство УСЗ-2/2.
24
Рис. 11. Схема защиты от замыканий на землю с устройством УСЗ-2/2:
а — схема включения устройства УСЗ-2/2 и блока питания БПН-11/1; б — под-
ключение устройства УСЗ-2/2 к трансформаторам тока нулевой последовательно-
сти, установленным на защищаемом присоединении
Для предотвращения неправильной работы сигнализации от токов, про-
ходящих по броне и свинцовой оболочке кабеля при замыкании на зем-
лю на другом кабеле, воронка кабеля изолируется от земли и зазем-
ляющий провод пропускается через окно ТЗЛ (ТЗЛМ).
25
Выпускаемое в настоящее время устройство УСЗ-2/2 выполнено на
номинальное напряжение постоянного тока ПО В. Оно может питаться
либо от аккумуляторной батареи напряжением ПО В, либо от блока
питания типа БПН-11/1. Блок питания БПН-11/1 присоединяется к транс-
форматору напряжения (TH) шин ГРУ 6 кВ или РУСН 6 кВ и подает вы-
прямленное напряжение ПО В к устройствам УСЗ-2/2. Блок рассчитан
на питание восьми таких устройств.
Ниже'рассмотрены схемы за-
щиты реактированных линий СН,
применяемые на современных
электростанциях. Защиты вы-
полнены на оперативном посто-
янном токе 220 В.
Схема защиты рабочей линии,
присоединенной к сборным ши-
нам генераторного напряжения
6 кВ, приведена на рис. 12. На
линии, питающей секцию шин
6 кВ РУСН, установлена мак-
симальная токовая защита. По-
вреждения в реакторе и на участ-
ках линий от реактора до транс-
форматоров тока ТА1 и ТА2
ликвидируются защитой шин ге-
нераторного напряжения 6 кВ.
На линии установлена также за-
щита от замыканий на землю.
Рис. 12. Схема зашиты рабочей линии
СН6 кВ:
а - цепи переменного тока; б -
цепи постоянного тока: АКН1 - реле
УСЗ-2/2; КА1, КА2 - реле тока
PT-40 (PT-140); КН1, КНЗ - реле
указательные РУ-21/0,025 (РЭУ11-20-
85842); КН2 - реле указательное
РУ-21/220 (РЭУ 1 1-20-75152);
KL1-KL3 - реле промежуточные
РП-23 (РП-16); КТ1 - реле вре-
мени РВ-124 (РВ-01. 3 с); Rl, R2 -
резисторы 3900 Ом (3000 Ом) типа
ПЭВ-25
к шинам генераторного
26
Максимальная токовая защита выполнена с помощью двух реле тока
КА1 и КА2 и реле времени КТ1 и действует с выдержкой времени через
выходное промежуточное реле KL2 на отключение выключателей Q1
hQ2.
Защита от замыканий на землю выполняется с помощью устройства
УСЗ-2/2. Оно условно подключено к одному ТЗЛМ. В схеме предусмот-
рено отключение выключателя линии от защиты шин 6 кВ, к которым
От пускового органа минимального
напряжения устройства АВР
KL1
— 2
KL3
R2
Число цепей по числу
выключателей отходящих
присоединений секции ВА1
От контактов реле} контролирующего
наличие тока в цепи ввода резервного
г питания секции ВА1
КН2
о----
Максимальная токовая защита	е: У си J5
Сигнализация замыкания на землю	Цепи оперативного постоянного тока и Ь
На отключение выключателя G1	
На отключение выключателя 02	
Дуговая защита	
На сигнал „ Указатель реле не поднят “	Цепи сигнализации
На сигнал „ Земля в сети 6кВ“	
27
присоединен реактор линии. Такое отключение необходимо для ускоре-
ния включения ввода резервного питания СН 6 кВ от АВР, так как схе-
ма АВР выполняется так, что автоматическое включение вводов резерв-
ного питания происходит только после отключения выключателей рабо-
чей линии (см. § 6).
Для обеспечения действия устройства АВР в случае исчезновения на-
пряжения на шинах 6 кВ РУСН (например, при обесточении шин ГРУ
6 кВ в результате отключения генераторов и других питающих элемен-
тов) предусмотрено отключение выключателя Q2 от пускового органа
минимального напряжения АВР, реагирующего на отсутствие напряже-
ния на шинах секций 6 кВ РУСН.
Дуговая защита выполняется с помощью конечных выключателей,
связанных с положением откидных крышек шкафов КРУ выключателя
Q2 линии, а также выключателей всех присоединений к секции ВА1,
в том числе и выключателя ввода резервного питания на секцию ВА1.
При замыкании контактов любого из этих конечных выключателей с
контролем тока КЗ в цепи питания защищаемой секции защита дейст-
вует без выдержки времени на отключение линии (на отключение
Q1 и Q2).
Зашита рабочей реактированной линии 6 кВ, присоединенной ответ-
влением к блоку (см. рис. 3). При этом трансформаторы тока, установ-
ленные после реактора и предназначенные для дифференциальной защи-
ты блока, предусматриваются в том случае, когда дифференциальная
защита блока не может быть отстроена от токов коротких замыканий
на шинах 6 кВ, так как она не обеспечит необходимой чувствительности
при повреждениях в блоке. При присоединении указанных ТТ к диффе-
ренциальной защите блока последняя не подействует при повреждениях
за ними, так как эти повреждения оказываются вне зоны действия
защиты.
Если дифференциальная защита блока может быть отстроена от КЗ
за реактором, присоединение ее к указанным ТТ не производится.
Схема защиты резервной линии, присоединенной к сборным шинам
генераторного напряжения (см. рис. 1), показана на рис. 13. Линия
подключена к магистрали резервного питания СН 6 кВ, от которой
отходят вводы резервного питания к секциям шин 6 кВ РУСН, нормаль-
но питающимся от рабочих линий собственных нужд.
На каждом вводе резервного питания устанавливается максимальная
токовая защита, предназначенная для отключения повреждений на ши-
нах соответствующей секции 6 кВ и для резервирования защит и выклю-
чателей элементов, питаемых от этих шин. В некоторых случаях эта
защита выполняется с пуском по напряжению.
На рис. 13 приведена схема защиты ввода резервного питания к сек-
ции ВА1 6 кВ РУСН. Она выполнена с помощью двух реле тока /С45
и КА4 и действует через реле времени КТ2 на отключение выключате-
ля Q2. Аналогично выполняется защита и на других вводах резервного
питания к другим секциям 6 кВ.
28
К шинам генераторного напряжения 6кВ
а)
Рис. 13. Схема зашиты резервной линии СН, присоединенной к шинам генераторно-
го напряжения:
а - цепи переменного тока; б - цепи постоянного тока; АКН1 - реле УСЗ-2/2;
KAI—KA4 - реле тока PT-40 (PT-140); КН1, КНЗ, КН4 - реле указательные
РУ-21/0,5 (РЭУ 11-20-85082); КН2 - реле указательное РУ-21/220 (РЭУ 11-20-
75152); KL1, KL2 - реле промежуточные РП-23 (РП-16) ; КТ1, КТ2 - реле време-
ни РВ-114 (РВ-01, 1 с); К11 - реле напряжения РН-53/60Д (РН-153/60Д);
KVZ1 — фильтр-реле напряжения обратной последовательности РНФ-1М
+1
-1
KV1
км
KL1
КА1
~КА2
КТ1
Максимальная токоВая
защита с пуском
напряжения
КП
КН1
На отключение
Выключателя 01
От защиты шин б кВ
АКН1
КН2
Сигнализация замыкания
на землю
+2 КАЗ
КТ2
—2
КА4
КТ2
KSP2
KL2 О
KL2
КПЗ
HL2
KSP ।
—Число цепей по числ
KSP
[Выключателей отходя-
щих присоединений
1 секции. ВА1
От контакта^ реле, контроли
наличие тока
чего
ле, контролирующего
б цепи обода раоо-
питания
Максимальная токоВая
защита
На отключение
Выключателя 02
Дугобая
защита
11
Рис. 13, б
б)
На сигнал,, Указатель
реле не поднят 11
На сигнал „Земля В
сети б кВ
В схему защиты шин
генераторного
напряжения
На сигнал „ Указатель
реле не поднят "
На линии со стороны питания установлена максимальная токовая
защита с пуском по напряжению. В таком исполнении защита дей-
ствует только при КЗ, когда одновременно срабатывают органы тока
30
и напряжения защиты. Защита не срабатывает от токов самозапуска
электродвигателей, так как пуск по напряжению в этом режиме не дей-
ствует. Для защиты используются реле тока КА1 и КА2, реле времени
КТ1 и орган напряжения, состоящий из реле напряжения KVZ1 и KV1.
Цепи напряжения зашиты подключены к TH, установленному на маги-
страли резервного питания.
Для защиты применен комбинированный пуск по напряжению, осуще-
ствляемый с помощью фильтр-реле напряжения обратной последова-
тельности KVZ1 типа РНФ-1М, реагирующего на несимметрию между-
фазных напряжений и предназначенного для действия при двух-
фазных КЗ, и реле минимального напряжения KV1 типа РН-153/6ОД,
включенного на междуфазное напряжение, для действия при трехфаз-
ных КЗ.
Через замкнутый контакт реле KVZ1 напряжение фазы а поступает
на обмотку реле напряжения К VI, включенного на напряжение фаз
а и Ь. В нормальном режиме и в режиме самозапуска контакты реле
KVZ1 замкнуты, а контакты реле KV1, якорь которого подтянут,
разомкнуты. Поэтому промежуточное реле KL1 находится в обесточен-
ном состоянии и постоянный ток +1 не подается на контакты реле тока
защиты.
При двухфазном КЗ на линии или в сети 6 кВ СН понижается напря-
ние между поврежденными фазами, вследствие этого нарушается
симметрия междуфазных напряжений и на выходе фильтр-реле
РНФ-1М появляется напряжение обратной последовательности, реле сра-
батывает и разрывает цепь напряжения обмотки реле KV1. Якорь по-
следнего отпадает и замыкает контакты в цепи катушки промежуточно-
го реле K.L1, которое подает +1 на контакты токовых реле.
При трехфазном КЗ на линии или в сети 6 кВ СН симметрия линейных
напряжений не нарушается и реле KVZ1 не срабатывает. Реле же KV1
вследствие понижения напряжения при КЗ замыкает свои контакты,
приводя в действие промежуточное реле KL1, контакты которого по-
дают постоянный ток на реле тока защиты.
Защита с комбинированным пуском по напряжению обладает повы-
шенной чувствительностью не только к двухфазным, но и к трехфаз-
яым КЗ, поскольку в первый момент трехфазного КЗ, когда все три
фазы в месте повреждения не успевают одновременно замкнуться, крат-
ковременно появляется напряжение обратной последовательности.
Это приводит к кратковременному срабатыванию фильтр-реле на-
пряжения обратной последовательности KVZ1, которое размыкает свой
контакт в цепи обмотки реле минимального напряжения KV1, что
обеспечивает действие защиты, даже если напряжение на реле при КЗ
окажется несколько выше напряжения срабатывания (но не более на-
пряжения возврата) реле.
В схеме защиты предусмотрено шунтирование контактов реле KL1.
Зашита действует с выдержкой времени на отключение выключателя
31
линии Q1. Предусмотрено отключение выключателя Q1 также от защиты
шин 6 кВ для предотвращения возможности подачи напряжения на
поврежденную систему шин ГРУ 6 кВ при операциях по восстановлению
питания СН.
Орган пуска по напряжению используется также для поэлементной
максимальной токовой защиты шин, установленной на данной линии,
для повышения ее чувствительности к повреждениям за реактором.
На линии предусмотрена также защита от замыканий на землю с
использованием устройства УСЗ-2/2.
Защита резервной линии СН, присоединенной ответвлением к транс-
форматору связи, выполняется в основном по схеме на рис. 13. Однако
максимальная токовая защита со стороны питания (она может быть
выполнена без пуска или с пуском по напряжению) включается на ТТ,
установленные до реактора. Защита действует с первой выдержкой вре-
мени на отключение выключателя линии и со второй на отключение
трансформатора связи для резервирования отказа выключателя линии
при повреждениях на ней. Кроме того, предусматривается отключение
линии от защит трансформатора связи.
4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ,
ПИТАЮЩИХ РУСН 6 кВ
На рабочих и резервных трансформаторах СН, питающих потребите-
лей РУСН 6 кВ, основными быстродействующими защитами являются
дифференциальная защита, токовая отсечка и газовая защита, резерв-
ными — максимальная токовая защита или дистанционная защита.
Дифференциальная защита трансформатора основана на принципе,
показанном на схеме рис. 9. Однако следует иметь в виду, что в диф-
ференциальной защите трансформатора ток небаланса больше, чем в диф-
ференциальной защите линии, на величину тока намагничивания, про-
ходящего только через один комплект ТТ со стороны питания. В нор-
мальном режиме и при КЗ ток намагничивания незначителен (обычно
не превышает 3—5% номинального тока трансформатора) и может не
приниматься во внимание. Однако при включении трансформатора под
напряжение или при восстановлении напряжения на трансформаторе
после отключения КЗ во внешней сети возникает быстро затухающий
(в течение 0,7-1 с) бросок тока намагничивания, который в 8-10 раз
превышает номинальный ток трансформатора. От этих бросков тока
намагничивания дифференциальная защита трансформатора должна быть
отстроена.
Кроме того, непосредственное сравнение вторичных токов в диффе-
ренциальной защите трансформатора невозможно ввиду их неравенства
в условиях нормальной работы и при внешних КЗ. Это объясняется тем.
что для трансформатора, у которого номинальные токи в обмотках
32
Рис. 14. Принципиальная схема включения реле РНТ-565 (для одной фазы) в схе-
ме дифференциальной зашиты трансформатора
высшего и низшего напряжений не равны по значению, практически
невозможно выбрать по шкале номинальных токов выпускаемых заво-
дами-трансформаторов тока такие ТТ, при которых вторичные токи в
плечах дифференциальной защиты были бы одинаковыми. Надо отме-
тить,* что конструктивное исполнение трансформаторов тока на стороне
высшего и низшего напряжения также обычно различно, что обуслов-
ливаетразличные их характеристики и погрешности.
В связи с этим во избежание значительного возрастания токов не-
баланса необходимо выравнивать вторичные токи защиты. Выравнива-
ние вторичных токов в дифференциальной защите трансформатора мо-
жет производиться с помощью автотрансформаторов тока. Компенса-
ция* неравенства вторичных токов может осуществляться также в диф-
ференциальных реле типа РНТ-565 и РНТ-566/2, применяемых в настоя-
щее время на многих электростанциях.
На рис. 14 показана принципиальная схема дифференциальной защиты
трансформатора с реле РНТ-565 для одной фазы. Это реле состоит из
быстронасыщающегося трансформатора (БНТ) и электромагнитного
токового реле КА1 типа РТ-40.
Основное назначение трансформатора БНТ — ограничивать ток в реле
КА1 при бросках апериодической составляющей тока намагничивания
защищаемого трансформатора и при появлении больших небалансов
тока в дифференциальной защите из-за значительных погрешностей ТТ,
возникающих в начальный момент КЗ.
3-6701
33
Уравнительные обмотки Wjyp и и'2Ур используются для компенсации
неравенства вторичных токов в схеме дифференциальной защиты двух-
обмоточного трансформатора. Рабочая обмотка и р используется вместе
с уравнительными обмотками в дифференциальной защите трехобмо-
точного, трансформатора. Вторичная обмотка wBT предназначена для пи-
тания исполнительного органа реле КА1. Короткозамкнутая обмотка с
включенным в ее цепь резистором Ак предназначена для улучшения от-
стройки реле от бросков тока намагничивания и токов небаланса при
возникновении внешних КЗ.
Минимальная магнитодвижущая сила срабатывания реле, равная
A - Iw = 100 А, может достигаться изменением сопротивления резистора
, шунтирующего реле КА1.
В нормальном режиме и при внешнем КЗ в обмотках vvjyp и н’2ур
проходят токи от трансформаторов тока ТА1 и ТА2, создающие проти-
водействующие МДС Fj = и F2 = /2w2. Для того чтобы реле не
работало, необходимо, чтобы эти МДС были равны друг другу. Это
обеспечивается подбором витков и w2, соответствующих величинам
вторичных токов Ц и /2, этим и компенсируется неравенство
этих токов.
В реальных условиях в нормальном режиме и при внешних КЗ маг-
нитный поток в БНТ не равен нулю, однако величина его не достаточна
для срабатывания реле. При КЗ в зоне защиты в связи с питанием места
КЗ только со стороны высшего напряжения трансформатора (подпитка
от электродвигателей СН не учитывается) в БНТ возникает только одна
магнитодвижущая'сила Fit создающая ток в реле КА1, в результате
этого оно срабатывает.
Для трансформаторов, у которых дифференциальная защита вклю-
чается на ТТ с номинальным вторичным током 5 А, применяются реле
тока РНТ-565. При вторичных токах 1 А на стороне высшего напряжения
применяются реле типа РНТ-566 или РНТ-566/2.
Дифференциальная защита трансформаторов СН до 16 МВ  А вклю-
чительно со схемой и группой соединения обмоток У/У-0 или Д/Д-0,
выполняемая на реле РНТ, подсоединяется к ТТ на фазах А и С, так как
эти трансформаторы питаются от сети с изолированной или компенсиро-
ванной нейтралью и, в свою очередь, питают сеть 6 кВ СН с изолирован-
ной нейтралью.
Дифференциальная защита, выполненная на двух фазах, не действует
в случае двойных замыканий на землю, когда одно из мест повреждений
возникает в трансформаторе на фазе В, не имеющей ТТ, а второе на фа-
зе А или С в каком-либо элементе, питающемся от данного трансформа-
тора. Такое повреждение будет отключаться либо газовой защитой, если
оно находится в самом трансформаторе, либо максимальной токовой
защитой другого поврежденного элемента, если фаза В заземлена на
выводах или ошиновке трансформатора. Такая ликвидация повреждения
допустима, так как не приводит к разрушению оборудования.
34
IT ыгАппмятооах с расщепленными обмотками 6 кВ мощностью
25 мУТи^ ео	и группой соединения Д/Д-Д-00 «иффереп-
мная зашита осуществляется в трехфазном исполнении. Это обесне-
=ет дейстше защиты при двойных замыканиях на землю и повышает
ее нежность, что особенно важно в связи с относительно большой
“^тган^рмтоУхТн^сммХоединения обмоток У/Д-11 между
первичными токами в обмотках трансформатора существует сдвиг по
Лазе на 30° Такой угловой сдвиг будет межпу вторичными токами в
дифференциальной защите трансформатора, если соединить в звезду ТТ
с обеих сторон трансформатора. В результате углового сдвига в реле
тока защиты появится значительный ток небаланса, обусловленный гео-
метрической (векторной) разностью между вторичными токами, подво-
димыми к защите.
При внешних КЗ этот ток небаланса может вызвать неправильные
действия защиты. Для компенсации указанного выше углового сдвига
вторичные обмотки ТТ, установленных на стороне высшего напряжения
трансформатора, соединяются в треугольник, а вторичные обмотки ТТ
на стороне низшего напряжения трансформатора — в звезду. В результа-
те этого токи, поступающие в реле, совпадают по фазе [ 1 —4].
На резервных трансформаторах СН, присоединенных к шинам 110—
330 кВ, ТТ на стороне высшего напряжения соединяются в треугольник
не только для компенсации углового сдвига между вторичными токами,
подводимыми к защите, но также для предотвращения неправильного
действия дифференциальной защиты при внешних однофазных или двух-
фазных КЗ на землю в сети 110—330 кВ в режиме работы трансформа-
тора с заземленной нейтралью.
В этих случаях в сети 110—330 кВ появляются токи нулевой последо-
вательности /0, которые из заземленной нейтрали трансформатора по-
падают в обмотку 110—330 кВ трансформатора, соединенную в звезду,
распределяясь равномерно по каждой фазе. Они трансформируются в
обмотку трансформатора, соединенную треугольником. В зтой обмотке
токи Iq циркулируют, не выходя за переделы треугольника. В связи с
этим токи нулевой последовательности могут протекать только через ТТ,
установленные на стороне звезды трансформатора. Если эти ТТ соедине-
ны в звезду, то их вторичные токи будут проходить через обмотки реле,
присоединенные к ним. Если же ТТ соединены в треугольник, то их
вторичные токи замыкаются в треугольнике и в реле не поступают
1 , 2, 4]. Поэтому на всех трансформаторах на стороне ПО кВ и выше
ТТ должны соединяться в треугольник, этим устраняется воздействие
токов нулевой последовательности на дифференциальную защиту транс-
К особенностям дифференциальной защиты трансформаторов от-
носится также необходимость отстройки защиты от токов небаланса при
нешпих . имеющих большее значение, чем в дифференциальной за-
35
щите линии, в связи с применением разных типов ТТ с различными по-
грешностями, наличием регулирования напряжения на трансформаторе
и несовпадением в ряде случаев расчетного числа витков реле с факти-
чески имеющимся в нем. Эти особенности учитываются при расчете
дифференциальной защиты трансформатора.
В настоящее время дифферецниальная защита трансформаторов вы-
полняется с помощью дифференциального трехфазного реле типа
ДЗТ-21. Такая защита обладает высокой чувствительностью, так как
благодаря применению времяимпульсного принципа в сочетании с про-
центным торможением обеспечивается отстройка от бросков тока
намагничивания защищаемого трансформатора и токов небаланса при
внешних КЗ.
