Автор: Шарыгин М.В. Зуй С.А.
Теги: электротехника электроэнергетика электроника электричество релейная защита автоматизация
Год: 2006
Текст
a
M.B. Шарыгин, CA Зуй
I
I
IШ lillliill
Is Hi ili is: ili I
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
И АВТОМАТИЗАЦИЯ
Комплекс учебно-методических материалов
дл студентов заочной^ дистанционной
фс, м обучения
Нижегородский государсь- нь
техничо кий университет
НиЖни.-* ‘ '
,1
УДК 621.316.925.1
ББК 31.27
Шарыгин М.В., Зуй С.А. Релейная защита и автоматизация:
комплекс учебно-методических материалов / М.В. Шарыгин, С.А. Зуй;
Нижегород. гос. техн. ун-т. Н. Новгород, 2006. - 76 с.
Рассматриваются принципы построения релейной защиты и автоматики
распределительных сетей электроэнергетических систем. Приведены общие
примеры расчёта простейших токовых защит.
Учебное пособие соответствует требованиям Государственного
образовательного стандарта высшего профессионального образования по
направлению 140200 «Электроэнергетика» и предназначено для студентов
специальностей 140205 «Электроэнергетические системы и сети» и 140211
«Электроснабжение» дневной, заочной и дистанционной форм обучения.
Рецензенты: О. В. Смирнов, кандидат технических наук, начальник де-
партамента реализации электроэнергии ОАО «ИСК»,
Е. И. Урутин, инженер 1 категории ЦС РЗА ОАО «Нижновэнерго»
Редактор Н. Н. Максимова
Подписано в печать 27.06.06. Формат 60x84’716.
Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. печ. л: 4,75.
Уч.-изд. л. 4,4. Тираж 300 экз. Заказ 606.
Нижегородский государственный технический университет.
Типография НГТУ.
Адрес университета и полиграфического предприятия:
603950 г. Нижний Новгород, ул. Минина, 24.
© Нижегородский государственный
технический университет, 2006
© Шарыгин М.В., Зуй С.А., 2006
СОДЕРЖАНИЕ
1. ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА........................... 4
2. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА.........................,..... 5
2.1. ОПИСАНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ТЕМ ЛЕКЦИЙ
ПО РАЗДЕЛАМ КУРСА................................. 5
2.2. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЧАСОВ ЛЕКЦИОННЫХ И ПРАКТИЧЕС-
КИХ ЗАНЯТИЙ ПО ТЕМАМ (РАЗДЕЛАМ)................... 7
2.3. ОРГАНИЗАЦИЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ
СТУДЕНТОВ......................................... 7
3. РАБОЧИЙ КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ......................... 8
3.1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ. ................................ 8
3.2. ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ............................. 15
3.3. ПРОДОЛЬНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА......... 46
3.4 ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА....... ................... 48
3.5. ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ..................... 49
3.6. ЗАЩИТА ШИН................................. 54
3.7. ЗАЩИТА ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ.... 55
3.8. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ......... 59
3.9. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА........... 60
3.10. УСТРОЙСТВО РЕЗЕРВИРОВАНИЯ ОТКАЗОВ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ...................................... 65
3.11. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА........ 66
4. ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАНЯТИЯ........................... 68
5. КОНТРОЛЬ ЗНАНИЙ................................ 69
5.1. КОНТРОЛЬНЫЕ РАБОТЫ..............:.......... 69
5.2. КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ........................ 72
ГЛОССАРИЙ......................................... 74
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ................... 76
з
1. ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Первая электропередача была создана Михаилом Осиповичем Доливо-
Добровол неким около города Лауфена (Германия) в 1891 году. И вместе с её
появлением возник вопрос безопасной эксплуатации - необходимости быстрого
автоматического отключения при вероятных повреждениях электропередачи.
Так возникли первые устройства- релейной защиты (РЗ), основанные на
принципе реагирования на увеличение тока, протекающего через защищаемый
элемент при его повреждении.
По мере развития систем электроснабжения в XX веке развивалась и
элементная база техники РЗ, однако основные принципы РЗ, разработанные в
начале прошлого века, вплоть до сегодняшнего дня остаются почти без
изменения.
Цель преподавания дисциплины. Целью изучения дисциплины является
подготовка специалистов к использованию комплектов устройств релейной
защиты при проектировании и эксплуатации объектов электроэнергетики.
Основные знания и умения, приобретаемые студентами в результате
изучения дисциплины. Задачами дисциплины являются изучение теоретических
основ и принципов технической реализации релейной защиты, овладение
практическими навыками проектирования и эксплуатации релейной защиты.
Преподавание дисциплины базируется на предшествующей
математической и электротехнической подготовке студентов.