Времяимпульсный принцип отстройки защиты от бросков тока намаг-
ничивания позволяет отличить ток включения трансформатора под на-
пряжение от тока КЗ при повреждении в зоне защиты, поскольку харак-
тер изменения токов в этих режимах различен [4]. Отстройка дости-
гается путем выделения пауз тока в дифференциальной цепи и сравнения
их длительности с заданным временем. Реагирующий орган (РО) защиты
срабатывает, если длительность пауз на выходе релейного формировате-
ля прямоугольных импульсов, входящего в РО, менее 5 мс. При сину-
соидальном токе КЗ, превышающем уставку защиты, паузы отсутствуют
и РО срабатывает. При однополярных бросках тока намагничивания и
переходных токах небаланса, превышающих уставку защиты, длитель-
ность пауз на выходе релейного формирователя более 5 мс, и РО не сра-
батывает. Для улучшения отстройки от разнополярных бросков тока
намагничивания в защите выполнено дополнительное торможение током
второй гармоники.
Для отстройки защиты от токов небаланса при внешних КЗ или са-
мозапуске электродвигателей в защите ДЗТ-21 используется процентное
торможение от токов плеч защиты. Ввиду того, что питание имеется
только со стороны высшего напряжения (при отсутствии синхронных
электродвигателей на шинах 6 кВ СН), можно было бы торможение осу-
ществлять только от токов обмоток низшего напряжения трансформато-
ра (при этом отсутствует торможение при внутренних КЗ), однако опыт
эксплуатации показал, что при самозапуске возможны в определенных
условиях токи небаланса, превышающие расчетные. Поэтому в настоя-
щее время рекомендуется для улучшения отстройки защиты от токов
небаланса при внешних КЗ и самозапуске электродвигателей выпол-
нять процентное торможение как суммой токов расщепленных обмоток
6 кВ трансформатора, так и со стороны высшего напряжения трансфор-
матора.
Вторичные цепи трансформаторов тока подсоединяются к рабочим
цепям защиты через трансреактор 7L4 V (корректирующее звено в диф-
ференциальной цепи реле), имеющий ответвления для выравнивания то-
ков и дискретного регулирования минимального тока срабатывания за-
36
шиты в диапазоне от 2,5 до 5 А. Для расширения диапазона выравнива-
шш токовплеч зашиты и обеспечении возможности подключения защиты
к номинальным током 1 А используются автотрансформаторы типа
АТ 31 (повышающие), обеспечивающие выравнивание токов в диапазо-
hJot О 34 до 2 5 А. При вторичных токах в цепи защиты более 5 А ис-
пользуются понижающие автотрансформаторы АТ-32 (выравнивание то-
ков в диапазоне от 31,3 до 5 А). Автотрансформаторы поставляются
комплектно с реле ДЗТ-21.
Цепи процентного торможения включаются на токи в плечах защиты
через промежуточные трансформаторы тока 7/1/, 7/1.2, имеющие ответ-
вления для регулирования коэффициента торможения. При больших
зашиты тртнсформатора: СХСМЫ ВКпючения ₽еле ДЗТ-21 в схеме дифференциальной
переменного тока? SpS^™™ РСЛС; 6 ~ СХеМа п°Дключения Реле по лепям
37
кратностях тока КЗ в защищаемой зоне возможно насыщение трансфор-
маторов тока (особенно при наличии апериодической составляющей то-
ка КЗ) и значительное искажение формы кривой вторичного тока (во
вторичном токе появляются длительные паузы), что может привести к
отказу защиты. Для резервирования действия защиты и уменьшения
времени ее действия в этом режиме она дополняется дифференциальной
токовой отсечкой.
Рис. 15. Принципиальные схемы включения реле ДЗТ-21 в схеме дифференциаль
в - схема подключения реле по цепям переменного тока, вариант 2; г - схема
тотрансформатора АТ-31 (АТ-32)
	г~ 1 1 © 4— — Г~~ 7® । L® । i 4— 1 @ 1 1	 г~	& |	@ ©1 । ® •	© I 	! ।	j ।	1 КЗ	££	pi {5	е	g		. 1ШЗ/2 1ШЗ/4 1ШЗ/6 ц 1ШЗ/8 £ 1U11/2 " 1Ш1/4 		 ,, 1Ш1/Б 		
				„ 2ШЗ/1 -«	'	 2ШЗ/2
		1 -©Ч	 —1	 @-|			21113/Б 21113/В У
	1 ®	1	 । ®-J	 L®rd— ।	--|ЗД/3 q—Оу 1 о 1 т49-—1	 1 ~ 1 1|(3)	1	 ©J—			< 2U11 / 2 ','.2Ш114 ^21111/Б
				_.^ШЗИ_ .ЗШЗ/2 «	 ^3111314 '' 31П31Б 3U13I8 	
	rl Q	<3	I т	ЗШ1 / 2 £ЗШ1/4
L?			I -I	 -1	£ 3U11I6
tdvkthbho ДЗТ-21 представляет собой четырехмодульную кассе-
Monvroi фаз (три по числу фаз) состоят из элементов рабочей и тор-
ТУ ной цепей и реагирующего органа. Четвертый модуль содержит об-
МОЗН	тпрх Лаз элементы (усилитель, блок питания и выходные
щие ДЛЯ всех
нинщшиальная схема дифференциальной защиты с реле ДЗТ-21 по-
казана на рис. 15. Защита с использованием реле ДЗТ-21 имеет ток сраба-
ной защиты трансформатора:
подключения реле по цепям
220 В

оперативного тока; д — принципиальная схема ав-
39
От ТТ
К измерительным
приборам

51 От
!}ТН
f-o 1Пк
К>2Пк ЗРС&Т^
1-ОЗПк
L-o «Лк
L
--14Й W
о-НгН*
•-о 2Лх 1РС
ко зпк1 о ^-<е
кэ 4Лк О J У-«-
21R
6С
7С
™зс
I*
23R
I------------1 45 1Ш
fO *Лк	О Г1~ «-
t-O 2Лк 2РС о I £Д «-
нэ зпк	о-ь-т. «-
1—0 4ЛК	О—I——<г-
J
~1 48
° i л* «-
О-h <к
1СТ 2СТ ЗСТ
-И- И И
Г~^Р V7.15а
। н±5нЧ1-п»
^Q. I |р Арг\3а
4а |
Н»—t
4а г
»>—f-
Р^ 2РС\

5С
1РП
2РП
ЗРП
РУ.1
(D--------—®
Рис. 16. Принципиальные схемы включения реле дистанционной защиты:
e ' С реле КРС-2; б - с реле БРЭ-2801
тывания примерно 0,3/ном, что позволяет обеспечить ее высокую чув-
ствительность даже при изменении токов КЗ в связи с регулированием
напряжения трансформатора.
Токовая отсечка, в соответствии с ПУЭ, может быть применена в ка-
честве основной для трансформаторов мощностью менее 6300 кВ • А.
т.е. для трансформаторов, питающих СН, напряжением 10,5/6.3 кВ.
Токовая отсечка может иметь двухфазное двухрелейное исполнение и
должна действовать без выдержки времени на отключение поврежден-
ного трансформатора.
Кроме того, токовая отсечка устанавливается на стороне ВН резерв-
ных трансформаторов СН в качестве основной защиты в тех случаях,
когда быстродействующее отключение междуфазных КЗ на ошиновке
ВН не может быть обеспечено другими защитами, а также в качестве
резервной защиты для быстродействующего резервирования дифферен-
циальной защиты или токовой отсечки резервного трансформатора.
При питании трансформатора от линии 110—330 кВ, шин 110—220 кВ
или от обмотки среднего напряжения автотрансформатора связи отсечка
выполняется с помощью трех реле типа РНТ с целью улучшения отстрой-
ки защиты от переходных процессов. Трансформаторы тока защиты сое-
диняются в звезду. При питании резервного трансформатора от обмотки
низшего напряжения автотрансформатора связи отсечка выполняется
с помощью двух'реле тока типа РТ-40.
Газовая защита трансформатора выполняется таким образом, что
действие отключающего контакта газового реле может быть переведено
на сигнал, что очень важно для контроля положения контакта газового
реле после доливки масла в трансформатор или после его капитального
ремонта. Кроме того, на трансформаторах, оборудованных устройством
РПН, предусматривается также газовая защита отсека РПН с действием
на отключение.
Максимальная токовая защита трансформаторов СН, предназначен-
ная для действия при внешних КЗ и для резервирования основных за-
щит трансформатора, выполняется одним или несколькими комплекта-
ми, если трансформатор питает несколько секций шин 6 кВ РУСН.
Защита может быть выполнена с пуском или без пуска по напряжению.
На всех рабочих и резервных трансформаторах, имеющих схему и
группу соединения обмоток Ун/У-0 или Д/Д-0, а также на обмотках
6 кВ трансформаторов с расщепленными обмотками, имеющих группу
соединения Д/Д-Д-0-0, и на вводах резервного питания к секциям 6 кВ
РУСН максимальная токовая защита выполняется с двумя реле тока,
включенными на фазные токи.
На двухобмоточных рабочих и резервных трансформаторах с группой
соединения обмоток Ун/Д-11 максимальная токовая защита осуществ-
ляется в двухфазном трехрелейном исполнении с включением двух реле
тока на фазные токи фаз А и С и одного реле на сумму токов этих фаз
(реле включается в обратный провод ТТ, соединяемых в неполную
42
звезду)- Чувствительность защиты к двухфазным КЗ на стороне 6 кВ
трансформатора при этом повышается [1—3].
Ла резервных трансформаторах со схемой соединения обмоток
Ун/Д-П; подключенных к шинам 110—330 кВ, максимальная токовая
зашита выполняется на трех фазах для действия при всех видах КЗ.
Трансформаторы тока защиты соединяются в треугольник, как и в
схеме дифференциальной защиты этих трансформаторов.
Дистанционная защита выполняется с помощью блок-реле КРС-2
(сейчас заменяются на блок-реле типа БРЭ 2801), состоящего из
трех реле сопротивлений 1РС-ЗРС (PCI—РСЗ), каждое из которых
включается на разность фазных токов и междуфазное напряжение
(рис. 16).
Защита от перегрузки на всех рабочих и резервных трансформа-
торах выполняется с одним реле тока, включенным на ток одной фазы.
Она реагирует на симметричные перегрузки, которые одинаковы во всех
фазах, и действует с выдержкой времени на сигнал, что позволяет дежур-
ному персоналу принять меры для ликвидации перегрузки.
Ниже приведены наиболее распространенные схемы защиты рабочих
и резервных трансформаторов СН, питающих РУСН 6 кВ. Схемы вы-
полнены на постоянном оперативном токе 220 В.
Схема защиты рабочего трансформатора, присоединенного к шинам
генераторного напряжения (см. рис. 2), приведена на рис. 17. Схема
применялась для трансформаторов мощностью 10 и 16 МВ  А при соеди-
нении обмоток Д/Д-0 или У/У-0, питающих две секции шин 6 кВ
РУСН.
На трансформаторе предусмотрена дифференциальная защита в двух-
фазном двухрелейном исполнении с использованием реле типа РНТ-565.
Сейчас рекомендуется применять защиту с использованием реле типа
ДЗТ-21. В реле РНТ-565 используются обе уравнительные обмотки,
включаемые по схеме рис. 14. Во вторичных цепях ТТ 10 и 6 кВ установ-
лены испытательные блоки типа БИ-4. При установленных крышках на
испытательных блоках токовые цепи от ТТ присоединяются к обмот-
кам реле. При снятых крышках токовые цепи отсоединены от реле, за-
корочены и заземлены. Испытательные блоки используются при провер-
ках дифференциальной защиты трансформатора под нагрузкой.
Дифференциальная защита действует без выдержки времени через вы-
ходные промежуточные реле KL1 и KL2, на которые действуют также
и другие защиты трансформатора, на отключение всех выключателей
трансформатора. В схеме защиты установлено отключающее устройство
Для возможности выведения защиты из работы при проверках или при
обнаружении неисправностей в ней. Действие защиты фиксируется ука-
зательным реле KHL
Как видно из рис. 17, в схеме защиты принято дублирование выход-
ных промежуточных реле в цепи отключения выключателя 10 кВ. Такое
Решение вызвано тем, что в эксплуатации наблюдались случаи отказа
43
защит из-за неисправностей в выходных промежуточных реле (например,
из-за обрыва в обмотках реле). При дублировании выходных промежу-
точных реле исключается отказ защиты, так как обычно два реле одно-
временно не отказывают.
Дублирование контактов в цепи отключения выключателей 6 кВ не
предусмотрено, что допустимо для упрощения схемы, так как питание
со стороны РУСН 6 кВ отсутствует.
Газовая защита выполнена с действием на сигнал и на отключение
траснформатора от сети. Схема выполнена с возможностью перевода
отключающей цепи на сигнал с помощью переключающего устройства.
В этом случае указательное реле КН2 включается последовательно с
резистором R1, что обеспечивает срабатывание реле. От контактов
указательного реле КН2 подается отдельный сигнал о работе газовой за-
щиты. Предусмотрена также газовая защита в отсеке РПН. Газовая за-
щита действует на отключение через указанные выше выходные про-
межуточные реле типа РП255 (РП-16-34) с токовыми удерживающими
обмотками для обеспечения самоудерживания в цепях отключения вы-
ключателей, необходимого для надежного их отключения при кратко-
временных замыканиях контакта газового реле.
Параллельно обмоткам реле KL1 и KL2 включен добавочный резис-
тор R2. Он обеспечивает надежное срабатывание указательных реле с
током срабатывания 0,05 А (увеличивает протекающий через указатель-
ные реле ток) в цепях дифференциальной и газовой защит, когда эти
защиты одновременно срабатывают при повреждениях в трансформа-
торе.
На стороне 6 кВ трансформатора установлена максимальная токовая
защита на каждом вводе к секциям шин 6 кВ для защиты шин и для ре-
зервирования защит и выключателей питаемых элементов.
На рис. 17 показана схема защиты ввода к секции ВА1 6 кВ.
Защита выполнена на двух фазах с двумя реле тока КА4-1 мКА5-1
и действует с выдержкой времени на отключение выключателя Q2.
Защита ввода к секции ВВ1 6 кВ выполняется аналогично и действует
на отключение выключателя Q3.
На стороне 10 кВ трансформатора установлена максимальная токовая
защита с пуском по напряжению. Она предназначена для резервирования
основных защит трансформатора и защит и выключателей вводов к сек-
циям 6 кВ. Защита выполнена с двумя реле тока КА2 и AL45, включен-
ными на фазные токи, и с комбинированным пуском по напряжению,
выполняемым с помощью реле напряжения KVZ1 типа РНФ-1М и KV1
типа РН-53/60Д. Цепи напряжения защиты могут питаться от TH секций
ВА1 или BBJ шин 6 кВ, поскольку они одинаково реагируют на повреж-
дения в сети 6 кВ. В рассматриваемой схеме принято питание от TH сек-
ции ВА1 6 кВ.
В схеме защиты предусмотрено шунтирование контактов реле мини-
мального напряжения KV1 вспомогательными контактами выключателя
44
К шинам 10 кВ
Рис. 17. Схема зашиты рабочего трансформатора 10,5/6,3 кВ:
а — цепи переменного тока; б - цепи постоянного тока зашиты трансформато-
ра; КА1-КАЗ, КА4-1, КА5-1 - реле тока PT-40 (PT-140) ; KAW1, KAW2 - реле
тока дифференциальные РНТ-565; КН1-КН5 - реле указательные РУ-21/0,05
(РЭУ 11-20-85872); КН6-1 (2), КН7-1 (2)	- реле указательные РУ-21/0,025
45
Q2, замкнутыми при его отключенном положении. Это необходимо для
того, чтобы максимальная токовая защита со стороны 10 кВ могла дей-
ствовать при работе трансформатора с отключенным выключателем 02
в случае КЗ в зоне между этим выключателем и ТТ, установленными
до выключателя. Такое повреждение находится вне зоны действия диф-
ференциальной защиты трансформатора, и поэтому оно должно быть
отключено максимальной токовой защитой со стороны питания транс-
форматора. Кроме того, при шунтировании цепи пуска по напряжению
обеспечивается действие данной защиты в качестве резервной к основ-
ным защитам трансформатора и к максимальной токовой защите на вво-
де к секции ВВ1.
Рис. 17 (продолжение)
(РЭУ 11-20-85842); KL1, KL2, KL3-1 (2), KL4-1 (2), — реле промежуточные РП-23
(РП-16); KSG1 - реле газовое; KSG2 - реле газовое в отсеке РПН; КТ1  реле
времени РВ-124 (РВ-10, 3 с) ; КТ2 - реле времени РВ-01, 1 с; КТЗ - реле времени
РВ-133 (РВ-01, 10 с); КТ4-1 (2) - реле времени РВ-114 (РВ-01, 1 с); KV1 реле
46
Дифференциальная защита	•	Защита трансформатора
Гновая защита	
Максимальная токовая защита с пускам напряжения	
Дуговая защита	
Зашита от перегрузки	
На отключение выключателя Q1	
Без шунтирования защита могла бы не подействовать в указанных
случаях, так как реле пуска по напряжению могут находиться под напря-
жением в связи с питанием секции ВА1 от резервного трансформато-
ра СН и, следовательно, не запустят защиту.
Зашита от перегрузки с действием на сигнал установлена со стороны
Ю кВ, выполнена с одним реле тока КА1, включенным на фазный ток,
+С
кН1
КН5
кнч
Указатель
реле не
поднят"
KSG1
„Газовая защита “
[сигнальный орган)
КН2
КНЗ
КТЗ
+fi2CG3)
КА4-К2)
„Газ 1я защита
трансформатора “
„Газовая защита
отсека РПН“
» Перегрузка
трансформатора ‘
ё
Ч)
КТ4-Н2) -02(03)
КА5-К2)
KHG-K2)
КП-1(2)
EF
KL3-K21
KL3-K2)
KL4-K2)
R3-K2)-
Максимальная
токовая защита
Дуговая
защита
«а
аз
0Q
5
КН7-К2),
От контактов KSP других
присоединений секиии
ВАКВВ1)
, KLKKL2)
К1А-К2) I
,, --
Dm У РОВ
выключателей
б кВ
присоединений
пускового органа
минимального напряжения
АВР
Dm
На отключение
выключателя
62(03)
В схему Блокировки
АВР секции
ВАКВВ1)
На сигнал
„Вызов на секцию
ВАКВВП"
Й>
1
О
5“

Е
a
ч
^1 Кения РН-53/60Д (РИ-153/f ОД); KVZI — фильтр-реле напряжения обратной
оследовательности РНФ-1М; Rl, R2 - резисторы 2000 Ом типа ПЭВ-50;
(2) - резистор 2000 Ом типа ПЭВ-50; SGI, SG2 — блоки испытательные БИ-4
47
и с термически устойчивым реле времени типа РВ-133 (РВ-01), посколь-
ку перегрузка на трансформаторе может быть длительной.
Дуговая защита выполняется аналогично рис. 12.
В схеме предусмотрено отключение рабочего трансформатора от за-
щиты шин 10 кВ для ускорения действия АВР, а также отключение вво-
дов 6 кВ от пускового органа минимального напряжения устройст-
ва АВР.
Схемой предусматривается автоматическое блокирование (запрет)
АВР при действии защит ввода рабочего питания секции СН и УРОВ
присоединений (см. § 6). В связи с этим в схеме защиты ввода рабочего
питания предусматривается выходное промежуточное реле KL4-1 (2).
Один контакт этого реле используется в цепи отключения выключате-
ля Q2 (2-?) ввода рабочего питания, второй - в цепи блокиров-
ки АВР.
Схема, приведенная на рис. 17, пригодна и для рабочего трансформа-
тора СН мощностью 6300 кВ • А, присоединенного к шинам ГРУ 10 кВ,
но с некоторыми изменениями в дифференциальной и максимальной
токовой защитах со стороны 10 кВ, обусловленными тем, что данный
трансформатор изготовляется со схемой соединения обмоток Ун/Д-11.
Дифференциальная защита может выполняться также с двумя реле
РНТ-565, но ТТ защиты со стороны 10 кВ устанавливаются на всех трех
фазах и соединяются в треугольник. Максимальная токовая защита на
стороне 10 кВ предусматривается также на двух фазах, но с тремя реле
тока, два из которых включаются на фазы Л и С, а третье реле — на сум-
му вторичных токов этих фаз.
Схема защиты резервного трансформатора СН (см. рис. 2), при-
соединенного к шинам генераторного напряжения, в основном анало-
гична схеме рабочего трансформатора (рис. 17).
Для питания органа пуска по напряжению устанавливаются TH на
кабельной сборке до^выключателя 6 кВ трансформатора. В связи с
этим максимальная токовая защита на стороне 10 кВ не лишается пуска
по напряжению при отключенном выключателе 6 кВ трансформатора.
Схема защиты рабочего трансформатора СН с расщепленными об-
мотками 6 кВ приведена на рис. 18.
Схема применима для защиты трансформаторов мощностью
25—63 МВ  А с расщепленными обмотками, присоединенных ответв-
лением к блокам 200—800 МВт без выключателя на стороне высшего
напряжения (ВН) трансформатора СН (см. рис. 5).