Поскольку многие устройства релейной защиты широко используются
как в распределительных сетях электроэнергетических систем, так и в сетях
промышленных потребителей энергии, в данном учебном курсе предусмотрено
изучение общих положений, касающихся построения и расчетов релейной
защиты, а также устройств релейной защиты, используемых в
распределительных сетях энергосистем и потребителей энергии, по единой
рабочей программе для специальностей 140211 и 140205.
4
2. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ
«РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ»
Направление подготовки 140200 «Электроэнергетика». Специальности 140205
«Электроэнергетические системы и сети», 140211 «Электроснабжение».
2.1. Описание содержания тем лекций по разделам курса
{.Введение. Назначение релейной защиты. Развитие техники релейной
защиты. Функции релейной защиты и основные требования, предъявляемые к
ее свойствам. Основные принципы построения защит. Элементы защиты, реле
и их разновидности. Способы воздействия защиты на выключатель. Источники
оперативного тока.
2. Характеристики токов и напряжений в ненормальных и аварийных
режимах распределительных электрических сетей и основных электро-
приёмников. Виды повреждений. Ненормальные режимы работы. Токи в линии
при повреждении на стороне низшего напряжения трансформаторов приемной
подстанции. Общие вопросы выполнения защиты линий от КЗ. Защиты с
относительной и абсолютной селективностью. Применение основных типов
релейных защит. Расчёты и выбор параметров аппаратов.
3. Максимальные токовые защиты. Принцип Действия. Способы
выполнения максимальных токовых защит. Выдержка времени максимальной
токовой защиты и ее ступень. Чувствительность максимальной токовой
защиты. Максимальная токовая защита с пуском (блокировкой) от реле
минимального напряжения. Максимальная защита на переменном оперативном
токе. Общая оценка и область применения максимальной токовой защиты.
Работа трансформаторов тока в схемах релейной защиты. Условия работы
трансформаторов тока. Требования к точности работы трансформаторов тока.
Схемы соединения трансформаторов тока и цепей тока реле. Выбор
трансформаторов тока и допустимой вторичной нагрузки.
4. Токовая отсечка. Принцип действия, ток срабатывания, зона действия.
Схемы отсечек. Способы расширения зоны, защищаемой отсечкой. Общая
оценка и область применения токовых отсечек.
5. Токовые направленные защиты. Принцип действия. Максимальная
токовая направленная защита. Зона каскадного действия и мертвая зона
защиты. Первые и вторые ступени токовых направленных защит. Требования,
предъявляемые к реле направления мощности. Схемы включения реле
направления мощности. Оценка токовой направленной защиты.
6. Защиты от замыканий на землю. Общие сведения. Максимальная
защита нулевой последовательности. Токовые направленные защиты нулевой
последовательности. Оценка и область применения защиты нулевой
последовательности. Токи и напряжения при однофазном замыкании на землю.
Основные требования к защите. Принципы выполнения защиты от замыканий
на землю. Ток срабатывания и чувствительность защиты, реагирующей на
емкостной ток в сети.
7. Дифференциальные токовые защиты линий. Принцип действия
5
продольной дифференциальной токовой защиты. Ток небаланса. Особенности
выполнения продольной дифференциальной защиты линий. Оценка
продольной дифференциальной защиты. Поперечная дифференциальная
токовая защита. Пусковые органы поперечной дифференциальной защиты.
Схемы и область применения поперечных дифференциальных защит.
8. Защиты синхронных генераторов. Защита от междуфазных коротких
замыканий в обмотке статора. Защиты от замыканий между витками одной
фазы. Защита от замыканий обмотки статора на корпус Защита от внешних
коротких замыканий и перегрузок. Защита ротора.
9. Защита трансформаторов и автотрансформаторов. Защита от
внешних коротких замыканий и защита от перегрузок Токовая отсечка.
Дифференциальная защита и особенности ее применения на трансформаторах.
Газовая защита. Особенности защиты трансформаторов без выключателей на
стороне высшего напряжения.
10. Защита электродвигателей. Защита асинхронных электродвигателей.
Защита от междуфазных коротких замыканий. Защита от однофазных
замыканий. Защита от перегрузок. Защита минимального напряжения. Защита
от асинхронного режима.
11. Защита прочих электроустановок. Особенности защиты мощных
выпрямительных установок Особенности защиты трансформаторов дуговых
электропечных установок. Защита конденсаторных установок. Защита шин и
токопроводов. Устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ).
12. Характеристики, выбор аппаратов АПВ, АВР, АЧР и др. АПВ,
требования к устройствам, классификация устройств. Влияние на работу АПВ
линий с односторонним питанием двигательной нагрузки. Особенности
выполнения АПВ на ЛЭП с двухсторонним питанием. Требования к
устройствам АВР. Классификация устройств АВР. Схемы АВР на постоянном и
переменном оперативном токе. Совместная работа АВР с релейной защитой и
другими видами автоматики. Селективность АВР. Пуск АВР при отсутствии
синхронной нагрузки. Расчёт уставок устройств АВР. Пуск АВР на подстан-
циях, питающих синхронную нагрузку. Регулирующий эффект нагрузки при
аварийном снижении частоты. Категории АЧР. Уставки по частоте и времени.