Дифференциальная токовая защита выполняется с помощью трехфаз-
ного реле AKD1 типа ДЗТ-21. Реле включается на встроенные в выво-
ды ВН трансформатора трансформаторы тока ТА1 и на параллельно
включенные трансформаторы тока на расщепленных обмотках 6 кВ
трансформатора ТА2 и 7L47. Со стороны обмотки низшего напряжения
предусмотрена установка понижающих автотрансформаторов TLA1
типа АТ-32, так как суммарный вторичный ток в этом случае превышает
48
5 д Ввиду отсутствия выключателя на стороне ВН трансформатора за-
действует на отключение всего блока — на выходные промежуточ-
ные Р6116 защиты блока генератор-трансформатор, от которых произво-
дится также отключение выключателей 6 кВ трансформатора СН с целью
ускорения действия АВР при повреждениях в блоке.
В токовых цепях дифференциальной защиты установлены три испы-
тательных блока: один SG1 со стороны обмотки высшего напряжения
трансформатора, два других SG5-1 и SG5-2 со стороны каждой из рас-
щепленных обмоток 6 кВ трансформатора. Последние предназначены
не только для проверки защиты под нагрузкой, но также для возмож-
ности использования дифференциальной защиты для ликвидации КЗ в
зоне между ТТ 6 кВ и отключенным выключателем 6 кВ. Эти поврежде-
ния находятся вне зоны действия дифференциальной защиты и должны
отключаться дистанционной защитой, установленной на высокой стороне
трансформатора. При длительной работе трансформатора с отключенной
обмоткой 6 кВ необходимо снять крышку испытательного блока в цепи
дифференциальной защиты отключенной обмотки. Тогда дифферен-
циальная защита при повреждении между ТТ и отключенным выключа-
телем 6 кВ сможет действовать.
Газовая защита подобна защите по рис. 17 и действует, как и диффе-
ренциальная защита, на отключение блока.
Дистанционная защита на каждой из расщепленных обмоток 6 кВ
выполняется с помощью блок-реле AKZ3-1(2) типа КРС-2 (БРЭ-2801).
Предусмотрены токовый пуск дистанционных защит и сигнализация
при обрыве цепей напряжения.
Для этой цели используются, как было указано выше, реле тока
/046-7, КА 7-1, отстроенные от тока нагрузки обмотки 6 кВ трансформа-
тора. Испытательный блок SG4-1(2) в токовых цепях защиты предус-
мотрен для возможности проверки реле AKZ3-1 (2) защиты под напря-
жением.
На рис. 18 показана схема защиты ввода к секции BA 1, защита ввода
к секции ВВ1 выполняется аналогично и действует на отключение вы-
ключателя Q2.
Дистанционная защита со стороны высшего напряжения выполняется
с Использованием двух блок-реле КРС-2 (БРЭ-2801). Защита подклю-
чается к трансформаторам тока, встроенным в трансформатор, и транс-
форматорам напряжения, подключенным к расщепленным обмоткам
6 кВ. При неисправности цепей напряжения замыкаются контакты реле
AKZ1(AKZ2) и срабатывает реле KL1(KL2), а защита в целом не сраба-
тывает (не замыкаются контакты реле тока К АЗ, КА4), и подается сиг-
нал (с выдержкой времени) о неисправности цепей напряжения. Для
того чтобы можно было проверить дистанционную защиту при работе
Трансформатора СН на одну секцию шип 6 кВ, предусмотрена наклад-
на SX3. Испытательные блоки SG2 и SG3 позволяют проверить защиту
без нарушения ее токовых цепей.
49
4'6701
К Блоку К дифференци
генератор- ильной зашите
трансформатор тр-ра Блока
5G5-1
Положение контактов
испытательных
блоков при снятии
рабочей
крышки
ТА2
»
5
SG6-1 AKZ^-1 SG6-1
»-
»>
К дифференциальной
защите секции L01
магистрали резервного
питания
ВА1
03
5
Т с
SG2}SG3,
5GA-K2)
SG6-K2)
От TH секции
ВА1 шин
6кВ
Рис. 18. Схема защиты рабочего трансформатора СН с расщепленными обмотками
6 кВ:
а - цепи переменного тока; б — цепи постоянного тока защиты трансформато-
ра; в - цепи постоянного тока защиты ввода резервного питания; AKD1 - устрой-
ство защиты ДЗТ-21; AKZ1, AKZ2, AKZ3-1 (2), AKZ4-I (2) - реле сопротивления
50
KAS-

К дифференциальной
заищте секции М01
магистрали резервного
питания
И защите и
измерительным
приЬорам
L01
М01
а)
КРС-2 (БРЭ-2801); KAI, КА2 - реле тока РТ40/Р (РТ-140/Р); КАЗ, КА4,
КА5-1 (2) - KA9-I (2) - реле тока PT-40 (РТ-140); КН1-КН5 - реле указатель^
ные РУ-21/0,05 (РЭУ 11-20-85872); КН6-1 (2)в КН7-1 (2)	- реле указательные
РУ-21/0,025 (РЭУ 1-20-85842); КН8-1 (2),КН9-1 (2) -реле указательные РУ-21/0,5
(РЭУ 11-20-85082); KL1-KL5, KL6-1 (2) - KL10 I (2) - реле промежуточные
51
It KL1 ^AkZI	КАК21 П			
JRZ* ^AKZ2			
	’а,£2П		
к AKZ21*3*,  U т" г					
^KLI	КА5 ^КС2[ £ КТ1	КНЪ Г	-] 5X3		КТ1 КТ2
^KL7-1 9.KSPA-	—		
^,KL7-2 9. KSP2
•KSG1
Сигналы с выдержкой
бремени
Дифференциальная защита			Защита трансформатора	]
Га зоба я защита			
К Выходным промежуточ- ным реле		Основных защит блока	
		Резервных защрт блока	
Дистаницонная защита на стороне Высшего напряжения трансформа тора			
Дуговая защита			
Цепи УРЭВ Вк блока			
„Указатель реле не поднят “			Цепи сигналов
„Газовая защита^дейст- вие сигнального органа)			
„Газовая защита трансформатора "			
„Газовая защита тсека РПн"			
Реле ЛК21	„Обрыв цепей напряжения “		
Реле АК22			
Рис. 18 (продолжение)
РП-23 (РП-16); XSG2 - реле газовое; KSG2 - реле газовое в отсеке РПН; КТ1 -
реле времени РВ-124 (РВ-01, 3 с); КТ2 - реле времени РВ-01, 1 с; КТЗ-] (2),
КТ5-1 (2) - реле времени РВ-114 (РВ-01, 1 с) ; КТ4-1 (2} - реле времени РВ-133
52
В схеме произведено разделение питания основных и резервных за-
щит по цепям оперативного постоянного тока.
Защита от перегрузки выполнена с помощью одного реле тока
КА5-Ц2) и реле времени КТ4-1 (2) и действует на сигнал. Зашита уста-
новлена па каждой обмотке трансформатора в связи с возможностью
неравномерной загрузки расщепленных обмоток трансформатора.
+[1К(12)
-ни а
АН23-1(2)
НА6~1(2)
KLD~1
К АНГЗ~ 11 С)
R8 Ц2-
КТЗ-Ц2)
^IxSPUKSPC)^	I—।
I О TOO
КНб~К2) 1—1
—ccd-|SX*-/(2)
№8-1(2)
KL7-1.2A
R8-1I2)
От контактов KSPдругих при-
соединений секции ВА1(ВО 1 л^чателеи б нВ присое
От У РОВ Вь/к-
^№8-112)
От защит блока
генератор-трак-
(Мнений
---*	AT4-fi2)
От пускового органа
минимального
сформатар напряжения АВР
КС8-Н2)
+С
J. К Ту -1(2)
KL6 -1(2)
.№6-112)
№7-1(2)
 ।—'о------ -
Сигнал с вы дерзкой
бремени
к цепям определения
отказа выключателя
110-220 кВ блока
К цепям определения
отказа обгодного
выключателя 110-220 кВ
Д^станцион- НДЯ зп ш. urn а	Защита ввода рабочего питания секции ВАЗ'. ВВП
Цуговая защита	
Защита от перегрузки тран- сформатора	
На отключение выключателя S1iG2)	
В схему блокировки АВР секции ВАК ВАС)	
На сигнал „ Перегрузка трансформато- ра “	
На сигнал „Обрыв цепей напряжения АК2 3-1(2)“	
На сигнал вызов на секцию ВА1(ВВ1)1‘	
Цепи УРОВ 110-220 кВ	
В)
-----\*А7-1{2)
KL.6-K2) Ки?~1
1 F


(РВ-01, Юс): R1 резистор 2000 Ом тина ПЭВ-50: R2-I (2) резистор 2000 Ом
типа ПЭВ-50: [R2-R6. R7-1 (2) - R10-1 (2) - резистор 5100 Ом типа ПЭВ-10];
SG1-SG3, SG4-1 (2) - SG6-1 (2} б.токи испытательные БИ-6: SX1-SX3. SX5,
53
Дуговая защита подобна защите на рис. 17. При повреждении на лю-
бом присоединении к секции BAI (ВВ1) защита действует на отключение
выключателя Q1(Q2). При дуговом замыкании в ячейке ввода на секцию
ВА1(ВВ1) защита действует с выдержкой времени порядка 0,3 с (ре-
ле КТ2) на отключение блока.
Цепи дополнительного пуска УРОВ на стороне ВН блока могут быть
предусмотрены в связи с недостаточной чувствительностью токовых реле
УРОВ типа РТ-40/Р, установленных в цепи отказавшего выключателя,
так как эти токовые реле включены во вторичные цепи трансформа-
торов тока, поминальный ток которых в несколько раз больше номи-
нального тока защищаемого трансформатора СН. Поэтому при КЗ на
стороне 6 кВ трансформатора пуск УРОВ не обеспечивается, что может
привести к значительным повреждениям трансформатора СН. Для конт-
роля тока во вторичные цепи встроенных в трансформатор трансформа-
торов тока включаются два трехфазных токовых реле КА1 и КА2 типа
РТ-40/Р-5.
Во избежание излишнего пуска УРОВ после отключения блока от сети
резервными защитами, когда ток в ТСН не исчезает, в цепи дополнитель-
ного пуска УРОВ предусмотрено последовательное соединение контак-
тов реле-повторителя KL5 защит (дифференциальной и дистанционной)
ТСН и реле-повторителей KL3 или KL4 токовых реле KAI (КА2). При
+G3(G4)
~G3f(39)
AKZ9-1CZ) к AXZX^KZ)
| R9~1(2)
КА8-К2)
HL9-U2')
_______[	XL10-K2)
RA9-K2)	]р1П~1(2^ ~|
и.п KL10-K2) ---------CZJ-
XL9-U2) КТ5-Ц2)\
КТ5-К2)
КН8~1(2)	|_
|~|	SX7-K2)
EF1	EF2
KL1Q -1(2lT
КН9-1(2)
XL 10-1(2)
К контактам промежуточного
реле, контролирующего наличие тока
в цепи резервного питания секции ВАКВВ1)
[__^KL9-1(2) Сигнал с выдержкой
.КН8-К2)	BPeMeHU '
I ——
КН9-К2}
--------—*	в)
д истанционная защита	Защита ввода резервного литания секции BAKBB1I
Дуговая защита	
на отключение выключателя вЗ(О9)	
На сигнал „Обрыв цепи напряжения АК29-К2'/'	
На сигнал „Вызов на секцию ВА1(ВВ1)“	
1 f
Рис. 18 (окончание)
SXf>, SX4-1 (2), SX7-1 (2) — накладки НКР-3; TLA1 (a,h,ej — автотрансформаторы
тока АТ-32; TLA2 (а. Ь, с) промежуточные трансформаторы тока ГК-120. Ре-
зисторы. отмеченные * устанавливаются при применении реле тина РП-16
54
Присоединении блока к двойной системе шин дополнительные цепи пус-
УРОВ должны шунтировать токовые реле основного пуска УРОВ
яри работе блока как со своим выключателем, так и при замене его об-
ходным выключателем.
При применении панели УРОВ типа ПДЭ-2005 дополнительный пуск
урОВ не требуется, так как в этом случае чувствительность токовых ор-
ганов достаточна.
Как и в схеме рис. 17, для трансформатора предусмотрено автомати-
ческое блокирование (запрет) АВР при работе защит ввода рабочего
питания секций 6 кВ от многофазных КЗ, дуговой защиты и УРОВ
Присоединений СН.
На вводе резервного питания к секции ВА1(ВВ1) от магистрали ре-
зервного питания 6 кВ устанавливается, как и на вводе рабочего пита-
ния, дистанционная защита, выполняемая с помощью блок-реле
AKZ4-K2) типа КРС-2 (БРЭ-2801). Предусмотрен токовый пуск дистан-
ционной защиты. Дуговая защита подобна защите по рис. 17.
Схема защиты резервного трансформатора с расщепленными обмотка-
ми мощностью 25—63 МВ • А приведена на рис. 19.
На стороне 110—220 кВ установлен масляный выключатель типа У-110
или У-220.
Дифференциальная защита трансформатора включена со стороны
110—220 кВ на встроенные в выключатель ТТ с номинальным током 1 А,
соединенные в треугольник. Со стороны 6 кВ защита включена на ТТ
каждой из расщепленных обмоток, соединенные в полную звезду. Защи-
та выполняется, как и в схеме рис. 18, с помощью реле AKD1 типа
ДЗТ-21. В связи с использованием на высокой стороне ТТ с номиналь-
ным током 1 А, предусмотрены повышающие автотрансформаторы
TLA1 типа АТ-31, поставляемые комплектно с ДЗТ-21. Защита действует
на отключение трансформатора со всех сторон.
Для быстродействующего резервирования дифференциальной защиты
трансформатора предусмотрена токовая отсечка, включаемая на транс-
форматоры тока в цепи выключателя 110—220 кВ, соединяемые в
звезду.
Отсечка выполняется с использованием трех реле типа РНТ с целью
улучшения отстройки от переходных процессов и токов включения.
Газовая защита выполнена аналогично схеме рис. 18 и действует на
отключение трансформатора со всех сторон.
Дистанционная защита со стороны расщепленных обмоток 6 кВ вы-
полнена аналогично схеме рис. 18.
Дистанционная защита на стороне 110—220 кВ включена на встроен-
ные в выводы силового трансформатора трансформаторы тока, соеди-
ненные в треугольник для предотвращения, как указывалось выше,
неселективного действия защиты при внешних КЗ на землю. Защита
аналогична защите по рис. 18 и действует с выдержкой времени на от-
ключение всех выключателей трансформатора.
55
к п
Рис. 19. Схема зашиты резервного трансформатора с расщепленными обмотками
мощностью 25 -63 МВ • А :
а - цепи переменного тока; б цепи постоянного тока; AKD1 - устройство
зашиты ДЗТ-21; AKZ1 ,AKZ2, AKZ3-1 (2) - реле сопротивления КРС-2 (БРЭ-2801);
KAI, КА2, КАЗА (2) - КА5-1 (2)	- реле тока PT-40 (PT-140); КАТ1 -КА ТЗ -
реле тока РНТ-565 или РНТ-566 (РСТ-15): КН1-КН6 - реле указательные
56
Предусмотрена дуговая защита от повреждений в шкафу КРУ выклю-
чателя Q2(Q3) или выключателей вводов резервного питания и секцион-
ных выключателей магистрали LOlfMOl), сопровождающихся появлени-
ем дугового замыкания. Контроль наличия тока в цепи выключателя
Q2(Q3) осуществляется промежуточным реле KL9-1 (2). срабатываю-

KSG1
KSG2
К А*:
Ah 23
IJ
TV2
<4
п
К AKZ2,
АК23-2
й
b
КА5-1
К АЗ-1 / АР 23-1
1К-П-
КАн~1
5G6-2
L01
М01
К дифференциа-
льной защите
секции. М07
магистрали,
резервного па -
таная
Положение
контактов испытатель-
ных блоков паи снятии ра-
А В_^_ С,_ воней
крышки
SGA.SG5
К защите
трансформатора
ПТ
К TV1
К дифференциа льнай
защите секции L01
магистрали резерв-
ного питания
К измерительным
приборам
А>
-»
S-56-f
К измеритель-
ным приборам
U ц ц
ТТТТТТ-


РУ-2 1/0.05 (РЭУ II -2О-К5«72); КН7-1 (2/. KH8I (2)	реле указа1ельпые
РУ-21 /0.5 (РЭУ 1 i -20-850821; КН9 реле у казагелыюе РУ-21 /220 (РЭУ 1 I -20-75152):
KLI. KL5. KL6 реле промежуточные PII-222 (РП-17)' KI.2-KL4. KL7. KLX-1 (2).
KI.9-1 (2) реле промежуточные PI1-23 (1*11-16}; KL10 реле промежуточное
РП-251 (РП-18); KSGI реле газовое; KSG2 реле газовое в отсеке РПН; КТ1
реле времени РВ-124 (РВ4)|. 3 с); КТ2 реле времени РВ4Н. 1 с: KT3-I (2)
5 7
Токовая отсечка на стороне высшего напряжения транс- форматора и выходные промреле	Защита трансформатора
Д исто купонная защита на стороне высшего напряжения трансформатора	
Д и фференциальна я защита	
Дуговая защита	
Выходные промежуточные реле	
Дуговая защита	
На отключение Выключателя 110 -220 кВ 01	
На отключение овходного Выключателя 110-220 кВ	
Рис. 19 (продолжение)
реле времени РВ-133 (РВ-01, 10 с); КТ4-1 (2) - реле времени РВ-114(РВ-01. 1 с);
R1 - резистор 4700 Ом (2000 Ом) типа ПЭВ-25 (ПЭВ-50); R4 резистор 2000 Ом
типа ПЭВ-50; R5 - резистор 3000 Ом (2000 Ом) типа ПЭВ-25 ПЭВ-50): R2, R3.
R6-1 (2) — R7-J (2) - резистор 5100 Ом типа ПЭВ-10; SAI переключатель
ПМОФ 90-111111/Д42; SG1-SG3 - блоки испытательные БИ4: SG4, SG5.
58
Си г на ла i с Выдержкой
Времени
+ G2(G3)
~ КА1-К2)
AKZ3-1(2/Zf
KL8-1I2)
К АХ23~К2)[_ J&,
КАЗ _______________
КА4 |	р?7-7(7)
KL8-H2), KL9-K2} К ТА-1(2)
XL9-K2)
КТ4-1(2) КН7-1(2>
5ХЗ-Ц2)
KHS-K2)
От контактов HSP вводов
резервного питания магистрали
KL2	L01( MOD
KL7
От дифференциальной
зашиты секции L0KM01)
магистрали резервного питания
KL8-K2)
КН7-1(2)
•—
Сигнал с выдержкой
времени
ХН8-К2)
।—-'a------
КТЗ-1С2) £
„Указатель реле не поднят"		Оепи сигналов
,Газовая защитой дейст- вие сигнального органа)		
„Газовая защита трансформатора “		
„Газовая защита отсека P0h“		
AKZ1	„Обрыв цепей напряжения	
АК22		
Защита от перегрузки тра нс форма тора		Защита на стороне нн трансформатора - питание секции LOKMOD магистрали резервного питания
Дистанционная защита		
Дуговая защита		
На отключение Выключателя 02tQ3)		
На сигнал „Перегрузка трансформатора “		
На сигнал „Обрыв цепей напряжения AHZUAKZ2), Ак23~1(2)"		
„Вызов на секцию LOi(MOt) магистрали резерв- ного питания1'		
В схему УРОВ 110- 220 кВ		
SG6-I (2) блоки испытательные БИ-6; SX1, SX2, SX4 SX6, SX3-1 (2) - накладки
НКР-3; TLA1 (а, Ь, с) - автотрансформаторы тока АТ-31; TLA2 (а, Ь, с) - авто-
трансформаторы тока АТ-32. Резисторы, отмеченные*, устанавливаются при приме-
нении реле типа РП-16
59
щим при замыкании контактов реле КАЗ-1 (2), КА4-1 (2) токового пус-
ка дистанционной зашиты на стороне 6 кВ трансформатора. При замыка-
нии конечного выключателя дуговой защиты в любом из шкафов КРУ
6 кВ, питающихся от одной магистрали, или в шкафу магистрального вы-
ключателя Q2(Q3)n наличии тока КЗ дуговая защита действует без вы-
держки времени на отключение соответствующего магистрального и сек-
ционного выключателя. При дуговом замыкании в шкафу выключателя
Q2(Q3) зашита действует с выдержкой времени (КТ2) на выходные
промежуточные реле защиты трансформатора.
Особенности схем защиты резервных трансформаторов, присоединен-
ных к шинам 110—220 кВ. При замене выключателя 110 220 кВ транс-
форматора обходным выключателем из схемы первичных соединений
исключается выключатель QI со встроенными ТТ. В этом случае защита
переключается с этих ТТ па ТТ. встроенные в обходной выключатель
110—220 кВ, с помощью испытательного блока SG2. Кроме того, для
резервирования отключения повреждений на ошиновке к обходному вы-
ключателю и на выводах НО 220 кВ трансформатора, а также для
резервирования газовой защиты используется защита, установленная на
обходном выключателе, которая действует через ключ SA1 без выдерж-
ки времени на отключение трансформатора. Для этой цели предус-
мотрена подача импульса от защит обходного выключателя на выходные
промежуточные реле защиты трансформатора.
При работе трансформатора с обходным выключателем предусмотре-
но его отключение от выходных промежуточных реле защит трансформа-
тора.
Схема защиты резервного трансформатора СН выполнена с учетом на-
личия на станции устройства резервирования при отказе выключателей
110—220 кВ (УРОВ). Защита должна обеспечить пуск УРОВ при повреж-
дениях в трансформаторе и отказе в отключении его выключателя
110—220 кВ. Устройство УРОВ предусматривается не только для элемен-
тов с воздушными выключателями, которые из-за конструктивных
особенностей нередко отказывают в отключении при действии защиты
или оперативных отключениях или включениях, но также для масляных
выключателей 110—220 кВ. Это устройство предназначено для ликви-
дации неотключившегося КЗ путем отключения всех элементов той
системы шин, к которой присоединен поврежденный элемент с отказав-
шим выключателем.