Мощность нагрузки, присоединяемая к разным категориям АЧР. Последствия
снижения частоты в электроэнергетических системах. Допустимые аварийные
понижения частоты в ЭЭС.
13. Основные сведения о телемеханизации и диспетчерском управлении.
6
2.2. Распределение часов лекционных и практических занятий
по темам (разделам)
№ п/п Наименование темы Курс общим объемом 180 часов (дневная форма обучения)
150 часов (очная форма обучения) 180 часов (заочная форма обучения)
Лекции Практические занятия Лекции Практические занятия
1 Введение 4 - 1 -
2 Характеристики токов и напряжений в ненормальных и аварийных режимах распределительных электрических сетей и основных электроприёмников 2 3 1 2
3 Применение основных типов релейных защит. Расчеты и выбор параметров аппаратов 19 10 8 6
4 Области автоматизированного управления состояниями схем питания потреоителей и электропри мников 4 - 1 -
5 Характеристики выбор аппаратов автоматического повторного включения, ввода резервного электрооборудования, синхронизации 8 • 4 -
6 Основные сведения о телемеханизации и диспетчерском управлении 2 - 1 -
Всего: 39 13 16 8
Форма контроля знаний студента Экзамен
2.3. Организация самостоятельной работы студентов
В самостоятельной работе предполагается выполнение домашних заданий
по всем разделам, по которым проводятся практические занятия.
Самостоятельная работа с персональным компьютером сопряжена с
необходимостью освоения новых программных продуктов. Консультации по
пакетам прикладных программ даются преподавателем. При изучении данной
дисциплины осваиваются программы для ПЭВМ.
Самостоятельная работа складывается из проработки отдельных
теоретических разделов из-за недостатка времени для более глубокого
изучения на лекционных занятиях.
Для организации внеаудиторной индивидуальной работы студентов в
течение семестра организуются регулярные консультативные занятия и
аудиторные самостоятельные занятия под руководством преподавателя в
учебных, исследовательских и вычислительных лабораториях кафедры.
№Ь/п Виды самостоятельной работы Объем самостоятельной работы по рабочему учебному плану
Очная форма обучения(72 ч) Заочная форма обучения (148 ч)
i Проработка лекционного материала (а также дополнительных тем, указанных лектором) 12 50
2 ' Подготовка к практическим занятиям 20 32
3 Подготовка к лабораторным работам 20 - 30
4 Подготовка к экзамену (зачету) 20 36.
X >
Основная, дополнительная и справочная литература приведена в списке
рекомендуемой литературы настоящего пособия [I--*®].
7
3. ОПОРНЫЙ КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ
3.1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
Устройства автоматического управления
Устройства автоматического управления в электроэнергетике делятся на
две группы: устройства автоматического управления нормального режима,
устройства автоматического управления аварийного режима. '
Устройства автоматического управления нормального режима
выполняют следующие задачи: автоматический пуск и останов энергоблоков
электрических станций, управление режимом энергосистем по частоте и
мощности, регулирование напряжения и перетоков реактивной мощности и др.
Устройства автоматического управления аварийного режима решают три
задачи:
1) фиксируют факт и место нарушения нормального режима и отделяют
аварийный участок;
2) предотвращают распространение аварии;
3) восстанавливают нормальный режим.
Первую задачу решают устройства релейной защиты (РЗ) и резервиро-
вания отказов выключателя (УРОВ).
Вторую задачу - устройства противоаварийной автоматики: автоматика
предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ), автоматика ликвидации
асинхронного режима (АЛАР), автоматика частотной разгрузки (АЧР),
автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН) и частоты (АОСЧ),
автоматика ограничения повышения напряжения (АОПН) и частоты (АОПЧ) и
другие автоматические устройства.
Третью задачу - устройства автоматического повторного включе-
ния (АПВ), автоматики ввода резерва (АВР).
В данном курсе изучаются РЗ распределительных сетей, а также делается
обзор устройств АПВ, АВР, УРОВ и АЧР.
Назначение релейной защиты
Наиболее часто в процессе эксплуатации электроустановок возникают
повреждения, приводящие к коротким замыканиям (КЗ). КЗ приводит к
возникновению электрической дуги в повреждённой электроустановке,
протеканию сверхтоков в смежных электроустановках (значительные
термические и динамические воздействия на электроустановки), глубокому
понижению напряжения около точки КЗ. Эти причины нарушают нормальное
электроснабжение потребителей, параллельную работу генераторов, могут
привести к разрушению и длительному выходу из строя электроустановок
вокруг места КЗ.