Устройство запускается при срабатывании защит поврежденного эле-
мента и действует с выдержкой времени порядка 0,3—0.45 с, большей
собственного времени отключения выключателя. Это ускоряет ликвида-
цию КЗ в энергосистеме, так как УРОВ сработает быстрее, чем резервные
защиты смежных элементов.
В схеме защиты (рис. 19) предусмотрена установка ключа .S’41, кото-
рый должен быть включен в режиме работы трансформатора через об-
ходной выключатель. С помощью этого ключа замыкается цепь на от-
60
ключение обходного выключателя от защит трансформатора, вводится
защита обходного выключателя трансформатора. Ключ SA1 при работе
трансформатора со своим выключателем Q1 должен быть в положе-
нии "В". С помощью SG2 подаются цепи в схему УРОВ для использо-
вания токовых реле УРОВ обходного выключателя в режиме замены
им выключателя Q1 трансформатора.
Защита резервных двухобмоточных трансформаторов мощностью
6.3—16 МВ - А с соединением обмоток Уц/Д-11. присоединенных к ши-
нам 110—220 кВ. выполняется в основном с использованием реле диффе-
ренциальной защиты типа РНТ-566 и максимальной токовой защиты с
пуском или без пуска по напряжению. На этих трансформаторах диффе-
ренциальная защита имеет двухрелейное исполнение. Максимальная то-
ковая защита предусматривается только на стороне 110-220 кВ и при
выполнении ее с пуском по напряжению, реле напряжения защиты пи-
таются от TH, установленных до выключателя 6 кВ.
Защита резервного трансформатора с расщепленными обмотками
6 кВ, присоединенного к обмотке 35 кВ автотрансформатора связи,
выполняется аналогично защите по схеме рис. 19.
Дифференциальная защита включается со стороны 35 кВ на встроен-
ные в выводы трансформатора СН ТТ типа ТВТ-35, а со стороны 6 кВ —
на ТТ. установленные в трех фазах. Трансформаторы тока защиты
соединены в полную звезду.
В зону действия дифференциальной защиты резервного трансформато-
ра не входит участок между автотрансформатором связи и резервным
трансформатором СН. Этот участок не входит также и в зону действия
дифференциальной защиты автотрансформатора, включенной на встроен-
ные в автотрансформатор ТТ. Поэтому для защиты этого участка
предусматривается специальная быстродействующая защита, выполнен-
ная в виде токовой отсечки. Для ликвидации КЗ на участке между авто-
трансформатором и резервным трансформатором отсечка должна дей-
ствовать на отключение автотрансформатора. Но поскольку отсечка
приходит в действие также и при повреждениях в трансформаторе (она
должна быть отстроена от тока трехфазного КЗ на стороне 6 кВ транс-
форматора) , то для сохранения в работе автотрансформатора при КЗ
за выключателем Q1 она действует без выдержки времени (через мгно-
венный контакт реле времени) на отключение выключателя 35 кВ (Q1)
и с выдержкой времени порядка 0,5 с на отключение автотрансформа-
тора связи со всех сторон.
Дистанционная защита на стороне 35 кВ включена последовательно
с токовой отсечкой.
В цепи подачи импульса на отключение автотрансформатора предус-
матривается отключающее устройство для снятия этого импульса при
проверке защит резервного трансформатора. Предусмотрено отключение
трансформатора от защит автотрансформатора связи для предотвращения
подачи напряжения на поврежденный автотрансформатор при ошибоч-
61
ных операциях дежурного персонала по восстановлению напряжения пи-
тания СН.
Схема защиты магистрали резервного питания 6 кВ приведена на
рис. 20. Дифференциальная защита секции L01 магистрали, выполняемой
шинопроводами, предусматривается при мощности резервных трансфор-
маторов не менее 40 МВ - А. Защита выполняется на двух фазах с двумя
реле КАТ1 и КЛТ2 типа РНТ-565 или РНТ-567 в зависимости от расчет-
ных условий. Защита подключается к трансформаторам тока на вводах
от резервного трансформатора к магистрали (на дополнительно установ-
ленный для этой цели комплект трансформаторов тока). к трансформа-
торам тока в ячейке секционного выключателя, а также к трансформато-
рам тока каждого из вводов резервного питания. В рассматриваемой
схеме трансформаторы тока на вводах резервного питания имеют коэф-
фициенты трансформации меньше, чем в ячейках секционного выклю-
чателя и ввода от резервного трансформатора к магистрали. Компенса-
ция неравенства вторичных токов в плечах защиты производится соот-
ветствующим подбором витков обмоток насыщающихся трансформато-
ров реле РНТ (см. § 4).
Предусмотрена установка испытательных блоков SG1-SG4 в каждом
из плеч защиты. Число отключаемых защитой выключателей опреде-
ляется числом источников питания секции магистрали. На рис. 23 защита
отключает ввод питания на магистраль и секционный выключатель.
В этих целях предусмотрены отключающие устройства SX2 и SX3. Для
того чтобы обеспечить срабатывание указательного реле КН1 с номи-
нальным током 0,025 А, сигнализирующего о работе защиты, парал-
лельно обмотке выходного реле защиты KL1 подключен резистор RI.
5.	РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ СН 6/0,4 кВ
На этих трансформаторах в качестве быстродействующей зашиты от
междуфазных КЗ в обмотках и на выводах 6 кВ трансформатора, а
также в соединениях его с шинами 6 кВ применяется токовая отсечка
без выдержки времени.
Токовая отсечка устанавливается на стороне 6 кВ трансформатора и
выполняется с помощью двух реле тока, включенных на фазные токи.
Двухрелейная схема по сравнению с ранее применявшейся однорелейной
схемой повышает чувствительность токовой отсечки и увеличивает про-
цент защищенных витков обмоток трансформатора.
На масляных трансформаторах мощностью 630 и 1000 кВ А. если
они размещены в камерах, из которых имеются двери, выходящие в по-
мещение. где может находиться дежурный персонал, в соответствии с
ПУЭ должна быть установлена газовая защита.
Однако идя масляного трансформатора мощностью 1000 кВ  А.
поставляемого комплектно с газовым реле, независимо от места его
62

Рис. 20. Схема зашиты магистрали резервного питания 6 кВ:
а - цепи переменного тока; б цепи постоянного тока; КАТ1, КАТ2 - реле
тока РНТ-565 или РНТ-567 (РСТ-15); КН1 реле указательное РУ-21/0.025
(РЭУ 11-20-85842); KL1 - реле промежуточное РП-222 (РП-17); SGI-SG4 -
блоки испытательные БИЧ: SX1-SX3 - накладки НКР-3; R1 - резистор 4700 Ом
типа ПЭВ-50
63
установки целесообразно устанавливать газовую защиту для обеспечения
надежной и чувствительной защиты при повреждениях внутри кожуха
трансформатора, сопровождающихся выделением газа.
Для защиты трансформаторов от внешних КЗ и резервирования токо-
вой отсечки и газовой защиты устанавливается максимальная токовая
занщта с выдержкой времени на стороне 6 кВ трансформатора.
На трансформаторах с соединением обмоток У/Ун-0 защита выпол-
няется с двумя реле тока, включенными на фазные токи, а на трансфор-
маторах с соединением обмоток Д/Ун-11 — с тремя реле тока с включе-
нием двух реле на фазные токи и одного реле на сумму токов двух фаз.
При такой схеме повышается чувствительность защиты к двухфазным
КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора.
На рабочих трансформаторах мощностью 160-630 кВ  А максималь-
ная токовая защита, как правило, выполняется без пуска по напряже-
нию. На рабочем трансформаторе мощностью 1000 кВ • А максималь-
ная токовая защита на стороне 6 кВ может выполняться с пуском по на-
пряжению. Пуск по напряжению предотвращает срабатывание защиты
в режиме самозапуска, что позволяет не отстраивать защиту от токов са-
мозапуска ответственных электродвигателей 0,4 кВ. Однако защита с
пуском по напряжению может отказать в действии при дуговых КЗ
из-за значительного падения напряжения на дуговом промежутке. Поэто-
му в ряде проектных организаций рекомендовано выполнение этой
защиты в виде максимальной токовой защиты (без пусковых органов
напряжения).
На резервных трансформаторах 6/0,4 кВ мощностью 630 и 1000 кВ • А
максимальная токовая защита также может выполняться с пуском по
напряжению в связи с тем, что при КЗ на наиболее удаленной секции
0.4 кВ, присоединенной к магистрали резервного питания, выполненной
шинопроводом, величина расчетного тока КЗ заметно снижается в связи
с большим индуктивным сопротивлением шинопровода.
Пусковой орган напряжения максимальной защиты выполняется с
помощью реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М
для действия при несимметричных КЗ и реле минимального напряжения
типа РН-53/60Д(РН-153/60Д). включенного на междуфазное напряже-
ние, для действия при симметричных КЗ. Цепи напряжения защиты пи-
таются от TH 380/100 В, установленных на стороне 0,4 кВ трансформа-
тора.
На рабочих трансформаторах, питающих две секции шин 0,4 кВ, до-
полнительно устанавливается максимальная токовая защита на каждом
вводе к секции 0,4 кВ, предназначенная для защиты шин 0,4 кВ и для ре-
зервирования защит отходящих присоединений. На каждом вводе данная
защита выполняется с помощью двух реле тока, включенных на фазные
токи, и действует на отключение соответствующего автоматического
выключателя 0,4 кВ.
На вводах резервного питания 0,4 кВ устанавливается максимальная
токовая защита с пуском или без пуска по напряжению в двухфазном
64
двухрелейном исполнении с действием на отключение соответствующего
автоматического выключателя 0,4 кВ ввода резервного питания.
Трансформаторы СН 6/0,4 кВ работают с заземленной нейтралью
0,4 кВ, и поэтому для них предусматривается защита от однофазных КЗ
В обмотке и на выводах 0,4 кВ трансформатора, а также в сети 0,4 кВ.
Эта защита выполняется в виде токовой защиты нулевой последователь*
ности с помощью одного реле тока, включенного на ТТ, установленный
в цепи заземления нейтрали 0,4 кВ трансформатора. В реле протекает
полный ток однофазного КЗ. Защита действует с выдержкой времени на
отключение трансформатора.
Следует отметить, что максимальная токовая защита на стороне 6 кВ
трансформатора реагирует на однофазные КЗ на стороне 0,4 кВ, однако
реле тока защиты не обтекаются полным током КЗ [ 1, 2], и поэтому в
ряде случаев чувствительность ее может оказаться недостаточной.
На рабочих трансформаторах, питающих две секции шин, допол-
нительно к рассмотренной защите от замыканий на землю устанавливает-
ся на каждом вводе рабочего питания 0,4 кВ токовая защита нулевой
последовательности. Защита выполняется с одним реле тока, включен-
ным в нулевой провод ТТ максимальной токовой защиты 0,4 кВ, соеди-
ненных в полную звезду. Защита действует с выдержкой времени на от-
ключение соответствующего автомата 0,4 кВ. Такая же защита устанав-
ливается на вводах резервного питания к секциям шин РУСН 0,4 кВ.
Защита от перегрузки предусматривается как для рабочих, так и для
резервных трансформаторов, поскольку возможна длительная их пере-
грузка в некоторых режимах. Защита устанавливается со стороны 6 кВ
трансформатора, выполняется с помощью реле тока, включенного на
фазный ток, и действует на сигнал с выдержкой времени.
Для быстрого и своевременного выявления однофазного замыкания
на землю в кабеле связи трансформатора СН с шинами РУСН 6 кВ
предусматривается защита от однофазных замыканий на землю с дей-
ствием на сигнал.
При питании РУСН 6 кВ от реактированной линии, присоединенной к
компенсированной сети 6 кВ, защита от замыканий на землю выполняет-
ся с помощью устройства УСЗ-2/2. Принцип действия его рассмотрен
в § 3.
При питании РУСН 6 кВ от реактированной линии, присоединенной к
некомпенсированной сети 6 кВ с токами замыкания на землю более
5 А, указанная защита выполняется с помощью чувствительного реле
тока РТЗ-51, выполненного на полупроводниковых элементах.
При питании шин РУСН 6 кВ от трансформаторов СН 10,5—330/6 кВ
или от реактированной линии, связанной с некомпенсированной сетью
6 кВ с током замыкания на землю менее 5 А, защита от замыканий на
землю не устанавливается. В этих случаях замыкание на землю в кабеле
6 кВ трансформатора определяется по сигнализации и приборам конт-
роля изоляции 6 кВ.
65
5—6701
Ввод рабочего
Ввод резервного
Цепи зашитЬ/ ТЫ
i КА7 HL1 SX2~l
+ 01
КТ1
_Л
КН1
Общее реле
времени УРОВ
Индивидуальные
цепи
УРОВ б
схемах
защит
цепь отключения Ввода
рабочего питания
В
+02
В цепь отключения ввода
резервного питания
Рис. 21. Схема устройства резервирования отказа выключателя 6 кВ трансформа-
тора 6/0,4 кВ:
а поясняющая схема; б - цепи переменного тока; в цепи постоянного то-
ка; КН1, КН2 - реле указательное РУ-21,-0,5 (РЭУ 11-20-85082); КТ1 реле
времени РВ-114 (РВ-01, 1 с)
В настоящее время с целью уменьшения повреждаемости электро-
двигателей 6 кВ при замыканиях на землю в сети 6 кВ СН и обеспечения
надежной работы релейной защиты присоединений в этих режимах пред-
лагается выполнять частичное заземление нейтрали сети 6 кВ с помощью
66
активного резистора, включенного между заземляющим контуром
электростанции и нейтралью обмотки дополнительно устанавливаемого и
подключаемого к секции 6 кВ трансформатора со схемой соединения об-
моток Ун/Д. Указанное предлагается для сетей СН. не связанных галь-
ванически с другими сетями.
При зтом на всех злементах. присоединенных к данной секции, в том
числе и на трансформаторах 6/0.4 кВ, должна предусматриваться релей-
ная защита нулевой последовательности, действующая на отключение
этого присоединения. Защита выполняется с использованием реле РТЗ-51,
присоединенного к трансформатору тока нулевой последовательности
типа ТЗЛ или ТЗЛМ, и действует без выдержки времени на отключение
трансформатора.
Устройство резервирования отказа выключателя 6 кВ трансформатора
(рис. 21) применяется для всех трансформаторов 6/0,4 кВ в связи с тем,
что при КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора защиты вводов, питающих
секцию шин 6 кВ, к которой присоединен рассматриваемый трансформа-
тор, оказываются нечувствительными. Пуск УРОВ происходит при сра-
батывании выходного реле защиты с контролем протекания тока по-
вреждения. На стороне 6 кВ трансформатора устанавливаются два реле
тока типа PT-40 (РТ-140), включенных на фазные токи (два реле необ-
ходимы для обеспечения работы УРОВ при двухфазных КЗ между лю-
быми фазами на стороне 0,4 кВ). Для трансформаторов со схемой соеди-
нения Д/Ун ток в одной фазе на стороне ВН при двухфазном КЗ равен
току трехфазного КЗ, а в двух других фазах он в 2 раза меньше, что
должно учитываться при выборе уставок токовых реле УРОВ (см. § 7).
При замыкании цепи пуска УРОВ начинает работать реле времени, общее
для всех присоединений данной секции 6 кВ, оборудованных УРОВ, и
через 0,3 0,4 с, если КЗ не ликвидируется, произойдет отключение ввода
рабочего или резервного питания.
Ниже рассматриваются типовые схемы зашиты трансформаторов СН
6/0,4 кВ, размещаемой в шкафах ячеек КРУ 6 кВ и выполняемой на
постоянном оперативном токе 220 В.
Схема защиты рабочего трансформатора, питающего одну секцию
шин 0,4 кВ, приведена на рис. 22. Схема дана для трансформатора с
Соединением обмоток Д/У н-11 
. На трансформаторе установлена токовая отсечка, выполненная с по-
мощью двух реле тока КА4 и КА5, включенных на фазные токи, и дей-
ствующая без выдержки времени на отключение трансформатора со всех
сторон. Ввиду малой мощности трансформаторов 6/0,4 кВ выходное
реле защиты не дублируется.
На стороне 6 кВ трансформатора установлена максимальная токовая
защита в двухфазном трехрелейном исполнении (реле КА1-КАЗ). За-
щита действует с выдержкой времени на отключение трансформатора.
Защита от перегрузки выполнена с помощью реле/С4б и КТЗ с дейст-
вием на сигнал.
67
На трансформаторе установлена токовая защита нулевой последова-
тельности, выполненная с помощью реле тока /С49, подключенного
к ТАЗ, установленному в цепи заземления нейтрали 0,4 кВ трансформа-
тора, Защита действует с выдержкой времени на отключение трансфор-
матора.
Защита от замыканий на землю в кабеле 6 кВ выполнена для случая
питания трансформатора от реактированной линии 6 кВ, присоединенной
к некомпенсированной сети с током замыкания на землю более 5 А. Для
защиты, действующей на сигнал, используется реле тока КАН1 типа
РТЗ-51, включенное на ТТ нулевой последовательности, и шунтовое
указательное реле КНЗ. Предусмотрено отключение выключателя Q2
от устройства АВР для обеспечения автоматического включения ввода
резервного питания
Для осуществления УРОВ 6 кВ используются два реле тока КА7 и
7С45, включенные последовательно с токовой отсечкой и максимальной
токовой защитой, и контакт выходного реле защиты KL1. Отключение
вводов рабочего и резервного питания производится контактами реле
времени (см. рис. 21), замыкающимися с одинаковой выдержкой време-
ни, перекрывающей время отключения выключателя и возврата пуско-
вых реле УРОВ
Как и в схеме рис. 18, для уменьшения тяжести повреждения электро-
оборудования при КЗ, сопровождающемся отказом защиты присоедине-
ния 0,4 кВ, и работе защиты ввода пи-
тания, в данной схеме предусматривает-
ся запрет АВР при действии максималь-
ной токовой защиты, установленной на
стороне 6 кВ, и токовой защиты нулевой
последовательности. Для этой цели пред-
Рис. 22. Схема защиты рабочего трансформато-
ра СН 6/0.4 кВ:
а - цепи переменного тока; б - цепи по-
стоянного тока; КА1--КА9 - реле тока РТ-40
(РТ-140); КАН1 - реле тока РТЗ-51; КИ1,
КН2, КН4, КН5 реле указательные РУ-21/0,05
(РЭУ 11-20-85872) ; КНЗ - реле указательное
РУ-21/220 (РЭУ 11-20-75152); KL1 -реле про-
межуточное РП-255 (РП-16-34); KL2 - реле
промежуточное РП-23 (Р11-16); KSG1 - реле га-
зовое; КТ1, КТ2 - реле времени РВ-124
(РВ-01, 3 с); КТЗ - реле времени РВ-133
(РВ-01, 10 с); R.1 - резистор 2000 Ом типа
ПЭВ-50; R2, R3 - резисторы 3000 Ом
(2000 Ом) типа ПЭВ-25 (ПЭВ-50); SX1, SX2 -
накладки НКР-3
68
усмотрено выходное промежуточное реле KL2, контакт которого бло-
кирует АВР трансформатора.
По схеме рис. 22 выполняется защита рабочих трансформаторов
6/0,4 кВ с соединением обмоток У/Ун-0 с той разницей, что реле тока
КАЗ максимальной токовой защиты на стороне 6 кВ не устанавливается.
Схема защиты резервного трансформатора собственных нужд
6/0,4 кВ приведена на рис. 23. На резервном трансформаторе устанав-
ливаются те же защиты, что и на рабочем трансформаторе. Максималь-
Максимальная токовая отсечка на стороне высшего напряжения трансформатора	|	Защита трансформатород	|
Газовая защита трансформатора	
Максимальная токовая защита на стороне высшего напряжения трансформатора	
Токовая защита нулевой последовательности	
Защита от перегрузки трансформатора	
Сигнализация однофазных замыканий, на землю	
Выходное реле, установленное в РУСН 6 кВ	
На отключение выключателя 81	
В схему УРОВ 6 кВ	
[	На сигнал „Указатель реле не поднят"
	
НИЗ —*^0 	—	» ^КН2	На сигнал „Земля в сети 6 кВ"
	Сигнал„Газовая защита трансформатора “
£kSG1	
	Сигнал „Газовая защита трансформатора “ (действие на сигнал)
J.KT3	
МВ2^1 ffi1	₽3 -02	На сигнал „Перегрузка трансформатора"
КТ2‘-‘г-1 J Lrn	Выходные промежуточные реле защит рабочего ввода
	
KL2' От пускового органа Мини- мильного напряжения усглрой- KL2^	г отйа АВР	На отключение 82
	В схему блокировки АВР секции 0,4 кВ
	На сигнал„Вызод на секцию РУСН 0)4x8“
б)	
69
пая токовая защита выполнена с пуском по напряжению. Защита со-
держит три реле тока и реле напряжения KV1 и KVZ1, включенные
на TH, соединенные в открытый треугольник (как было указано ра-
нее рядом проектных организаций не рекомендуется применение пус-
ка по напряжению).
Рис. 23. Схема защиты резервного трансформатора СН 6/0,4 кВ:
а - цепи постоянного тока; б — цепи переменного тока; КА1-КА12 - реле тока
PT-40 (РТ-140); КАШ — реле тока РТЗ-51; КН1-КН4 - реле указательные
70
Токовая отсечка		|	Защита трансформатора
Газовая защита		
Реле - повторители пускового органа напряжения		
Максимальная токовая защита с пуском напряжения		
Токовая защита нулевой последовательности от КЗ на землю о сети OjUkB		
Защита от перегрузки		
Защита от однофазных замыканий на землю		
Выходные промему-, точные реле |	Установленные в РУСН 6 кВ	
	Установленные в РУСН 0,4 кВ	
Ни отключение выклю- чателя 6нВ G1		
На сигнал „Вызов на секцию бкВ “		
На сигнал „Земля в сети о кВ "		
На сигнал „Газовая защита “		
на сигнал„Газовая за- щита'Хдействие на сигнал)		
На сигнал,,Перегрузка трансформатора "		
В максимальной токовой защите на стороне 6 кВ пусковой орган
напряжения используется одновременно для осуществления пуска по
напряжению и на максимальных токовых защитах вводов резервного
питания 0,4 кВ, если это требуется для повышения чувствительности
зашит. Цепи напряжения защиты питаются от TH 380/100 В, установлен-
ных на наиболее удаленном от резервного трансформатора вводе ре-
зервного питания 0,4 кВ При этом обеспечивается достаточная чув-
ствительность реле напряжения защиты при КЗ на удаленных вводах.
В схеме защиты предусмотрено шунтирование пуска по напряжению
включением отключающего устройства. Это необходимо для обеспече-
ния действия максимальной токовой защиты со стороны 6 кВ при КЗ в
трансформаторе, когда при включении его под напряжение он отключен
от магистрали резервного питания 0,4 кВ, а реле напряжения защиты
могут быть под напряжением в связи с питанием магистрали от другого
трансформатора.
На рис. 23 показана схема защиты для ввода на секцию СН. Анало-
гично выполняются защиты других вводов. Зашита может быть выпол-
нена и без пуска по напряжению.
S снему УРОВ 6 кВ	
Токовая защита нулевой последовательности от КЗ на землю 6 сети 0,4 кВ	Защита Ввода резервного питания
Максимальная тока^ая защита с пуском напряжения	
на отключение аВтомотичес кого Выключателя 0,ч кВ вг	
на сигнал „ВызоЁ на секцию Dt4 кВ“	
на отключение
автомата четких
выключателей друган
секций 0,4 нВ
РУ-21/0,05 (РЭУ 11-20-85871); КН5 - реле указательное РУ-21/220
(РЭУ 11-20-75151); КН6 - реле указательное РУ-21.1 (РЭУ 1120-85111); KL1.
KL2 - реле промежуточные РП-23 (РП-16): KL3-KL5 - реле промежуточные
71
Рис. 23 (окончание)
РП-255 (РП-16-34); KSGI - реле газовое; КТ1, КТ2 - реле времени РВ-124
(РВ-01. 3 с); КТЗ - реле времени РВ-133 (РВ-01, 10 с); КТ4 реле времени
РВ-114 (РВ-01. 1 c),Rl - резистор 2000 Ом типа ПЭВ-50: R2 - резистор 3000 Ом
(2000 0м) тина ПЭВ-25 (ПЭВ-50); SX1-SX3 - накладки НКР-3
6.	УСТРОЙСТВО АВР ПИТАЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ
Одним из важнейших мероприятий по обеспечению бесперебойного
питания потребителей СН тепловых электростанций является применение
устройства автоматического включения резервных источников питания
СН - устройства АВР. Это является обязательным на всех тепловых
электростанциях, поскольку питание нагрузки СН, как правило, осуще-
ствляется от одного рабочего источника, который должен быть автомати-
чески заменен резервным источником.
Автоматическое включение резервных трансформаторов и реактиро-
ванных линий СН должно быть обеспечено в случаях, вызывающих ис-
чезновение напряжения на шинах СН при: отключении рабочего питаю-
щего элемента защитой от внутренних повреждений или ошибочном или
самопроизвольном отключении любого из его выключателей, отклю-
чении блоков с ответвлением на СН от своих защит, отключении шин
генераторного напряжения, от которых питаются рабочие источники СН,
и Т.Д.
Для уменьшения тяжести повреждения электрооборудования и увели-
чения долговечности кабелей при КЗ на шинах секции 6 кВ или вблизи
шин при отказе защиты соответствующего присоединения и работе защи-
ты ввода питания секции 6 кВ СН в соответствии с ПУЭ с учетом реше-
ния Главтехуправления предусматривается автоматическое блокирова-
ние (запрет) АВР при действии защит ввода рабочего питания секции СН
и УРОВ присоединений СН (см. § 4 и 5). При этом выходное промежу-
точное реле защиты замыкает цепь блокировочного реле, которое, са-
мсу держиваясь, разрывает цепь включения от АВР резервного источника
питания.
В схеме устройства АВР предусматривается однократность действия.
Включение резервного источника питания на неотключившееся КЗ в ра-
бочем источнике недопустимо, так как это привело бы к увеличению
размеров повреждений в нем. Поэтому схема АВР должна быть выпол-
нена так, чтобы автоматическое включение резервного источника было
возможно только после отключения выключателей рабочего источника
питания от шин РУСН.
Устройство АВР должно обеспечить возможность быстрого включения
резервного источника питания, так как чем скорее восстанавливается
напряжение на шинах СН, тем меньше торможение электродвигателей и
тем легче режим их самозапуска. Для этой цели схема устройства АВР
должна обеспечивать действие без выдержки времени на включение
резервного источника питания в тех случаях, когда исчезновение напря-
жения на шинах СН произошло в результате отключения выключателя
рабочего источника. Таким образом, при повреждениях в рабочем источ-
нике и отключении его от защиты, а также при самопроизвольном или
ошибочном отключении какого-либо из выключателей рабочего питаю-
щего элемента автоматическое включение резервного источника должно
происходить без выдержки времени.	7,
1GT\
KV2
К цепям напряжения на
питающей стороне TR2
Рис. 24. Схема АВР трансформаторов СН блочных тепловых электростанций, питаю-
щих шины РУСН 6 кВ:
а - поясняющая схема; б - цепи реле, контролирующих питание магистралей
от TR1; в - цепи реле, контролирующих питание магистралей от TR2; г - цепи
отключения включателя Q1A. б цепи пуска выходного реле АВР включающего
74
KV1
К цепям напряжения на
питающей сторане TR1
выключатель Q1: е пени пуска выходного реле АВР. включающего выключа-
тель Q2 ж - цепи включения выключателя Q1LI:3 цепи реле напряжения АВР
и зашиты минимального напряжения электродвигателей; и цени пуска реле вре-
мени КТ1 и КТ2
75
В случае исчезновения напряжения на шинах СН (при включенных
выключателях рабочего питающего элемента) пуск АВР производится от
органа минимального напряжения. При этом рекомендуется контролиро-
вать наличие напряжения на резервном источнике питания. Схема уст-
ройства АВР в этом случае действует с выдержкой времени на отключе-
ние выключателей рабочего питающего элемента, после этого происхо-
дит автоматическое включение резервного источника питания. Это необ
ходимо для отстройки от длительного понижения напряжения на шинах
СН в сети, питающейся от рабочего элемента, и в сети, от которой этот
рабочий элемент получает питание.
Особенно необходимо обеспечить безотказное действие устройства
АВР на блочных тепловых электростанциях при отключении блоков.
Отключение СН мощных блоков представляет опасность для сохранно-
сти оборудования, и поэтому следует предусмотреть включение резерв-
ного источника с временем, не превышающим допустимое, чтобы обес-
печить бесперебойную работу дымососа, дутьевого вентилятора и других
механизмов.
Для ускорения действия АВР при отключении блоков с ответвления-
ми на СН от защит предусматривается действие защиты блоков на от-
ключение выключателей СН блока, что показано в приведенных ранее
схемах (см. § 4). С той же целью отключаются выключатели 6 кВ рабо-
чих трансформаторов на блочных электростанциях при закрытии сто-
порного клапана турбины.
Предусматривается также автоматическое отключение рабочего транс-
форматора блока и включение резервного от АВР при асинхронном ре-
жиме работы генератора блока для обеспечения нормального напряже-
ния на шинах РУСН 6 кВ. Во всех указанных случаях отключения выклю-
чателей рабочего трансформатора устройство АВР действует без выдерж-
ки времени на включение резервного трансформатора.
Для ускорения действия устройства АВР при присоединении рабочих
источников питания к шинам генераторного напряжения предусматри-
вается их отключение от защиты шин 6-10 кВ. это обеспечивает включе-
ние от АВР резервного источника без выдержки времени (см. § 3).
Ниже рассматриваются наиболее распространенные схемы устройст-
ва АВР, применяемые на тепловых электростанциях.
Схема АВР для трансформаторов СН блочных тепловых электростан-
ций, питающих шины РУСН 6 кВ, приведена на рис. 24. Схема дана для
рабочего трансформатора с расщепленными обмотками, присоединен-
ного ответвлением к блоку 1GT, и двух резервных трансформаторов
TR1 и TR2, присоединенных к магистралям резервного питания 6 кВ
L и М. Выключатели 6 кВ резервных трансформаторов постоянно вклю-
чены, магистрали резервного питания разделены нормально отключен-
ными выключателями Q3L и Q3M. Выключатели Q4L и Q4M нормально
включены.
76
Схема АВР должна обеспечить возможность замены рабочего транс-
форматора любым резервным трансформатором. Для этого в схеме
АВР предусматриваются специальные промежуточные реле KLL1, KLM1,
KL1.2, KLM2, контролирующие, от какого резервного трансформатора
питаются вводы резервного питания. Контакты этих реле участвуют в
схеме АВР и позволяют обеспечить питание шин 6 кВ блока 1(ЗТ от
соответствующего резервного трансформатора.
На рис. 24 показана схема АВР для секции BA 1, действующая следую-
щим образом. При использовании для резервирования TR] замкнуты
контакт KV1 и контакты реле положения "Включено” KQCIqj^ и
KQCIqim на включенных выключателях 6 кВ TR1. Поэтому под напря-
жением находятся реле KSV1, KLL1 и KLM1, и контакты их в схеме
АВР замкнуты. При использовании для резервирования TR2 (включены
магистральные секционные выключатели Q3L, Q3M. Q4L, Q4M) под
напряжением находятся реле KSV2, KLL2 и KLM2. и тогда их контакты
замкнуты.
В схеме АВР используется реле контроля цепи отключения (реле по-
ложения ’’Включено”) KQC1 выключателя рабочего трансформатора
типа РП-252 (РП-18-64). Это реле при исправности цепи отключения и на-
личии оперативного тока в цепях включенного выключателя Q1A нахо-
дится под напряжением, и замыкающие контакты его замкнуты.
При отключении выключателя Q1A по любой причине замыкаются его
вспомогательные контакты QIAi, Q1A4 Реле KQC1 обесточи-
вается, ТтДнако контакты его еще остаются замкнутыми, так как они
размыкаются с выдержкой времени, достаточной для включения вы-
ключателей резервного трансформатора и вводов резервного питания
6 кВ.
При этом в случае резервирования от TR] создается цепь на сраба-
тывание промежуточного реле КАС1 типа РП-23 (PI1-16-14), включаю-
щего выключатель QI, а при резервировании от TR2 - цепь на срабаты-
вание реле КАС2, включающего выключатель Q2. Одновременно обра-
зуется цепь на включение выключателя ввода резервного питания Q1L1.
В цепи включения этого выключателя установлено указательное реле
КН1 типа РУ-1-20 (РЭУ-11) для фиксации действия устройства АВР как
при успешном, так и при неуспешном его срабатывании.
При исчезновении напряжения на шинах секции 6 кВ при включен-
ном выключателе Q1A вступает в действие пусковой орган минималь-
ного напряжения, предназначенный для отключения выключателя Q1A
рабочего трансформатора с целью обеспечения автоматического включе-
ния резервного питания.
Пусковой орган минимального напряжения АВР должен действовать
при исчезновении напряжения на шинах 6 кВ и не должен реагировать на
удаленные КЗ во внешней сети. Кроме того, он должен действовать с
выдержкой времени, равной или превышающей на одну ступень вы-
держку времени максимальной токовой (или дистанционной) защиты
77
трансформаторов, чтобы предотвратить отключение трансформаторов
при повреждениях в питаемой или питающей сети.
Пусковой орган минимального напряжения АВР содержит реле на-
пряжения KSV4 типа РН-53/60Д (РН-153/60Д) и реле времени КТ2
типа РВ-133 (РВ-01, 10 с). Для предотвращения ложного действия АВР
при перегорании предохранителей на стороне 6 кВ TH предусмотрена
блокировка, для которой используется фильтр-реле напряжения обрат-
ной последовательности KVZ1 типа РНФ-1М, применяемый в схеме
защиты минимального напряжения электродвигателей, питающихся от
данной секции шин 6 кВ. Как видно из рис. 24, и. размыкающий контакт
KVZ1 соединен последовательно с контактом реле KSV3 в цепи пуска
реле времени КТ2. В нормальном режиме контакт К VZ1 замкнут, а кон-
такт KSV4 разомкнут. При перегорании предохранителей в двух фазах
на стороне 6 кВ TH нарушается симметрия напряжений, подводимых
к KVZ1, появляется напряжение обратной последовательности на выходе
фильтра, и KVZ1 срабатывает. При этом размыкается контакт KVZI.
в результате этого исключается пуск реле времени КТ2, и, следователь-
но, схема АВР ложно не действует. Кроме того, предусмотрена бло-
кировка для исключения ложного действия АВР при обрыве обмотки
реле напряжения KSl'4. Эта блокировка выполнена введением в цепь
пуска реле времени КТ2 контакта реле KSV3 (РН-54/160 или
РН-154/160) — реле первой ступени защиты минимального напряжения,
предназначенного для отключения неответственных электродвигателей
в режиме самозапуска. Уставка этого реле равна примерно 70 В, поэто-
му оно срабатывает одновременно с реле KSV4 при исчезновении напря-
жения на шинах 6 кВ, обеспечивая пуск АВР.
Для исключения ложного действия устройства АВР и защиты мини-
мального напряжения электродвигателей при срабатывании автоматиче-
ского выключателя SF1, установленного во вторичных цепях TH, ”+”
к контактам реле напряжения подается через вспомогательный кон-
такт SF1, размыкающийся при его отключении. Цепь отключения вы-
ключателя Q1А проходит либо через контакты KSV1 и KLL1, либо через
контакты KSV2 и KLL2, соединенные последовательно с контактами
реле времени АВР, в зависимости от того, какой резервный Трансформа-
тор используется для резервирования рабочего трансформатора. После
отключения выключателя Q1A схема устройства АВР работает так же,
как описано выше.
Схемой предусмотрен запрет АВР при действии защит рабочего транс-
форматора от внешних КЗ, дуговой защиты и УРОВ присоединений
6 кВ. При замыкании контактов указанных защит срабатывает блокиро-
вочное реле КВ1 и самоудерживается на своем контакте КВ11, другой
же контакт этого реле, КВ12, разрывает цепь включения выключателя
ввода резервного питания на секцию (см. рис. 24, ж) на все время суще-
ствования импульса на включение выключателя ввода от АВР. После
того как разомкнутся контакты KQC13, подорвется цепь самоудержива-
ния реле КВ1, и схема вернется в исходное состояние.
Схема АВР для секци/ ВВ1 выполняется аналогично, но с действием
на включение выключателей Q1(Q2) и Q1M1. В схеме должны быть ис-
пользованы контакты реле KLM1 и KLM2 вместо контактов реле KLL1
и KLL2, а пусковой орган минимального напряжения должен быть при-
соединен к TV2.
Схема АВР для реактированных линий выполняется так же, однако
автоматическое включение выключателя со стороны питания резервной
линии производить не требуется, так как в реакторе, в отличие от транс-
форматора, отсутствуют потери холостого хода и потому целесообразно
держать включенным выключатель со стороны питания.
Наличие напряжения на резервной линии проверяется с помощью
реле KSV1, контролирующего напряжение на магистрали резервного
питания 6 кВ, к которой присоединена резервная линия.
Схема АВР для трансформаторов 6/0,4 кВ, выполненная по рис. 25,
обеспечивает автоматическое включение выключателя QR1 резервного
трансформатора СН и автоматического выключателя Q1L ввода резерв-
ного питания к шинам 0.4 кВ как без выдержки, так и с выдержкой
времени.
Для действия схемы АВР необходимо, чтобы переключатели блоки-
ровки SABI kSAB2 находились в положении ”АВР включено”.
При отключении выключателя Q2 по любой причине замыкаются его
вспомогательные контакты Q2X и Q22, обесточивается реле контроля
исправности цепи отключения выключателя KQC2 типа РП-252
(РП-18-64), но контакты KQC2\ и KQC22 остаются временно замкнуты-
ми. В результате замыкается цепь включения без выдержки времени
выключателя QR1 и автоматического выключателя Q1L ввода резерв-
ного питания 0,4 кВ.
Для ускорения включения резервного питания предусмотрена блоки-
ровка между выключателем Q1 и автоматическим выключателем Q2
рабочего трансформатора, обеспечивающая отключение Q2 при любом
отключении выключатели Q1. Цепь блокировки заведена через контакты
переключателя SAB1, и поэтому она действует только при вклю«енном
положении переключателя.
Для действия схемы АВР при исчезновении напряжения на шинах
6 кВ РУСН, питающих рабочий трансформатор 6/0,4 кВ, предусмотрен
пусковой орган минимального напряжения, выполненный с реле напря-
жения KV10 типа РН-54/160 (РН-154/160) и реле времени КТ10 типа
РВ-127 (РВ-01, 10с).
При отсутствии напряжения на рабочем трансформаторе контакты
реле напряжения замыкаются и срабатывает реле времени КТ10 с вы-
держкой времени, равной или превышающей выдержку времени мак-
симальной токовой защиты трансформатора. Контакты реле КТ10
включены последовательно с контактами реле KSV1 контроля наличия
напряжения на резервном трансформаторе. При этом автоматическое
включение последнего производится только при наличии напряжения на
79
шинах секции РУСН, от которой питается резервный трансформатор.
Для контроля этого напряжения используется реле напряжения KV1
типа PH-53/200 (PH-153/200), которое с помощью переключателя SAB2
может подключаться к шинкам TH соответствующей секции 6 кВ, к
которой присоединен резервный трансформатор.
Как и в схеме рис. 24. в данной схеме предусмотрен запрет АВР при
действии защит рабочего трансформатора от внешних КЗ (в данном слу-
чае максимальной токовой защиты и токовой защиты нулевой по-
следовательности). При замыкании контактов выходного реле (см.
рис. 22) срабатывает блокировочное реле, самоудерживаясь, своим раз-
мыкающим контактом разрывает цепь включения выключателя ввода
резервного питания на секцию (рис. 25, г). Возврат схемы происходит
аналогично рис. 24.
б кВ
б кВ
о в
GR1
TR
+е/?1
Ofi кВ
Q1L
+ 02 SAB1,
ЮГ,'™'»2 fl2 1Z -02
KQC2,
КТЮ
б)
Я2,
0 8
’ Отключение
от ку и защи-
mei
КМ1 -GR1
QR1
S>AB2<
КМ1
Включение от КУ
*G1L SAB13 KG.C2-,
Q2, КВ1
8)
-G1L
К Т1
А
В
С
N
о в
: *
• I
К другим 4 <
секциям Ф
0,4кВ J
КУЮ
Рис. 25. Схема АВР трансформаторов СН 6/0.4 кВ.
а - поясняющая схема; б - цепи отключения автоматического выключате-
ля Q2: в цепи включения выключателя QR1: г цепи включения выключате
ля Q1L д - цепи реле контроля напряжения на резервном трансформаторе, е
цепи включения реле времени пускового органа минимального напряжения АВР
80
Q2
КН1
Защита
5AS2?
О 81
“ ! t “
включение
Q1L
От TH
KV1
На рис. 25 показаны цепи АВР, относящиеся к одному рабочему
трансформатору. Такие же цепи выполняются и для других трансформа-
торов, резервируемых одним и тем же резервным трансформатором
6/0,4 кВ.
Схема АВР, применяемая для трансформаторов 6/0,4 кВ на блочных
тепловых электростанциях, при отключении одного рабочего трансфор-
матора действует аналогично схеме на рис. 25. При одновременном ис-
чезновении напряжения на обеих секциях шин 6 кВ блока включение ре-
зервного питания производится только на полусекции шин 0,4 кВ, к
которым присоединены особо ответственные механизмы, обеспечиваю-
щие безаварийный останов блока, так как резервный трансформатор,
мощность которого равна мощности одного из рабочих трансформато-
ров, не может обеспечить питание всей нагрузки 0,4 кВ блока. Для это-
го режима в схеме АВР предусмотрен дополнительный пусковой орган,
отключающий секционные автоматические выключатели, соединяющие
полусекции шин 0,4 кВ.
7.	РАСЧЕТ И ВЫБОР УСТАВОК ЗАЩИТЫ
И АВТОМАТИКИ ПИТАЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ
Для выбора уставок и проверки чувствительности защиты питающих
элементов собственных нужд должны быть известны токи в ТТ защиты
при КЗ.
Расчет токов КЗ для реактированных линий и трансформаторов, пи-
тающих РУСН 6 кВ, производится для случаев междуфазных КЗ. При
расчете рассматривается трехфазное КЗ за реактором или трансформато-
ром, т.е. КЗ на шинах РУСН 6 кВ.