В большинстве случаев развитие аварии может быть предотвращено
быстрым отключением повреждённой электроустановки. Эта задача
возлагается на автоматические устройства РЗ, которые действуют на
отключение соответствующих выключателей.
8
Основной задачей РЗ является выявление факта КЗ и места КЗ, а также
наивозможно быстрое отключение выключателей повреждённой электро-
установки для отделения её от неповреждённой части энергосистемы.
Дополнительно РЗ может действовать на отключение или на сигнал при
ненормальных режимах работы электроустановок во избежание их
повреждения.
Функциональная схема РЗ электроустановки показана на рис. 3.1. В
конкретных схемах РЗ отдельные блоки могут отсутствовать.
Рис. 3.1
Основные требования к РЗ
Исходя из назначения РЗ, к ней предъявляются следующие требования:
а) быстродействие. Быстрое отключение аварийного участка
энергосистемы предотвращает или уменьшает размеры повреждений, может
сохранить нормальную работу потребителей электроэнергии и предотвратить
нарушение параллельной работы генераторов. Требование быстродействия
является определяющим в РЗ генераторов и питающих сетей (для сохранения
устойчивости необходимо отключить повреждение за 0,1 4- 0,3 сек).
б) избирательность (селективность) - это способность РЗ выявлять
место повреждения и отключать только повреждённый участок. Обеспечение
селективности действия защит является основным условием обеспечения
надёжного питания потребителей.
При КЗ в точке К 1 (рис. 3.2) селективным будет отключение выключа-
телей 2 и 3. При КЗ в точке К 2 (рис. 3.2) селективным будет отключение
9
выключателей 1 и 2. При КЗ в точке КЗ селективным будет отключение
выключателя 6.
В ряде случаев одновременное выполнение требований быстродействия и
селективности затруднено. Тогда, в заданных конкретных условиях, расчётчи-
ком определяется более важное требование (быстродействие или селектив-
ность) и в первую очередь обеспечивается выполнение данного главного
требования;
в) чувствительность. Защита должна выявлять все виды повреждений и
ненормальных режимов на которые данная защита рассчитывается, если они
возникают в зоне действия данной защиты.
Чувствительность РЗ с относительной селективностью должна
обеспечивать действие РЗ при повреждениях в смежных участках
энергосистемы, то есть обеспечивать дальнее резервирование.
Чувствительность РЗ характеризуется коэффициентом чувствитель-
ности Например, для токовых защит коэффициент чувствительности кц
рассчитывается следующим образом;
— At.3.min ^с.з. » (3.1)
где /м. min - наименьший ток КЗ в зоне защиты,
/с.з. - ток срабатывания защиты.
Основная зона РЗ - часть энергосистемы, при возникновении в которой
определённого вида повреждения, данная РЗ должна сработать.
Резервная зона РЗ — часть энергосистемы, являющаяся основной зоной
защиты другой РЗ, но повреждение также может быть выявлено" и отключено
данной РЗ.
Релейная защита с абсолютной селективностью— такая РЗ имеет только
основную зону защиты (дифференциальная защита, токовая отсечка, газовая
защита).
Релейная защита с относительной селективностью — имеет и основную,
и резервную зону защиты (максимальная токовая защита, дистанционная
защита).
Основная РЗ электроустановки — должна первой отключать повреждения
в данной электроустановке.
Резервная РЗ электроустановки — резервирует основную защиту данной
электроустановки и действует в случае несрабатывания основной защиты.
На рис. 3.3 РЗ 2, 4 - защиты с абсолютной селективностью (имеют только
основную зону защиты). Защита 1 — защита с относительной селективностью
(имеет и основную и резервную зону защиты). Защиты 1,3 - основные защиты
ЛЭП1, 2 соответственно. Защиты 2, 4 - резервные защиты ЛЭП 7, 2
соответственно. Защита 1 — резервная защита ЛЭП 2.
Чувствительность РЗ должна быть такой, чтобы РЗ действовала при
расчётных видах повреждения в своей зоне защиты при минимальных
параметрах аварийного режима (например, при минимальных токах КЗ);
г) надёжность. Защита должна правильно и безотказно действовать на
отключение повреждения, на которое она рассчитана, и не действовать в
10
нормальных условиях и при повреждениях, действие на которые данной РЗ не
предусмотрено.
Рез. зона РЗ/
РЗ/ ч^Осн. зона РЗ/^> РЗЗ чДЭсн. зона РЗД^ Р35
Р32 ч^Осн. зона Р32^> Р34 ч^Осн. зона Р3^> РЗб
Рис. 3.3
Ненадёжная РЗ сама становится источником аварий.
Надёжность РЗ обеспечивается простотой схемы, уменьшением количест-
ва элементов, качеством изготовления устройства и уходом за ним.