Сопротивления элементов расчетной схемы рассчитываются по сле-
дующим выражениям:
для генератора
(1)
где xj'- сверхпереходное сопротивление генератора, отн. ед.; 1/ном —
номинальное напряжение генератора, кВ; 511ОМ — номинальная мощ-
ность генератора, МВ - А:
для трансформатора без устройства РПН
100S 11ом
где г/к % напряжение КЗ трансформатора, %; t/HOM номинальное
напряжение любой из сторон трансформатора, кВ; 5НОМ — номинальная
мощность трансформатора, МВ • А.
Для трансформаторов с расщепленными обмотками в каталогах при-
водится значение напряжения КЗ между обмотками высшего и низшего
81
6-6701
напряжений, отнесенное к мощности расщепленной обмотки низшего на-
пряжения.
На трансформаторе с РПН при приведении его сопротивления к напря-
жению обмотки 6 кВХг определяется по выражению:
_ ик |
100SHOM т
(3)
где икп% — напряжение КЗ трансформатора при данном ответвлении п
устройства РПН в зависимости от регулируемого напряжения; [/ц
напряжение обмотки 6 кВ.
При приведении хт к напряжению обмотки высшего напряжения
трансформатора в (3) вместо С/ц подставляется соответствующее значе-
ние U[ при соответствующем напряжении регулирования.
На трансформаторах с РПН, присоединенных к шипам ГРУ 10 кВ.
регулирование напряжения используется в незначительных пределах
(порядка ± 5%), так как напряжение на шинах 6 кВ РУСН под держивает -
ся постоянным за счет регулирования напряжения на шинах 10 кВ с по-
мощью генераторов и РПН трансформаторов связи. Поэтому wK% на
этих трансформаторах СН мало меняется и хт определяется согласно (2)
по каталожному значению wK%, отнесенному к среднему ответвлению
РПН (кС/ном).
Сопротивление реактора хр принимается равным номинальному ин-
дуктивному сопротивлению, которое в настоящее время приводится в
каталогах на реакторы.
Сопротивление системы определяется обычно, исходя из мощности КЗ
на шинах станции, связанных с системой:
хсист -	'	(4)
Если мощность 5К не задана, то ее определяют по номинальной мощ-
ности отключения выключателя, присоединенного к этим шинам. Все
сопротивления элементов расчетной схемы должны быть отнесены к
напряжению 6,3 кВ.
Допускается при расчетах токов КЗ не учитывать активных сопротив-
лений элементов расчетной схемы ввиду их малости.
Определяется результирующее сопротивление до точки КЗ на шинах
РУСН 6,3 кВ:
хрсз _ хнш + хсн’	(5)
где хвш - эквивалентное сопротивление внешней сети; х( н равно хр
или хт.
Величина тока трехфазного КЗ на шинах РУСН 6 кВ определяется как
/3> =	= l'hqm |0?
^рез хГз хрез
82
По току трехфазного КЗ определяется ток двухфазного КЗ
/<2) =	;(3) = О 87/(3)	(7)
к 7 к	к	v ’
Для ориентировочного определения тока КЗ за реактором или за
трансформатором СН, на мошных тепловых электростанциях можно
принять, что они питаются от системы неограниченной мощности, сопро-
тивление которой принимается равным нулю. Максимально возможный
ток трехфазного КЗ за реактором или за трансформатором СН легко
определить по их параметрам, пользуясь следующими выражениями:
для реактора
и  103
/к = —х— ;	(8)
v3*p
для трансформатора
/к = Z^SiloO.	(9)
«к%
Расчет токов КЗ в системе 0,4 кВ собственных нужд производится для
выбора уставок и проверки чувствительности защит трансформаторов
6/0,4 кВ. При расчете сопротивление системы не учитывается, так как
можно считать, что трансформаторы питаются от системы неограничен-
ной мощности. Расчет тока КЗ в сети 0,4 кВ требует учета активных
сопротивлений элементов расчетной цепи ввиду их значительной величи-
ны. При составлении расчетной схемы в нее включаются активные и
индуктивные сопротивления трансформатора и кабелей, соединяющих
его с местом КЗ.
При расчетах токов КЗ необходимо учитывать возможность возник-
новения коротких замыканий с дугой, при которых ток КЗ меньше,
чем при металлических коротких замыканиях. В ряде проектных органи-
заций учет дуги осуществляется условно введением в расчетную схему
активного сопротивления 5—15 мОм.
Ток металлического трехфазного КЗ в месте повреждения опреде-
ляется по выражению
где С7Ном — номинальное напряжение, равное 400 В; г и х — соответст-
венно суммарное активное и индуктивное сопротивления прямой после-
довательности трансформатора и кабеля, мОм.
Ток двухфазного КЗ определяется по выражению (7).
83
Для сети 0,4 кВ СН, работающей с заземленной нейтралью 0,4 кВ
трансформаторов, расчет тока однофазного КЗ производится с учетом
активных и индуктивных сопротивлений прямой и обратной последо-
вательностей, равных друг другу, и нулевой последовательности транс-
форматора и кабеля.
Ток металлического однофазного КЗ в месте повреждения опреде-
ляется по выражению
, (I )	х/3£/цом ' '0
/' =--------- = , (11)
К	«т-	/	-у	'
7	\> (2г + /-0) + <2х + л-0) *
где t/ф и i/цом - соответственно фазное и номинальное междуфазные
напряжения шин 380 В; г и г0 — соответственно суммарное активное
сопротивление прямой (обратной) и нулевой последовательностей.
мОм; х и х0 - соответственно суммарное индуктивное сопротивление
прямой (обратной) и нулевой последовательностей трансформатора и
кабеля, мОм.
Расчет токов КЗ на стороне 0,4 кВ трансформаторов 400—1000 кВ • А
может быть выполнен по (9)
Расчет токов и сопротивлений самозапуска электродвигателей произ-
водится в наиболее тяжелом режиме, когда все ответственные электро-
двигатели, присоединенные к питающему элементу СН. полностью за-
торможены и, следовательно, сопротивление их будет минимальным,
равным пусковому. Сопротивление внешней сети принимается равным
нулю:хвш =0.
В расчете токов самозапуска электродвигателей, питаемых от резерв-
ного трансформатора СН, присоединенного к обмотке низшего напряже-
ния автотрансформатора связи, или питаемых от 'резервной реактиро-
ванной линии или резервного трансформатора, присоединенных к транс-
форматору связи, следует учитывать сопротивление автотрансформатора
или трансформатора связи и принимать хвш =хавтотр или . хвш = х^.
Ток самозапуска, проходящий через питающий элемент СН, опреде-
ляется по выражению. А:
С„ом ' 19
/сам = ----------- •	(12)
V Л’сам
где //цом =6.3 кВ.
Суммарное эквивалентное сопротивление схемы замещения при само-
запуске определяется по выражению, Ом:
Лсам = Л'вш + Л’сн + Лдв-	(13)
Суммарное эквивалентное сопротивление всех полностью затормо-
женных ответственных электродвигателей, участвующих в самозапус-
ке. определяется но выражению. Ом:
84
*ДВ =
^-ном ’ IО3
х/з~Л1уск Z
(14)
где t/H0M — номинальное напряжение электродвигателей, равное 6 кВ;
41ускХ ~ суммарная величина пусковых токов электродвигателей,
участвующих в самозапуске, А.
Для каждого электродвигателя пусковой ток определяется по выра-
жению
А1УСК.ДВ Л'пуСК/НОМ, дв -
(15)
где А'пуск - кратность пускового тока двигателя, данная в каталоге.
На трансформаторах с РПН, у которых иК117г увеличивается и умень-
шается соответственно с увеличением и уменьшением регулируемого
напряжения, максимальное значение токов самозапуска в обмотке выс-
шего напряжения определяется при сопротивлении трансформатора,
подсчитанном при минимальном икл% и напряжении Uimtn по выра-
жению (3).
На трансформаторах с РПН, у которых при повышении регулируемого
.напряжения нк,(% уменьшается, максимальное значение токов самоза-
пуска в обмотке высшего напряжения, учитываемых при расчете зашит
иа этой стороне, может быть определено только после расчета токов
самозапуска как при максимальном, так и при минимальном значениях
токов.
Пример 1. Определить ток самозапуска ответственных электродвигателей СН,
питающихся от трансформатора с расщепленными обмотками 6 кВ.
Расчетная схема, схема замещения и данные трансформатора приведены на
рис. 26.
Расчет производится в следующем порядке.
1. Определяется суммарный пусковой ток электродвигателей/ПуСК для каждой
секции 6 кВ. Расчет приведен в табл. 1. Подсчет суммарного пускового тока произ-
веден в предположении, что кратность тока самозапуска нагрузки, питающейся
от трансформаторов СН 6/0.4 кВ, по отношению к номинальному току этих транс-
форматоров равна трем.
2. Определяется суммарное эквивалентное сопротивление электродвигателей
согласно (14) для каждой секции 6 кВ:
6.3 • 103
секция ВА1 хдв---------------- 0.427 Ом:
х/Т 8512
6.3 103
секция ВВ1 хдв =----------------- 0,415 Ом.
х/з  8754
3. Определяется сопротивление трансформатора согласно (3). исходя из мак-
симального и минимального значений и, И1 ,. /Z. отнесенных к мощности об-
Z- гх	А	гС D П - П П
мотки 6 кВ. равной 12,5 МВ А:
10,12 -6,32
хттах ~ ~	~ 0-3- Ом;
8,64  6,32
100  12.5
xtmin
100- 12.5
= 0.273 Ом.
85
К системе
110-220 нВ
250 МВ-А
ВА1
210 МВт
ТРДНС- 25000/35,
Uном ~ 15,75* 8 “1,5°/о 76,3-6,3 кВ ,
U* вн-нн%~ 9}5°/о;
пР“ Ulmax = 15,75(1*0,12) = 17,65 кВ
U* вн-нн%,= 10,12°/о ;
при Ulmin - 15, 7511 - 0,12) = 13,85 кВ
ян~нц/°- 8,б4°/о
Хсист
О
ВВ1
х т так
0,32
хдв
0,427
ВА1
Хттах
ВВ1 б)
Рис. 26. К расчету токов самозаиуска электродвигателей СК:
а - расчетная схема; б схема замещения
4.	Определяется при xTmlH:
а)	эквивалентное сопротивление самозаиуска электродвигателей согласно
(13):
секция ВА1 -хСам = °-273 + 0.427 = 0,7 Ом;
секция ВВ1 х'сам = 0.273 + 0.415 “ 0.688 Ом;
б)	ток самозаиуска согласно (12):
6.3  103
секция В АI /сам =------------= 5196 А;
х/з-0.7
6.3 103
секция ВВ1 /сам ~-------------= 5287 А:
х/з  0.688
в)	суммарный ток самозаиуска секций BA 1 и ВВ1:
/сам = 5196 + 5287 = 10483 А
Для выбора уставок защит на стороне 6 кВ расчетным является наибольший
ток самозаиуска в обмотке 6 кВ трансформатора, равный 7сам = 5287 А.
5.	Определяется ток самозаиуска в обмотке высшего напряжения трансфор-
матора с учетом коэффициента трансформации на минимальном ответвлении РПН:
6 3
^/ном*1 0J?) = 13.85 кВ; = хТт1п;	/(;ам = 1О483 —1  = 4768 А
13.85
86
Таблица 1. Определение суммарных пусковых токов электродвигателей
Присоединение	Номиналь- ная мощ- ность, кВт	Номиналь- ный ток Л(ОМ’ А	Кратность пускового тока АгПуСК	Пусковой ток AlyCK, А	Распределение нагрузки по секциям				
					секция ВА1		секция ВВ1		
					Число двига- телей	Пуско- вой ток, А	Число двига- телей	Пуско- вой ток, А	
Двухскоростной дымосос	800/500	96,5/60	6,0/5,5	580 (вторая скорость)	1	580	1	580	
Дутьевой двухскоростной вентилятор	1250/725	138/85	6,0/6,5	828 (вторая «'Г-орость)	1	828	1	828	
Питательный электронасос	4000	431	6,3	2720	2	2 X 2720	1	2720	
Дымосос рециркуляции дымовых газов	500	57,5	5,7	328	1	328	1	328	
Конденсатный насос	250	29.5	5,8	171	1	171	2	342	
Циркуляционный насос	1000	120	5,5	660	1	660	э	2 х660	
Резервный возбудитель Пожарный насос	1250 200	166 22 7	И 7	1825 159	1	159	1	1825	
Масляный пусковой электронасос	630	71.5	6,5	465	-	-	1	465	
Трансформатор 6,3/0,4 кВ, -	57,8 630 кВ  А Примечание. Для секции ВА1 Л1ускЕ = 8512 А;			3	173,4 для секции ВВ1 /цуск 2 ~		2 8754 Л.	346	2	346	
Методика выбора уставок релейной зашиты и автоматики питающих
элементов приведена ниже.
В расчетах использованы следующие условные обозначения:
/с,3 — первичный ток срабатывания зашиты;
/с р — ток срабатывания реле зашиты;
0Вр — напряжение возврата реле напряжения;
кн — коэффициент надежности;
кв — коэффициент возврата реле;
— коэффициент схемы, равный 1 при соединении ТТ зашиты в
полную или неполную звезду или \/3 при соединении их в треугольник;
&сам ~ коэффициент самозапуска;
/с0ТС — коэффициент отстройки, учитывающий погрешности реле,
ошибки расчета и необходимый запас;
/сПСр — коэффициент, учитывающий переходный режим;
^одн — коэффициент однотипности ТТ, принимаемый равным 0,5
при использовании в защите ТТ одного типа и 1 при использовании раз-
нотипных ТТ;
е полная погрешность ТТ;
Kj — коэффициент трансформации ТТ;
К и — коэффициент трансформации TH;
/снг — коэффициент нагрузки;
кч — коэффициент чувствительности защиты.
Дифференциальная защита трансформатора СН не должна действовать
при КЗ на шинах СН, а также при включении трансформатора под напря-
жение. Это обеспечивается правильностью выполнения схемы защиты
и соответствующим выбором ее тока срабатывания.
Расчет дифференциальной защиты с реле РНТ-565 или РНТ-566/2
производится в следующем порядке.
1. Определяются вторичные токи в обмотках реле.
2. Определяется первичный ток срабатывания зашиты, выбираемый по
следующим условиям:
а)	по условию отстройки от максимального тока небаланса в реле при
трехфазном КЗ на шинах СН 6 кВ
Л:, з ~ ^отс^нб. расч ,	(16)
где &отс = 1,3.
Расчетный ток небаланса /нб.расч состоит из трех составляющих:
Л1б, расч ~ ^нб, расч + ^нб, расч + 7нб. расч •	(17)
Составляющая тока небаланса, вызванная погрешностью трансформа-
торов тока,
^нб. расч _ ^пер^одне7ктох,	(18)
где Апер = 1; е - 0,1; /ктвх — максимальный ток трехфазного КЗ на
шинах 6 кВ СН.
Составляющая тока небаланса, вызванная регулированием напряже-
ния на трансформаторе,
Л/б, расч =	>	(19)
где Д(/ - половина суммарного диапазона регулирования напряжения
на трансформаторе, например при диапазоне регулирования ±10%
Д [7=0.1.
Составляющая тока небаланса, вызванная неточностью установки на
реле расчетного числа' витков для одной из сторон трансформатора,
определяется по выражению
_ "'неосн. расч ~ "'неосн
oi6, расч	" ‘ктах >	(20)
"'неосн, расч
где wHeoCHi paCq и wHeoCH — соответственно расчетное и принятое число
витков обмотки насыщающегося трансформатора реле для неосновной
стороны (см. п. 5).
По условию а) предварительно определяется ток срабатывания защи-
ты без учета поскольку эта составляющая в начале расчета неизве-
стна:
Л:, з = ^отс (^'нб, расч + ^нб.расч)",	(21)
б)	по условию отстройки от броска тока намагничивания
/с, э = ^4iom,t>	(22)
где к — коэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания,
принимаемый равным 1 1,3.
Расчетным является условие, по которому 7С з имеет большее зна-
чение.
3.	Ток срабатывания реле, отнесенный к стороне с большим вторич-
ным номинальным током и именуемой основной стороной, равен
к cv 1г 3
4,р.осн = ~------	(23)
*1
4.	Определяется расчетное число витков обмотки реле для основной
стороны трансформатора
И-’осн, расч = ^с, р/^с, р, осн,	(24)
где Fc р — магнитодвижущая сила срабатывания реле РНТ-565, равная
100 А.'
Принимается ближайшее меньшее число витков wOCH.
5.	Число витков обмотки реле для неосновной стороны трансформа-
тора, исходя из условия равенства нулю результирующей МДС в насы-
89
щающемся трансформаторе реле при нагрузочном режиме и внешних КЗ
Iqch, ви'осн = Лгеосн. в^’неосн, расч.	(25)
Отсюда
и’оснЛ>сн. в
h’hcoch, расч _
^неосн, в
Принимается vrHeoCH — ближайшее большее или меньшее число
витков.
6.	Определяется составляющая тока небаланса /„g в случае несовпа-
дения wHe0CH- расч с принятым числом витков.
7.	Уточняется значение первичного тока срабатывания защиты с уче-
том /„б-
8.	Определяется ток срабатывания реле на основной стороне по уточ-
ненному значению /с 3.
Если ток срабатывания реле увеличился, то предварительно принятое
без учета число витков для основной стороны должно быть изменено
на ближайшее меньшее число витков. При этом расчет по пп. 5—7 повто-
ряется до тех пор, пока ток срабатывания защиты не окажется отстроен-
ным от тока небаланса с учетом
9.	Определяется коэффициент чувствительности защиты при двухфаз-
ном КЗ на выводах 6 кВ трансформатора СН (при соединении ТТ
защиты в полную или неполную звезду)
Ic.pKl
где IKfnin — ток, проходящий через ТТ зашиты на стороне высшего на-
пряжения трансформатора при указанном повреждении.
Коэффициент чувствительности должен быть не меньше 2.
При соединении ТТ в треугольник следует вычислить вторичные токи
в реле и коэффициент чувствительности определить для реле, обтекаемо-
го наибольшим током КЗ, по выражению (58), приведенному в расчете
максимальной токовой защиты.
Расчет дифференциальной защиты с реле ДЗТ-21 состоит из определе-
ния минимального тока срабатывания защиты, выбора ответвлений
трансреактора рабочей цепи реле, вариантов включения промежуточных
автотрансформаторов тока и определения коэффициента торможени»
Первичный минимальный ток срабатывания защиты выбирается по
условию отстройки от броска тока намагничивания при включении не-
нагруженного трансформатора под напряжение (торможение в этом
режиме отсутствует)
'с. зт!п ^^ном »	(28)
90
где к — коэффициент отстройки от броска тока намагничивания, прини-
маемый равным 0,3.
Кроме того, производится проверка отстройки от расчетного тока
небаланса в режиме, соответствующем ’’началу торможения”:
Л: tmin ^отс^нб,торм. нач =
~ ^qtc Gh6, торм. нач + Л7б, торм, нач + Л1б. торм. нач) >	(29)
где Лотс - 1.5; 7цб. торм. нач- Л|б. торм. нач- Ai6, торм. нач — то жс-
что в (18), но в режиме, соответствующем ’’началу торможения” (см.
рис. 15, с). При этом &пер принимается равным 1, а полная погрешность
трансформаторов тока е с учетом дополнительной погрешности исполь-
зуемых в защите автотрансформаторов тока, принимается равной 0,05;
при отсутствии автотрансформаторов тока можно принимать е = 0,03.
Составляющая /„g 1()рм нач> обусловленная несовпадением расчетных
и номинальных токов используемых ответвлений трансреактора 714 V,
определяется по выражению
....	_ Лзтв. раб. расч - Лив. раб .
7нб, торм, нач ~	'торм. нач. п, (4'-’)
Л>тв, раб. расч
где /отв раб, расч и Л,тв. раб ~ расчетный и номинальный токи ответв-
лений трансреактора реле на стороне низшего напряжения трансформа-
тора - см. расчет ниже; 7Торм Нач. п - первичный ток в обмотке тормо-
жения, соответствующий началу торможения, определяемый по (42).
Определяются вторичные токи в плечах защиты, соответствующие
полной номинальной мощности трансформатора:
/ = Л°м*с±, .	(31)
Для стороны, где значение тока /в выходит за пределы диапазона но-
минальных токов трансреактора рабочей цепи реле (2,5-5 А) более,
чем на 0,5 А, должны быть установлены промежуточные автотрансфор-
маторы тока.
Промежуточный автотрансформатор (АТ) подключается так, чтобы
к трансреактору реле присоединялось его крайнее ответвление
(1-11 для АТ-31 с /ном АТ = 2,5 А и 12 для АТ-32 с /ном дт = 5 А),
а к трансформаторам тока — выбранное ответвление.
Номинальные токи ответвлений АТ-31 приведены ниже:
Выводы............12	1-3	14	1-5	1-6	1-7	1-8	1-11
4юм. отв.А........0.34	°-44	0.6	0.81	1.1	1.45	1.97	2.5
Номинальные токи ответвлений АТ-32 приведены ниже:
Выводы............1-2	1 5	1-6	1-7	18	19	1-10	1-11
/цом. отв,А....... 5	7 6	9.6	12.2	15.6	20.0	25.0	31 3
91
Коэффициент трансформации АТ
«А 7 = Л>тв Ат/^ном АТ 	(32)
Определяем/отв дт ближайшее к /в.