Элементная база устройств РЗ
Электромеханическая элементная база. Такие устройства РЗ появились с
начала XX века и имеют много недостатков: большие размеры, большое
потребление электрической энергии, быстрый износ, недостаточно надёжные
контактные системы, сложность наладки (только в лабораторных условиях). На
сегодня считается устаревшей, однако до сих пор широко используется из-за
неоспоримых преимуществ: огромного положительного опыта эксплуатации,
низкой стоимости, высокой электромагнитной совместимости.
Полупроводниковая элементная база. Получила развитие в последней
четверти XX века, однако из-за появления микропроцессорной элементной
базы сейчас считается также устаревшей.
Микропроцессорная элементная база. Переход от традиционной
электромеханической элементной базы к микропроцессорной при создании
комплексов релейной защиты и автоматики энергетических объектов позволил
объединить в рамках одного устройства несколько различных функций: РЗ,
автоматику, измерение, управление, сигнализацию. Такие устройства
называются терминалами. Использование микропроцессорных (цифровых)
терминалов дает возможность повысить чувствительность защит и значительно
уменьшить время их срабатывания, что в совокупности с достаточно высокой
надежностью позволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в
электроснабжении.
Микропроцессорные устройства РЗиА имеют преимущество перед
предыдущими поколениями РЗ за счёт большей простоты наладки и
обслуживания, возможности создания АСУ, малых размеров, долгого срока
службы. Вместе с тем, имеется ряд проблем, обусловленных в первую очередь
недостаточным опытом эксплуатации данного вида оборудования и малой
долей, которую оно занимает в общем объеме устройств РЗиА. Методики
расчета и выбора уставок для микропроцессорных терминалов пока еще носят
рекомендательный характер и находятся в стадии разработки. Другими
11
недостатками микропроцессорных устройств РЗиА являются: чувствительность
к электромагнитным возмущениям, сложность обнаружения ошибок
логического органа (нет наглядности работы устройства), отказ устройства
влечёт выход из строя всех защит и всей автоматики присоединения.
Терминалы выпускаются как у нас в стране, так и за рубежом. Наиболее
широко представлены цифровые терминалы, предназначенные для сетей
напряжением 6-10 (35) кВ:
• серия SPAC800 (ООО "АББ-Автоматизация");
• серия БМРЗ, БМАЧР (НТЦ "Механотроника", г. Санкт-Петербург);
• серия "Сириус", "Орион" (НПФ "Радиус", г. Зеленоград):
• ТЭМП (АО ВНИИР, г. Чебоксары);
• серия Siprotec (фирма Siemens, Германия);
• серия Sepam 1000+ (фирма Schneider Electric, Франция);
• серия MiCom (фирма Alstom).
Для защиты сетей 110-500 кВ разработаны терминалы:
• серия RExx для сетей 110-500 кВ (ООО "АББ-Автоматизация");
• серии защит ШЭ, БЭ (HI 11 1 "Экра", г. Чебоксары);
• защита ВЛ 110-220 кВ ШЗ Л-220, защита трансформаторов
БМРЗ-КН (НТЦ "Механотроника").
Типы реле
Реле — автоматически действующий аппарат, который при заданном
значении входной величины производит скачкообразное изменение выходной
величины.
Все реле можно разделить по роду входной величины: электрические
реле (реагируют на электрические величины - ток, напряжение, мощность,
частоту, сопротивление, угол между величинами), механические реле
(реагируют на давление жидкости или газа, скорость тока жидкости или газа и
другие параметры), тепловые реле (реагируют на изменение температуры) и
другие виды реле.
Электрические реле делятся на основные (реагируют на изменение
контролируемых величин с измерительных преобразователей), вспомогатель-
ные реле (реагируют на сигнал от других реле; служат для введения выдержки
времени, увеличения числа контактов, передачи команд; увеличения мощности
сигнала), сигнальные, или указательные реле, (фиксируют действие РЗ и
сигнализирует об этом).
Основные реле делятся:
• по признаку контролируемой величины — реле тока, напряжения,
мощности, сопротивления, частоты;
• по признаку изменения контролируемой величины - на максимальные
реле (реагируют на возрастание величины), минимальные реле (реагируют на
снижение контролируемой величины);
12
• по способу включения - на первичные реле (включаются непосредст-
венно в цепь защищаемого элемента) и вторичные реле (включаются через
измерительные преобразователи);
• по способу действия - на реле прямого действия (такие реле напрямую
действуют на привод отключения выключателя) и реле косвенного действия
(реле действует на привод отключения выключателя через промежуточные
более мощные реле).
Каждое электрическое реле имеет воспринимающий орган (обмотку) и
исполнительный орган (контакты). На рис. 3.4, а дано раздельное изображение
частей реле, на рис. 3.4, б - совместное изображение частей реле (устарело).
Некоторые реле обладают также и органом замедления, выдержки времени.
Рис. 3.4
Оперативный ток
Оперативный ток необходим для управления выключателями, питания
различных вспомогательных реле в схемах РЗиА, сигнализации.
а) Постоянный оперативный ток. Напряжение постоянного
оперативного тока 110 В или 220 В (существуют также напряжения 24 В и
48 В). Основным источником постоянного оперативного, тока является аккуму-
ляторная батарея. Обычно устанавливается одна аккумуляторная батарея. На
подстанциях сверхвысокого напряжения, а также на электростанциях устанав-
ливаются две аккумуляторные батареи и более. Поскольку источник постоян-
ного оперативного тока один, для повышения надёжности питания ответствен-
ных потребителей оперативного тока выполняется несколько раздельных сетей
оперативного тока. Для питания наиболее ответственных потребителей
(устройства РЗиА, катушки отключения выключателей) — шинки управления
(ШУ), которые могут дополнительно многократно секционироваться. Для
питания сигнализации предусматриваются шинки сигнализации (ШС). Шинки
сигнализации могут отсутствовать, тогда сигнализация получает питание от
ШУ. Шинки включения (ШВ) питают приводы включения выключателей.
Высокая стоимость аккумуляторных батарей вынуждает использовать на
некоторых подстанциях с РУ ВН 110 кВ и подстанциях с РУ ВН 35 кВ и ниже
переменный оперативный ток. Однако стоимость аккумуляторов снижается, и
они становятся необслуживаемыми, поэтому область применения аккумуля-
торных батарей постоянно расширяется.
13
б) Переменный оперативный ток. Источниками переменного оператив-
ного тока для РЗ являются, в основном, трансформаторы тока, для автоматики
и, частично, для РЗ - трансформаторы собственных нужд и трансформаторы
напряжения. При КЗ трансформаторы тока являются наиболее надёжным
источником и всегда обеспечивают действие РЗ и отключение выключателя.
Релейная защита на переменном оперативном токе может быть выполне-
на несколькими способами:
• при использовании реле прямого действия (РТМ, РТВ и др.) могут быть
выполнены МТЗ, ТО и защита минимального напряжения (сейчас не
применяются);
• если катушки отключения выключателей рассчитаны на переменный
оперативный ток, на переменном оперативном токе могут быть выполнены
МТЗ, ТО, направленные токовые защиты, дифференциальные защиты и другие
виды защит при условии, что в схемах защит используются реле,
предназначенные для работы именно на переменном оперативном токе (РТ-85.
PT-86, PT-95, РВМ-13, РП-321, РП-341).
В других случаях необходимо использовать выпрямленный оперативный
ток
в) Выпрямленный оперативный ток. Источниками выпрямленного
оперативного тока являются блоки питания, подключаемые к трансформаторам
тока, напряжения и собственных нужд (рис. 3.5). При этом питание
оперативных цепей осуществляется так же, как и при постоянном оперативном
токе, и используются такие же схемы защит. При недостатке мощности
трансформаторов тока, напряжения необходимо предусматривать установку
накопителей электрической энергии (конденсаторов или индуктивностей) для
питания катушек отключения выключателей.
В некоторых случаях могут использоваться комбинированные схемы с
несколькими источниками и видами оперативного тока,
14
Виды повреждений и ненормальных режимов
Основной вид повреждения - КЗ, сопровождающиеся протеканием
сверхтоков (трёхфазные КЗ, двухфазные КЗ, однофазные замыкания в сетях с
заземлённой нейтралью, двухфазные замыкания на землю, двойные замыкания
на землю в сетях с изолированной и компенсированной нейтралью). В этих
случаях РЗ должна действовать быстро и на отключение.
Сделать одно устройство РЗ от всех видов повреждений удаётся не
всегда, поэтому на одно присоединение (одну зону защиты) могут
устанавливаться несколько устройств РЗ на разные виды повреждений.
Выделяют несколько основных видов ненормальных режимов.
• перегрузка. РЗ от перегрузок не должна быть быстродействующей, она
должна действовать на сигнал и, в случае необходимости, на частичную или
полную разгрузку элемента;
• качания генераторов. РЗ не должна реагировать на качания генераторов;
• асинхронный режим синхронного двигателя;
• замыкание на землю в сетях с изолированной и компенсированной
нейтралью
3.2. ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ
Токовые защиты приходят в действие при увеличении величины тока в
фазах сверх заданной величины уставки /с р . Защита строится на максимальных
токовых реле.
Токовые защиты делятся на максимальные токовые защиты (МТЗ) и
токовые отсечки (ТО). Они различаются по способу обеспечения селектив-
ности. Селективность действия МТЗ обеспечивается за счет выдержки времени.
Селективность действия ТО - за счет тока срабатывания.
Максимальная токовая защита
Максимальная токовая защита является основной защитой для сетей с
односторонним питанием. В других случаях МТЗ используется как резервная
защита.