При этом выбираем для автотрансформатора АТ-31
7отвАТ</в,аДляАТ-32 /отв АТ > ^в-
Вторичный ток, подводимый к рабочей цепи реле (для плеча, где
требуется установка АТ):
/в = 4/иат 	(33)
Определяются номинальные токи рабочих ответвлений от обмотки
трансреактора реле /огв, раб •
Для стороны высшего напряжения трансформатора СН
Л>тв, раб ВН < ВН или 4>тв, раб ВН < ВН-	(34)
Если рассчитанный ток /в рн получился меньшим 2,5 А или большим
5 А, следует изменить коэффициент трансформации АТ, приняв номи-
нальный ток /ютв АТ ближайшим ранее принятого в расчете.
Для стороны низшего напряжения со вторичным током /в нн номи-
нальный ток ответвления трансреактора выбирается как ближайший
(больший или меньший) к значению, полученному по выражению
,	= I	ZbHH
'отв. раб НН 'отв, раб ВН ------—	(35)
7в ВН
(при отсутствии промежуточных АТ на стороне ВН) или
I	- I	Z»HH
'отв, раб НН “ 'отв. раб ВН —~--	(36)
Лв ВН
(при наличии АТ на стороне ВН).
Номинальные токи ответвлений от обмотки трансреактора приведены
ниже:
Номер ответвления..... 1	2	3	4	5	6
4ом, отв- А.......... 5	4.6	4,25	3,63	3,0	2,5
При выбранных номинальных токах ответвлений трансреактора реле
ТА V определяется относительный минимальный ток срабатывания (при
отсутствии торможения) для каждого из плеч защиты в долях но-
минального тока ответвления трансреактора в этом плече
/в
Iср min ~ 0-3 -------- (при отсутствии АТ в плече защиты), (37)
*	Лэтв. раб
92
^cp min	—	(38)
*	Лэтв, раб
(при наличии АТ в плече зашиты).
В случае значительных расхождений min в плечах защиты реко-
мендуется уточнить выравнивание токов автотрансформаторами (при-
нять ответвления, обеспечивающие сближение значений /Срт«п)- При-
нимается наибольшее значение /ср т,п.
Первичный ток срабатывания дифференциальной отсечки реле опреде-
ляется :
а)	по условию отстройки от максимального первичного тока небаланса
при расчетном внешнем КЗ;
б)	по условию отстройки от броска тока намагничивания трансформа-
тора.
По условию а)
^расч, с,отсеч ~^отсЛ<б, расч.ютсеч ,	(39)
где Лотс - 1,5; /Нб. расч, отсеч определяется по (18); при этом е = 0,1,
а Лпер принимается равным 3.
Отстройка по условию б), как правило, надежно обеспечивается при
минимальной уставке реле по току срабатывания отсечки (б/отв ном).
Первичный ток срабатывания отсечки на основной стороне, соответ-
ствующий минимальной уставке на реле 6 /отв> Ном> может быть опре-
делен по выражению
ЛАТ
Л:, отсеч — 6/ОТв,ном	•	(40)
^сх
Если /расч, отсеч, определенный по условию а), превышает значе-
ние тока по (40), следует выставить на реле уставку срабатывания от-
сечки 9 /ОТВ, НОМ •
Расчет цепи процентного торможения выполняется по условию от-
стройки от токов небаланса, обусловленных периодической составляю-
щей тока внешнего КЗ. Как было указано выше, в настоящее время
рекомендуется использование двух цепей процентного торможения,
включаемых со стороны ВН и НН трансформатора.
Ответвления промежуточных трансформаторов тока цепей торможе-
ния ТА1 и ТА2 выбираются равными или ближайшими к расчетному
току /отв, торм, расч (с учетом установки выравнивающих автотранс-
форматоров тока на соответствующей стороне трансформатора):
/отв, торм /отв, торм, расч ~ /в/,гАТ 	(41)
Рекомендуется по (41) выбирать ответвление с ближайшим меньшим
значением тока. Однако в случае, когда разница между расчетным током
93
и ближайшим меньшим номинальным током ответвления очень велика,
целесообразно принять ближайшее большее значение.
Номинальные токи ответвлений TAI (ТА 2) приведены ниже:
Номер ответвления................ 1
4<ом, отв А...................... 5
2	3	4
3.75	3.0	2.5
Уставку ’’начала торможения” рекомендуется принять равной
^торм.нач = 0,6.
Определяется первичный ток на стороне высшего напряжения транс-
форматора, соответствующий ’’началу торможения” с учетом принятых
ответвлений промежуточных трансформаторов тока ТА1 и ТА2 цепи
торможения реле:
j	-пег	/ ^отв, торм ВН
^торм. нач, п ~ U,j/hom вл
\ ^отв, торм, расч ВН
А)тв, торм НН
Л>тв, торм. расч НН
х ^торм. нач -
(42)
Коэффициент торможения кт, равный тангенсу угла наклона тормоз-
ной характеристики реле (см. рис. 16, а), рекомендуется принимать
равным 0,9 и проверять по условию обеспечения недействия защиты от
максимального тока небаланса при переходном режиме внешнего КЗ
или при максимальном токе самозапуска. Для резервных трансформато-
ров СН необходимо произвести проверку в режиме несинхронного
АВР СН, т.е. в режиме, когда ЭДС электродвигателей, не успевших
затормозиться, и напряжение системы, подаваемое от резервного транс-
форматора, оказываются в противофазе:
^отс /нб, расч, в ~ ^ср min
£т -------------- =----------------------------------
0,5Д2/ТОрМ 0,5Z7TOpM< расч. в “ ^торм.нач
^отс^нб. расч	4 ВН *с,р min Л)тв. раб ВН
0,5/торм, расч	/ Лпв, торм, расч ВН ^отв, торм, расч НН | 1 Л)тв, торм ВН	^отв. торм НН /
— ^торм, нач	< 0,9,	(43)
где /Hg расч. в — относительный максимальный расчетный ток небаланса
в рабочей цепи реле; 0,5Z/торм . расч — полусумма относительных
94
вторичных токов, подводимых к ответвлениям промежуточных транс-
форматоров тока TAI, ТА2 цепи торможения реле при расчетном внеш-
нем КЗ или самозапуске электродвигателей; Лотс - 1,5; ^нб,расч ~
“Л|б, расч/Люм ВН
Ток небаланса/нб расч определяется по (17). Составляющие/^ ч,
/„б расч определяются по формулам (18) и (19) соответственно с за-
меной 1ктох на 1тахи. Ток /"'б ч определяется по выражению
^огн, раб, расч ^оти, раб ,	.
Г" = -----------—------1тах П ,	(44)
Нб. расч	Лпв раб. расч
где /отв, раб, расч- Л>тв, раб расчетный и выбранный номинальный то-
ки ответвления трансреактора; 1таха — максимальный первичный ток
в расчетном режиме.
В целях обеспечения недействия защиты от токов небаланса переход-
ного режима внешнего КЗ или несинхронного АВР коэффициент Лпср
в (18) рекомендуется принимать равным 2.
Максимальный первичный ток для режима несинхронного АВР (сум-
марный ток двух расщепленных обмоток) определяется с учетом оста-
точной ЭДС электродвигателей:
2Ц}>
/Авр - ————————- —— ,	(45)
xtmin х ди. пуск
-*систлпп +	+
где Х(.ист min - минимальное сопротивление системы, приведенное к
стороне НН, определяемое по (4) ; определяется по (3) ; хДи опре-
деляется по (14).
Для резервного трансформатора СН сопротивление силовой нагрузки
(электродвигателей) приближенно может быть определено по следую-
щему выражению:
-ДО. пусо	--
V 3 ^нг^пуск, ср 4ioM НН
где А.мг — коэффициент нагрузки; для резервного трансформатора при-
нимается равным 1,5; кпуск ср — средняя кратность пускового тока,
принимается равной 5,6.
Если расчетный коэффициент торможения превышает 0.9. нужно по-
вторить расчет, выбрав ответвление цепи торможения реле с меньшим
номинальным током.
Коэффициент чувствительности защиты определяется при двухфаз-
ном металлическом КЗ на выводах обмотки низшего напряжения транс-
95
форматора
t = г<2) lj > ?
лч	Лс.з
где /с 3 — ток срабатывания защиты с учетом тормозной характери-
стики реле, определяемый по выражению
7с, з ~ Aiom ВН £c,pwnn +
+ Аз-
0,5 /к - -
2ном ВН
Лэтв, торм, расч ВН .
~ £горм. нач
Лзтв, торм ВН
Чувствительность защиты при металлическом повреждении в защи-
щаемой зоне, как правило, обеспечивается и проверка ее необязательна.
Ток срабатывания токовой отсечки, устанавливаемой на трансформа-
торах СН, выбирается по условию отстройки от максимального значения
тока КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора.
Ток срабатывания отсечки определяется по выражению
7с,з — кц^ктах >	(47)
где ки = 1,4; /к тах — ток трехфазного КЗ в указанном режиме, приве-
денный к напряжению стороны ВН.
Ток срабатывания реле защиты определяется по выражению
7с,р = МсЛ-	(48)
Чувствительность защиты проверяется при двухфазном КЗ на выво-
дах трансформатора со стороны высшего напряжения в минимальном ре-
жиме работы системы:
*ч = /к(2)/(^с,р)-	(49)
Коэффициент чувствительности защиты должен быть не меньше 2.
Максимальная токовая защита без пуска по напряжению ле должна
действовать в режиме самозапуска. Поэтому ток срабатывания зашиты
выбирается по условию отстройки от тока самозапуска полностью затор-
моженных ответственных электродвигателей:
7с,з = 7сам >	(50)
где Ан = 1,2; Ав = 0,8 (для реле типа РТ4О, РТ-140) или Ав = 0,9 (для
реле типа РСТ); 7сам — ток самозапуска электродвигателей, присоеди-
ненных к одной или двум секциям РУСН, определяемый по (12) с уче-
том (13)-(15).
Для вводов резервного питания шин 0,4 кВ в сопротивлении самоза-
пуска должно быть учтено сопротивление магистрали резервного пи-
96
тания
•*сам " *СН + ^м.р.п + Хдв»	(51)
где хм рц — сопротивление магистрали резервного питания.
При выполнении магистрали шинопроводом
-*м.р.п ~ ^хул,шп<	(52)
где Худ. шп ~ удельное индуктивное сопротивление шинопровода ре-
зервного питания 0,4 кВ, принимаемое равным для шинопровода типа
HIM А 0,017 мОм/м, для КЗШ 0,4 0,117 мОм/м: / - расстояние от вво-
да 0,4 кВ на шинопровод до ввода резервного питания на секцию
0,4 кВ, м.
Для максимальных токовых защит вводов резервного питания от
трансформаторов СН с РПН необходимо в (50) ввести дополнительный
коэффициент 1,1.
Для защиты, устанавливаемой со стороны питания на резервных ли-
ниях и трансформаторах, при подсчете тока самозапуска следует исхо-
дить из суммарного номинального тока электродвигателей цв =
= 1,5 7НОМ трансформатора или линии, самозапуск которых обеспечи-
вается резервным питающим элементом, и средней кратности пусковых
токов электродвигателей &Пуск ср ~ 6-
Максимальная токовая защита с пуском по напряжению. Ток сраба-
тывания защиты выбирается:
1) по условию отстройки от максимального тока нагрузки, который
протекает в нормальном режиме в ТТ защиты и принимается» лавным но-
минальному току защищаемого элемента. При этом исключается непра-
вильное действие защиты при неисправностях в цепях напряжения в нор-
мальном режиме, так как контакты реле тока разомкнуты.
Первичный ток срабатывания защиты определяется по выражению
2с,з ~	2НОМ .	(53)
кв
где кн =1,2;
2) по условию согласования по чувствительности (по току) с други-
ми максимальными токовыми защитами этого же элемента или с защита-
ми присоединений, резервируемых данной защитой.
Для защит, установленных со стороны питания на двухобмоточных
трансформаторах и на реактированных линиях,
2с,з~ ^н2с,з1 >	(54)
где кн — коэффициент надежности согласования, принимаемый равным
1,1; 2С з1 — ток срабатывания защиты, с которой производится согласо-
вание.
97
7—6301
Согласование по чувствительности максимальной токовой защиты с
пуском по напряжению, установленной со стороны питания на трансфор-
маторах с расщепленными обмотками или на резервных линиях со
сдвоенными реакторами, должно производиться для случая трехфаз-
ного КЗ в питаемой сети. Для расчета принимается режим, при котором
через рассматриваемую защиту проходит сумма токов, равная току
срабатывания защиты, с которой она согласуется (последняя находится
на грани чувствительности), и току нагрузки неповрежденной секции
6 кВ.
Ток срабатывания защиты определяется по выражению
Л-.з = (Л.з 1 + htrinax)’	(55)
где 1нгтах ~ максимальный ток нагрузки неповрежденной секции,
принимаемый равным номинальному току ветви сдвоенного реактора;
/С31 ДЛЯ свдоенного реактора должен определяться в режиме самоза-
пуска двух секций.
В качестве расчетного принимается ток срабатывания защиты, имею-
щий наибольшее значение по выражениям (53) и (54) или (53) и (55).
Ток срабатывания максимальной токовой защиты с пуском по напря-
жению, устанавливаемой на стороне 6 кВ трансформатора с расщеплен-
ными обмотками или на каждой ветви сдвоенного реактора, выбирает-
ся по условию отстройки от номинального тока обмотки 6 кВ трансфор-
матора или ветви сдвоенного реактора по выражению (53). Защита
должна быть согласована с токовой отсечкой наиболее мощного элект-
родвигателя 6 кВ или трансформатора 6/0,4 кВ, питающегося от реакто-
ра или трансформатора.
Коэффициент чувствительности максимальной токовой защиты в
двухрелейном исполнении реактированных линий, трансформаторов
со схемой соединения обмоток У/У-0, Д/Д-0 или Д/Д-Д-0 и вводов рабо-
чего и резервного питания
/31
z(2)	э 7к
кч = —*— - —------------.	(56)
Л.э	^с.з
Для максимальной токовой защиты в двухфазном трехрелейном ис-
полнении трансформаторов со схемой соединения обмоток У/Д-11 или
Д/У-11 кч определяется для реле (при повреждениях за трансформато-
ром), обтекаемого током двухфазного КЗ, равным —[1. 2]
7з к
по выражению
98
Из выражения (57) видно, что кч для указанных трансформаторов
определяется по току трехфазного КЗ за трансформатором.
Для защиты со стороны высшего напряжения резервных трансформа-
торов напряжением 11О—ЗЗО/6 кВ со схемой соединения обмоток
Ун/Д-И или Ун/Д-Д-11, которая выполняется с двумя реле тока, под-
ключенными к ТТ, соединенным в треугольник, кч защиты определяется
для реле, обтекаемого током двухфазного КЗ при повреждениях на
стороне 6 кВ трансформатора, равным \/3	[1.2]:
А'ч
1Р
Ас,р
х/Г 7^2’	2	_ 1.57к(3>
«I /ср	Kl‘c.P	Kjlcp
(58)
Для защит, установленных иа резервных трансформаторах 6/0,4 кВ
со стороны питания, расчетным по чувствительности является КЗ на сек-
ции шин 0,4 кВ, наиболее удаленной от данного трансформатора. При
этом ток короткого замыкания рассчитывают по выражению

V 103
TfpJ + ^уд. ши' +	+ хсн +^худ, шп)2
. (59)
где /-уц Ш1, — удельное активное сопротивление шинопровода резервного
питания, принимается для шинопровода ШМА 0,031 мОм/м, для шино-
провода КЗШ-0,4 0,00242 мОм/м; I, худ> шп - см. (52)
В соответствии с ПУЭ кц максимальной токовой защиты должен быть
не менее 1,5 при выполнении ею функций основной защиты и не менее
1,2 при выполнении ею функций резервной защиты. Учитывая значи-
тельное влияние дуги, возникающей в месте короткого замыкания,
на уменьшение тока КЗ, желательно, чтобы коэффициент чувствитель-
ности был выше указанных значений.
Уставки органов пуска защиты по напряжению. Напряжение сраба-
тывания РНФ-1М должно быть отстроено от напряжения небаланса
фильтра обратной последовательности в нормальном режиме и при от-
клонениях частоты. Кроме того, уставка реле должна быть достаточна
для предотвращения излишних срабатываний реле при удаленных
несимметричных КЗ. По опыту эксплуатации уставка принимается
равной Цс р = 12 В.
При симметричном КЗ кратковременно появляется напряжение об-
ратной последовательности, которое приводит к срабатыванию реле
РНФ-1М, а следовательно, и к срабатыванию реле РН-153/60Д, посколь-
ку оно лишается напряжения. Поэтому в качестве уставки реле должно
быть задано его напряжение возврата, которое определяется по выра-
99
жению
6'ост
кн ку
(60)
где £/ост - напряжение в месте включения пускового органа напряже-
ния зашиты в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ;
кн = 1,2.
Напряжение £/ост может быть определено по выражению
_ \/3 ^сам^дв >
где/сам,хдв - см. (12) и (14).
Чувствительность указанных реле напряжения к КЗ на шинах 6 кВ
РУСН, как показывают расчеты, обеспечивается. Поэтому проверка их
чувствительности при выборе уставок зашиты не производится.
Защита с пуском по напряжению трансформаторов 6/0,4 кВ может
отказать в действии при дуговых КЗ из-за значительного падения напря-
жения на дуговом промежутке. Поэтому в ряде проектных организа-
ций рекомендуется выполнение указанной защиты в виде максимальной
токовой (без пусковых органов напряжения).
Выдержка времени максимальной токовой защиты питающих эле-
ментов собственных нужд (защита выполняется с независимой характери-
стикой) выбирается по ступенчатому принципу. Выдержки времени со-
гласуются между собой и с быстродействующими защитами смежных
элементов. Ступень селективности принимается равной 0,5 с для защит
с реле времени серии РВ-100 и 0,3 с для защит с реле серии РВ-01.
Дистанционная защита. Первичное сопротивление срабатывания ди-
станционной защиты отстраивается от сопротивления полностью затор-
моженных электродвигателей, участвующих в самозапуске:
кн
Zc,3 = ----^цв,	(60
кв
где кн =0,85; кв не превышает 1,1; хдв определяется по (14).
Как было указано в § 4, на стороне высшего напряжения устанавли-
ваются два блок-реле сопротивления, каждое из которых подключено
к ТТ стороны ВН трансформатора и к TH одной из обмоток 6 кВ транс-
форматора. Первичное сопротивление срабатывания зашиты на стороне
ВН трансформатора принимается в 2 раза меньше, чем на стороне 6 кВ.
Уставка на реле сопротивления на стороне ВН и НН для трансформато-
ров со схемой соединения обмоток Д/Д-Д-0-0, на стороне НН для транс-
форматоров со схемой соединения обмоток Уи/Д-Д-0-0 и для вводов
резервного питания секций 6 кВ определяется по выражениям:
100
для стороны ВН
Krn-f
Zc,p ” Zc 3 -
KU
для вводов рабочего и резервного питания
К1
ZC, р — ^С, 3	!
KU
(62)
(63)
где щ — коэффициент трансформации трансформатора СН.
Для трансформаторов Д/Д-Д-0-0 в (62) подставляют коэффццИент
трансформации ТТ Kj стороны ВН трансформатора.
Для стороны ВН трансформаторов со схемой соединения o(jNlOTOK
Ун/Д-Д-0-0 уставка реле сопротивления определяется по выражению
ZC, р ~ Zc, 3
Kl"r
Кц\[3
(64)
(65)
Ток в конце зоны действия защиты при КЗ в кабеле може^ §Ь1ТЬ
вычислен:
для вводов рабочего и резервного питания (активное сопР^тивле-
ние трансформатора не учитывается)
Сном/2
/(2) = ;
х/х2	+ Z2
ximax zc,3
для вводов на магистраль резервного питания
^ном/2
(хттах + * *шп)2 +
где хшп — сопротивление шинопровода магистрали резервнов, пита.
ния.
Коэффициент чувствительности по току точной работы
*ч т = Ipmin^p = 1 win /АА.Р 1>3>	(67)
где /т р - минимальный ток 10%-ной точности реле сопротивление
Зона надежного резервирования (с k4 = 1,2) определяется по выраже-
нию
^дист ~ ^с,зАч = ^с,з/1>2-	(68)
(66У-
101
Если полное сопротивление кабелей каких-либо присоединений пре-
вышает ZUHCT, то для защиты этих присоединений необходимо предус-
матривать дополнительные мероприятия, например пуск УРОВ.
Выдержки времени дистанционной защиты, как и для максимальной
токовой защиты, выбираются по ступенчатому принципу со ступенью
селективности 0,3 или 0,5 с.
Дифференциальная защита секции магистрали резервного питания.
Первичный ток срабатывания защиты определяется но (16). В этом вы-
ражении
^нб.расч = ^нб. расч + I "'б расч,
ГДС Л'тб. расч определяется по (18), /щ, расч - по (20).
Далее рассчитываются числа витков обмотки насыщающегося транс-
форматора реле для установки на основной и неосновной сторонах и
уточненный ток небаланса / "g. Расчет производится аналогично расче-
ту дифференциальной защиты трансформатора с реле РНТ-565 (см.
пп. 3-8).
Расчетным видом повреждения для проверки чувствительности яв-
ляется металлическое КЗ между двумя фазами в конце секции магистра-
ли резервного питания 6 кВ.
Ток /к определяется по формуле (6), в которой хрсз опреде-
ляется по выражению
•Хрез ~ Гвш + Хттах + *шп. сскц<	(69)
где
•Хшп»сскц = ^шп^уд.шп5	(70)
/шп - длина секции магистрали; хуц. шп - удельное сопротивление ши-
нопровода. принимается равным 0.15 Ом/км.