О ।
ЕМ
Рис. 3.6
Защита устанавливается со стороны источника питания на головном
выключателе каждой линии (рис. 3.6). При коротком замыкании должны
запуститься защиты 7 и 2 Однако сработать должна только защита 2. В МТЗ
это обеспечивается нарастанием выдержки времени действия РЗ к источнику
питания (ступенчатый выбор выдержек времени).
15
Схема МТЗ в двухфазном двухрелейном исполнении на постоянном
оперативном токе с независимой выдержкой времени показана на рис. 3.7:
КА - максимальные реле тока РТ-40, КТ - реле времени, KL - промежуточное
реле, КН - указательное реле, Q - блок-контакт выключателя, YAT - катушка
привода отключения выключателя. Положение контактов на схеме соответству-
ет отключенному обесточенному состоянию.
Классификация МТЗ:
• по схемам включения т.т. и реле;
• по принципу воздействия на выключатель (прямого или косвенного);
• по виду оперативного тока;
• по виду используемой характеристики выдержки времени (зависимая -
4.з =/Ц>) или независимая - tC3 = const);
• по элементной базе
На выбор исполнения МТЗ оказывают влияние:
• вид защищаемой электроустановки и режим ее работы;
• класс напряжения и схема сети;
• типы и характеристики РЗ в зоне совместного действия РЗ;
• вид оперативного тока и тип привода выключателя под защитой.
Выбор тока срабатывания МТЗ
Защита должна быть надежно отстроена от токов нагрузки,
кратковременных толчков нагрузки (пуск, самозапуск электродвигателей) с
учетом возможных утяжеленных режимов сети. Для этого необходимо
соблюсти следующие условия:
а) токовые реле не должны приходить в действие при наибольшем
рабочем токе нагрузки /раблах
4.3 >Грабли» (3-2)
где/сз _ ток срабатывания защиты
б) токовые реле МТЗ 1 (рис. 3.8), сработавшие при внешнем КЗ, должны
надежно возвращаться в исходное положение после селективного отключения
КЗ защитой 2 и снижении тока до максимального тока оставшейся нагрузки с
учетом возможного самозапуска двигательной нагрузки и других толчков тока
16
после устранения КЗ - условие (3.3),
I >к •/' к (3.3)
л воз Лс.зап л раб max ’
где /во, - ток возврата МТЗ;
кс .^n — коэффициент самозапуска - определяется характером нагрузки
«з й1-6)
Рис. 3.8
Формула (3.3) позволяет перейти к формуле (3.4):
Л =1- -1с
вот "зап "с.зап 'раб.max
к -к
j _ "-зап "-с.зап f ..
7с.з - , 7раб.max (3.4)
"вот
где fcjan - коэффициент запаса (или Лн - коэффициент надежности}, который
зависит от используемых в МТЗ реле. Равен 1,2 для реле РТ-40 и
РТ-80,1,1 — для цифровых реле;
^воз ~ коэффициент возврата максима.,оных токовых реле. Равен 0,85 для
реле РТ-40,0,8 - для реле РТ-80, 0,96 - для цифровых реле.
В формулах (3.2) - (3.4) максимальный рабочий ток присоединения Трутах
определяется с учётом допустимой перегрузки.
Для пояснения вывода формулы (3.4) на рис. 3.9 показана зависимость
тока через присоединение 1 (рис. 3.8) от времени для расчётной ситуации по
условию б).
в) для селективного действия двух последовательных защит (МТЗ 1 и 2 на
рис. 3.8) их необходимо согласовать по току срабатывания /с 3:
^с.з1 ^и.с '(^с.з2 ^^раб.тах ) » (3-5)
где Лнс - коэффициент надежности согласования. При согласовании реле
РТ-40 с РТ-40 равен 1,25, РТ-40 или РТ 30 с РТ-80 равен 1,3;
^раб — ТОК’ Учитывающи® увеличение тока /] по сравнению с 72.
Из условий а), б), в) выбирается наибольшее значение тока срабатывания
защиты /сз. Получившийся ток срабатывания защиты /сз — это минимально
необходимый ток срабатывания для недопущения ложных срабатываний МТЗ.
Ток срабатывания реле находится по формуле
/ср^—. (3.6)
где № “ коэффициент схемы. Он учитывает несоответствие вторичных
токов т.т и токов в реле и определяется схемой соединения т.т и
реле.