Коэффициент чувствительности должен быть не меньше 2.
Ток срабатывания реле защиты от перегрузки, устанавливаемой на
трансформаторах СН- выбирается по условию отстройки от номиналь-
ного тока трансформатора
^Н^’СХ Л|ОМ
где ки = 1,05.
Выдержка времени защиты принимается равной 9 с.
Токовая защита нулевой последовательности устанавливается в цепи
нейтрали 0.4 кВ трансформатора СН 6/0,4 кВ. а также на вводах рабоче-
го и резервного питания к секциям шин 0,4 кВ.
Ток срабатывания защиты выбирается по двум условиям:
1) отстройке от тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов
102
тока, обусловленного несимметрией осветительной нагрузки и погреш-
ностью трансформаторов тока (для зашит на вводах 0,4 кВ). Предвари-
тельные расчеты показали, что по этому условию ток срабатывания мо-
жет быть принят
4,з ~ 0,1 ~ 0.5/ном т;	(72)
2) согласованию по чувствительности с защитами элементов сети
0,4 кВ
4,з ~ 4<4.з1 •	(73)
Когда элементы сети оборудованы автоматическими выключателями
и не имеют специальных защит нулевой последовательности, ток сраба-
тывания защиту /с 31 принимается равным максимальному из токов
срабатывания отсечек электромагнитных расцепителей автоматических
выключателей элементов, подсоединенных к данной секции шин 0,4 кВ.
Если согласование по чувствительности приводит к недопустимому
загрублению защиты нулевой последовательности, следует ограничиться
согласованием защит по времени, а ток срабатывания рассматриваемой
защиты выбрать, исходя из минимального коэффициента чувствитель-
ности (кч = 2):
4,з = /к(1)/2,
где / ток металлического однофазного КЗ в месте установки защи-
ты при повреждении в расчетной точке.
Ток срабатывания реле защиты определяется по (48)
Выдержка времени указанной защиты, установленной на вводах рабо-
чего и резервного питания секций шин 0,4 кВ, принимается равной вы-
держке времени максимальной токовой защиты, применяемой для этих
же вводов (используется одно общее реле времени) .
Выдержка времени защиты, установленной в нейтрали 0,4 кВ транс-
форматора, выбирается на ступень больше времени защит на вводах.
При питании от трансформатора одной секции шин выдержка времени
отстраивается от автоматических выключателей электродвигателей и
принимается равной 0,5 или 0,3 с.
Коэффициент чувствительности токовой зашиты нулевой последова-
тельности определяется по однофазному КЗ на шинах 0,4 кВ:
кц -	/с р .
Для трансформаторов 6/0,4 кВ с соединением обмоток Д/Ун-11
7(1) = /О)
К	к
Минимальное значение кч должно быть около 2.
103
Уставки зашиты от замыканий на землю в сети 6 кВ с изолированной
нейтралью (с реле УСЗ-2/2 и РТЗ-51) выбираются ориентировочно и
уточняются при наладке и в процессе эксплуатации в зависимости от
первичного тока замыкания на землю. Защита действует на сигнал.
В сети с частично заземленной нейтралью ток срабатывания защиты
с реле РТЗ-51. действующей на отключение, определяется по выражению
7с.з = А'нА'б 1С ,	(74)
где I — первичный емкостный ток нулевой последовательности, проте-
кающий ио защищаемому присоединению при однофазном замыкании на
секции 6 кВ СН: к$ - коэффициент, учитывающий бросок тока /с, при-
нимаемый равным 1,5 для РТЗ-51; кн - 1.2.
Ток /с - это сумма собственных емкостных токов кабельной линии
и защищаемого элемента, входящих в зону защиты Собственный
емкостный ток трансформатора можно не учитывать.
Уставки реле контроля тока присоединений, оборудованных устрой-
ством резервирования отказа выключателя 6 кВ (УРОВ), должны быть
меньше уставок защиты этих присоединений
7уСТ “ ^С.’З, при С’	(75)
где к - понижающий коэффициент, равный 0.9.
Для обеспечения надежного пуска УРОВ при однофазном КЗ за транс-
форматором СН 6/0,4 кВ в (75) нужно подставить ток срабатывания за-
щиты нулевой последовательности, включенной в нейтраль на стороне
0,4 кВ, пересчитанный на напряжение 6 кВ:
7с.з, ирис
Л:.з,о
"ТСНАсх
(76)
где л-р(-и - коэффициент трансформации ТСН; Лех - коэффициент
схемы (при схеме соединений ТСН Д/Ун равен \/3, при схеме соединений
У/Ун равен 2).
Если зашита, включенная в нейтраль 0,4 кВ, не пускает УРОВ или
отсутствует, /с 3 ||рис принимается равным току срабатывания макси-
мальной токовой зайзиты на стороне 6 кВ ТСН.
Время действия УРОВ принимается равным 0,25—0,3 с.
Уставки устройства АВР. Напряжение срабатывания реле минимально-
го напряжения типа РН-53/60Д (РН-153/60Д) (по схеме рис. 24) при-
нимается равным
0.25 Гц
0,25  6300
6000/100
26 В.
Выдержка времени устройства АВР выбирается равной или на ступень
больше выдержки времени-максимальной токовой защиты питающего
элемента, отключаемого от АВР.
Пример 2. Выбрать уставки зашит рабочего трансформатора СН с растеплен-
ными обмотками 6 кВ рассматриваемого в примере 1 (см рис. 26) На трансфор-
маторе установлены все виды зашит, приведенные в схеме на рис. 18.
Расчет дифференциальной защиты, выполненной на реле типа ДЗТ-21, прово-
дится следующим образом.
1.	Определяем первичный ток срабатывания зашиты по (28)
А,з = Аом — 0,3/Ном — 0.3 915 - 274 А.
Проверяем отстройку в режиме, соответствующем "началу торможения", по
(29). При этом первичный тормозной ток определяем по (42). Расчетные и при-
нятые токи ответвлений цепи торможения приведены в табл. 2:
/ 5	3 75 \
Аорм, нач, п ~ 0-5 915 0.61 —-	+ I — 556 А:
^4.57	3.99 /
3.7 - 3.63
/-отсАб, торм, нач ~~ 1,5 (1  1 • 0.05 556 * 0,12 556 +	-	556) —
= 159 А;
А,з > ^’отсАб, торм, нач! 274 А > 159 А.
2.	Расчеты относительного минимального тока срабатывания зашиты сведены
в табл. 2.
3.	Коэффициент торможения принимаем равным 0.9 и проверяем по условию
недействия зашиты по (43). Ток небаланса определяем по (17). составляющие
тока небаланса по (18), (19), (44). При этом ток КЗ определяем по (6) при
Худлд, подсчитанном по икт{ц % в примере 1:
3,7 - 3,63
7Н б пасч = 1 1  0,113324 + 0,12 13324 +	---------
’	3,7
где
6,3  103
Imaxn jz	= 13324 А.
Х/3  0,273
13324 =3183 А.
Относительное значение тока небаланса в рабочей цепи
/нб, расч = 3183/915 = 3,48.
Относительное значение тока торможения
Аорм = 13324/915 = 14,75.
Коэффициент торможения по (43)
3.99
1,5 - 3,48 ------ 0,329
3,63
1-т = .----------------------------------= 0,37 < 0,9.
/ 5	3,75 \
0,5 • 14,75 ------- + -----| - 0.6
^ 4,57	3,99 I
105
Таблица 2. Расчет дифференциальной защиты
Параметр	Числовые значения для сторон		
	20 кВ	6.3 кВ	6,3 кВ
1. Номинальный ток трансфор- матора. А	915	1150	1150
2. Коэффициент трансформа- ции ТТ. Kj	1000/5	1500/5	1500/5
3. Схема соединения ТТ 4. Вторичные токи в плечах зашиты по (31). А	У 915	У 1150 г_, —	~> —	У
	11 - 1000/5 = 4,57	1 >в	~ 1500/5 = 7,67	
5. Номинальный ток ответвле- ния автотрансформаторов /отв АТ ’	—	9.6	
6. Номинальный ток плеча за- шины /в(/*в). А. по (33) 7. Номинальный ток ответвле- ния трансреактора по (34) и (35) /отВ, раб. А: расчетный	4,57	7.67 	 = 3.99 9,6/5 3,99 4.25 		 = 3.71 4.57	
принятый	4,25	3.63	
8. Относительный минимальный ток срабатывания / Ср mjn по (37) и (38)	*	4,57 0.3 	 = 0,322 4,25	3,99 0.3 	 =0.329 3,63	
9. Принятый /ср т/п		0.329	
10. Расчетный ток ответвления промежуточного ТТ цепи тормо- жения реле по (41), А	4.57	7,67 	 = 3,99 9.6/5	
11. Принятый номинальный ток ответвления промежуточного ТТ. А	5	5	
Расчетный ток срабатывания дифференциальной отсечки реле определяется
по (39) :
г	/	3.7-3,63 \
/расч,с,отсеч = 1,5 3  I • 0.1 + 0.12 + -------- 13324 = 1220 А
\	3.7	/
Принимаем уставку срабатывания отсечки 6 /отв ном.
106
Определяем по (40) первичный ток срабатывания отсечки
"АТ ^7
'С. отс " А»тв. >юм---------- 6  4 25 1000/5 = 5100А >'220 А.
^’сх
Как указано выше, чувствительность зашиты всегда обеспечивается и провер-
ка ее не обязательна.
Дистанционная защита на вводах к секциям 6 кВ. Сопротивление срабатыва
ння дистанционной зашиты определяется по (61).
В соответствии с расчетами, приведенными в примере 1.
Хдв? = 0.415 Ом для секции ВВ1 6 кВ.
Сопротивление срабатывания зашиты по (61)
0.85
Zc33 = ------ 0.415 = 0.32 0м.
1.1
Сопротивление срабатывания реле по (63)
1500/5
Zct)2 = 0.32------------= 1.6 Ом.
6000/100
Как показывают расчеты, чувствительность защиты в конце зоны резервирова-
ния обеспечивается с достаточным запасом. Для зашиты используются либо реле
КРС-2. либо БРЭ-2801-27Е2А. имеющие уставку по сопротивлению срабатывания,
регулируемую от 0.25 до 40 Ом.
Выдержка времени зашиты составляет 0.5 с при применении реле времени типа
РВ-114 или 0.3 с при применении РВ-01 на 1 с.
Зона резервирования дистанционной зашиты с коэффициентом чувствительно-
сти кч = 1.2 составляет по (68)
^дист2 = 0.32/1.2 = 0.267 Ом
Зашита охватывает алюминиевый кабель 3 х 120 мм (удельное сопротивление
кабеля
ZK26 =	2 с * -V2 к = \/0.262 + 0.082 = 0.27 Ом/км.
као V каб каб V
0.267
гЛе’ гкаб = 0.26 Ом/км. *каб ~ 0.08 Ом/км) длиной /------—у- 1000 -988 м
Дистанционная защита на стороне 15,75 кВ. Сопротивление срабатывания заши-
ты. как было указано выше, принимается равным половине минимального сопро-
тивления срабатывания защиты на стороне 6 кВ трансформатора:
Zc,3 = ^с.32/- = 0.32/2 = 0.16 Ом.
Сопротивление срабатывания реле по (62)
(1000/5) (15.75/6.3)
Zc о = 0.16---------------------= 1.33 Ом.
6000/100
Выдержка времени зашиты принимается на ступень больше, чем выдержка
времени защиты на стороне 6 кВ. - 1 с при применении реле времени типа РВ-124
или 0.6 с при применении РВ-01. 3 с.
107
Защита от перегрузки. Определяется ток срабатывания реле зашиты по (71):
1.05 • 1  1150
1С р =----------------- 5.03 А.
0.8  1500/5
Принимаются реле тока РТ-40/6 (РТ-140/6) и реле времени РВ133 или РВ-01
на 10 с.
Пример 3. Выбрать уставки дифференциальной зашиты магистрали резервного
питания, выполненной по схеме рис. 20. Данные резервного трансформатора:
ТРДНС-40000/220;	511ом = 40 000 кВ  А; Сном = 230 ± 8 х 1,57J/6,3-6,3 кВ;
/цом = 105/1830/1830 А: ик рц нн 7 = 117<: при
I max “к BU НН9' ~ ^-ЗЯ: "Ри UI min “кВН -НН9' ~ 1L89f-
В схеме зашиты использованы разные коэффициенты трансформации ТТ
Расчет зашиты, выполненной с помощью дифференциальных реле РНТ-565.
производится следующим образом.
Сначала производится подсчет первичного тока небаланса без учета составляю-
щей /иб. расч "° (18>:
/сл = 1.3  1  1  0  1  15815 = 2056 А.
где	t/ном • ’О3	6.3 - ю3
^ктах ~		 = 	 = 15815 А; yf^ximin	0.23 11,8 -6.32
Л1min ~		= 0.23. 100  20
Расчеты чисел витков обмевок реле сведены в табл. 3.
Коэффициент чувствительности зашиты проверяется при двухфазном КЗ в кон-
це секции магистрали резервного питания. Ток КЗ при этом определяется ио вы-
ражению (6) с учетом (69):
/<3>.
к тт
6.3  103
6.3  103
е/Го.255
= 14 264 А.
где
хк — max + *ши. секц — 0-24 * 0.1  0,15 —0.255 Ом.
12.3 6.32
'шп — Ю0м: хТтах = ---------------- = 0.24 Ом.
100  20
Коэффициент чувствительности ио (49) равен
(у/з/2} 14264
кч =---------------= 4.96 > 2.
1500/5  8.3
Зашита обладает достаточной чувствительностью.
108
Таблица 3. Расчет чисел витков обмоток реле РНТ-565
	Числовые значения для плеч защиты	
Параметр	Основная сторона (вводы резервного питания на секцию)	Неосновная сторона (ввод от резервного трансформа- тора на магистраль, сек- ционный выключатель)
1. Коэффициент трансформа- ции ТТ	1500/5	2000/5
2. Вторичные токи в плечах за- шиты. А	1830 ”61	1830 “46
	1500/5	2000/5
3 Расчетный ток срабатывания реле на основной стороне. А 4. Расчетное число витков на основной стороне по (24)	2056 — 6 9	
	1500/5 100 	= 14.5 6.9	
5. Предварительно принятое число витков на основной стороне	12	—
6. Соответствующий ток сра- батывания реле. А 7. Расчетное число витков на неосновной стороне по (26)	100 	= 8,3 12	6.1 12	 = 15.91 4.6
8. Предварительно принятое число витков на неосновной стороне	—	16
9. Составляющая первичного тока небаланса по (20) 'нб. расч. А		15.91 16
		15.91
10. Первичный ток небаланса с учетом 47б. расч. А	1581.5 + 89.5	= 1671
11. Уточненное значение тока срабатывания зашиты. А	1.3 167) =2	172
12. Уточненное значение тока срабатывания реле на основ- ной стороне. А	2172 — 1	1	
	1500/5	
13. Окончательно принятое число витков для установки на основ- ной и неосновной сторонах, витки	>	12	16
Пример 4. Выбрать уставки зашит трансформатора СН мощностью 630 кВ • А,
питающего одну секцию шин 0,4 кВ. На трансформаторе установлены зашиты, при-
веденные в схеме рис. 22. Трансформатор подключен к секции 6 кВ, питающейся
от трансформатора 15,75/6,3 6,3 кВ, рассматриваемого в примере 2. Основные
данные трансформатора 6/0,4 кВ:
$ном = 630 кВ А; С4зом = 6.3/0.4 кВ; 7НОМ = 57,8/910 А;
ик% = 5,5%; группа соединений обмоток Д/У-П-
Токовая отсечка. Выбор параметров зашиты производится в следующей после-
довательности.
1. Ток срабатывания согласно (47) и (48)
/с.р “
1,4 1 1050
-------------= 24,5 А,
300/5
(31
где согласно (9) Г — (57,8  100)/5,5 —1050 А - Ток, проходящий через ТТ за-
шиты при трехфазном КЗ на стороне 0,4 кВ.
2. Коэффициент чувствительности токовой отсечки при двухфазном КЗ на
выводах 6 кВ трансформатора
/(2)-
к тт
^//с,р
9844
------------- =6,7 >2.
300/5 - 24,5
где
/О)	— ____’_________ цзб7 д. j (2)	—	j(3)	_ 98Д4 д
‘кпйп	. о 32	Jxmin 2 1ктт	А-
Максимальная токовая защита на стороне 6 кВ. Ток срабатывания защиты вы-
бирается по (50). Для определения тока самозапуска (когда нет данных о при-
соединенных электродвигателях) можно принять коэффициент самозапуска рав-
ным 3-3,5, т.е. считать, что при самозапускс ток трансформатора возрастает в
3-3,5 раза по сравнению с номинальным током.
1. Принимаем Лям 6 3 = 3 • 57,8 = 173,4 А.
Согласно (50) и (48)
1.2	260
/с з = —	173,4 = 260 А; 7С в = --------- ~ 4,35 А.
0,8	300/5
Принимаем реле тока PT-40/10 (РТ-140/10), а не РТ-10/6 (РТ-140/6) на слу-
чай, если понадобится увеличить уставку реле.
2. Определяем коэффициент чувствительности зашиты при двухфазном КЗ на
стороне 0,4 кВ
кч = 7к3)//с,з = Ю47/260 = 4,02 > 1.5,
где
400	400
7 (3) _ ------------- --------------- ------------------------------= 1,047 кд.
К	+ х2	613	/—5--------Г
TCHV vrTCH хтсн -------------------л/Зл/2.9 2 + 13,72
0,4
ПО
Токовая защита нулевой последовательности в нейтрали обмотки 0,4 кВ транс-
форматора. Ток срабатывания зашиты выбирается:
но (73) /с,3 = 1.1 2500 =2750 А.
где 2500 А ток срабатывания отсечки автоматического выключателя.' с которой
производится согласование;
по(72) /сз = 0.1 910 = 91 А.
Принимается /v3 = 2750 А.
Ток срабатывания реле
/с.р = 2750/(800/5) = 17.2 А.
Принимается реле тока Р140/20 (И -140/20).
Определяется коэффициент чувствительности зашиты при однофазном КЗ на
выводах 0.4 кВ трансформатора
А„ = ^”/4.3 = /^-’//с.з = 16600/2750 = 6,0 > 1.5.
где согласно (9) /^3) = (910 1001/5.5 = 16 600 А
Уставка реле тока УРОВ выбирается по (76) меньше тока срабатывания зашиты
нулевой последовательности, включенной в нейтраль трансформатора, пересчи-
танного на напряжение 6 кВ:
Д.-.З.О
/уст = А -------------------- = 0.9
2750
А'тсн^сх
6.3/0.4 х/З
= 90.7 А.
Ток срабатывания реле
4-.р = /уст/*"/ =90.7/(300/5) = 1.51 А.
Принимаем реле тока РТ-40/6 (РТ-140/6)
Приложение
Схемы внутренних соединений промежуточных реле РП-16, РП-17,
РП-18 показаны на рис. П1. Все схемы приведены для реле, имеющих зад-
нее присоединение.
Рис. ГН. Схемы внутренних соединений промежуточных реле типов РП-16, РП-17.
РП-18. применяемых в схемах зашиты питающих элементов СН:
а — реле РП-16-14; б реле РП-16-24; в реле РП-16-34; г - реле РП-17-24;
д - реле РП-17-34; е - реле РП-17-44; ж - реле РП-17-54; з - реле РП-18-14:
и - реле РП-Г8-54 (РП-18-64, РП-18-74)
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.	Федосеев А. М. Релейная защита электрических систем. И.: Энергия,
1976.
2.	Чернобровое И. В. Релейная защита. М.: Энергия, 1974.
3.	Беркович М. А., Семенов В. А. Основы техники и эксплуатации релей-
ной защиты. М.: Энергия, 1971.
4.	Вавин В, И. Релейная защита блоков турбогенератор-трансформатор.
М.: Энергоиздат, 1982.
5.	Правила устройства электроустановок/ Минэнерго СССР.—6-е изд., пе-
рераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1986.
6.	Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная защи-
та понижающих трансформаторов и автотрансформаторов НО—500 кВ. Расче-
ты. М.: Энергоатомиздат. 1985.
7.	Беркович М. А., Семенов В. А. Основы автоматики энергосистем. М.г
Энергия, 1968.
8.	Барзам А. Б. Системная автоматика. М.: Энергия, 1973
9.	Байтер И. И. Защита и АВР электродвигателей собственных нужд. М.:
Энергия, 1980.
10.	Байтер И. И., Богданова Н. А. Защита шии 6—10 кВ М.: Энергоатом-
издат, 1984.
11.	Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.:
Энергия, 1977.
12.	Сыромятников И. А. Режимы работы асинхронных и синхронных дви-
гателей/ Под ред. Л. Г. Мамиконянца. — 4-е изд., перераб. и доп. М.: Энерго-
атомиздат, 1984.
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие......................................................... 3
1.	Схемы электрических соединений питающих элементов собственных
нужд............................................................... 3
2.	Типы релейной защиты, применяемой на питающих элементах соб-
ственных нужд ................................ 13
3.	Релейная защита	реактированных линий 6 кВ СН	...	22
4.	Релейная защита	трансформаторов, питающих РУСН	6	кВ .	.	.	32
5.	Релейная защита	трансформаторов СН 6/0,4 кВ.....................62
6.	Устройство АВР	питающих элементов...............................73
7.	Расчет и выбор уставок защиты и автоматики питающих элементов 8i
Приложение.......................................................
40 к.
им на
ttifPir fit^ет.пи»ос1м1