Рассчитанный ток срабатывания должен быть проверен по условию
чувствительности защиты к минимальным токам КЗ — двухфазным КЗ в конце
и основной и резервной зоны защиты Если в зоне защиты есть трансформатор
с соединением обмоток A/Yo, Y/Yo, то защита проверяется на чувствительность
и к однофазным КЗ за трансформатором. Коэффициент чувствительности равен
(по вторичной и по первичной стороне т.т соответственно)
(37)
*с.р -*сл
где 7K3niiii — минимальное значение тока двухфазного или однофазного КЗ
при повреждении в конце зоны защиты. О ределлется с учётом
искажения токораспределения силовым грансформатором со
схемой соединения Y/A, A/Y, A/Yo, Y/Yo (табл. 3.1), пример
расчёта приведён на с. 39;
/рт1п - ток минимального повреждения в реле. Определяется
величиной IKJmin, коэффициентом трансформации т.т и
схемой соединения т.т и реле.
Согласно ПУЭ, для учета реальных токов КЗ, которые всегда меньше
расчетных, в основной зоне МТЗ кч > 1,5, в резервной - Ач > 1,2.
Если чувствительности защиты недостаточно, то необходимо:
• уменьшить ток срабатывания путём: более точного определения токов
самозапуска; снижения токов самозапуска отключе *ием части
неответственных двигателей; отказом от согласования по току с частью
предыдущих защит; замены схемы соединения т.т. и реле; перехода на
микропроцессорную элементную базу.
• перейти к другим, более чувствительным схемам МТЗ;
• заменить МТЗ на другую, более чувствительную защиту;
18
• сократить зону действия защиты (установка на линии дополнительных
секционирующих выключателей с МТЗ).
Описания электромеханических реле РТ-40 и РТ-80 приведены на с. 20.
Пример расчёта тока срабатывания МТЗ показан на с. 32 и на с. 38.
Таблица 3.1. Искажение токораспределения силовым трансформатором
Распределение токов в обмотках трансформатора при
несимметричном КЗ на стороне низкого напряжения
____________трансформатора______________
А___________TVY-V ^ГУ^ГУ________________А
100% В Ч— Гугугу 100% С —► гугугу 100% —» В
100% С
Токи в фазах на стороне
высокого напряжения
трансформатора
/д=0
/в=— -/Р
и 2 *
/с=—
v 2 к
/А=/‘3)
4=-/J3)
в 2 к
/с 4^
>Л -~'1"
/.-у/;0
/в—
в -Тз к
7с=0
Ю
Таблица 3.2. Максимальные реле така серии РТ - 40
Исполнение Пределы уставки, А Потребляемая мощность (ВА) при токе минимальной уставки
РТ-40/0,2 0,05 + 0,2 0,2
РТ-40/0,6 0,15 + 0,6 0.2
РТ-40/2 0,5 + 2 0,2
РТ-40/6 1,5 + 6 0,5
РТ-40/10 2,5+10 0,5
РТ-40/20 5+20 0,5
РТ-40/50 12,5 + 50 0,8
РТ-40/100 25 + 100 1,8
РТ-40/200 50 + 200 8
Коэффициент возврата реле РТ-40 не менее 0,85. Все реле имеют один
замыкающий и один размыкающий контакты.
Таблица 3.3. Максимальные реле тока серии РТ - 80
Тип реле Уставки
Ток срабатыва- ния, А Время срабатыва- ния, с Кратность срабатыва- ния отсечки
РТ-81/1 4;5;6;7;8;9;10 1+4 2+8
РТ-81/2 2;2,5;3;3,5;4;4,5;5 1+4 2+8-
РТ-82/1 4;5;6;7;8;9;10 4+16 2+8
РТ-82/2 2;2,5;3;3,5;4;4,5;5 4+16 2+8
РТ-83/1 4;5;б;7;8;9;10 1+4 2+8
РТ-83/2 2;2,5;3;3,5;4;4,5;5 1+4 2+8
РТ-84/1 4;5;6;7;8;9;10 4+16 2+8
РТ-84/2 2;2,5;3;3,5;4;4,5;5 4+16 2+8
РТ-85/1 4;5;6;7;8;9;10 1+4 2+8
РТ-85/2 2;2,5;3;3,5;4;4,5;5 1+4 2+8
РТ-86/1 4;5;6;7;8;9;10 4+16 2+8
РТ-86/2 2;2,5;3;3,5;4;4,5;5 4+16 2+8
Коэффициент возврата индукционного элемента - Не менее 0,8.
Потребляемая мощность - около 10 В А при токе, равном току срабатывания
индукционного элемента.
Реле типов PT-83, PT-84, РТ-86 применяются в тех случаях, когда
требуется сигнализация о перегрузках.
Реле типов PT-81, РТ-82 имеют один главный замыкающий контакт,
действующий мгновенно при токах короткого замыкания и с выдержкой
времени при перегрузках в защищаемых электроустановках. Перестановкой
деталей замыкающий контакт превращается в размыкающий контакт.
Реле типов PT-83, РТ-84 имеют один главный замыкающий контакт,
действующий мгновенно при токах короткого замыкания, и один замыкающий
сигнальный контакт, работающий с выдержкой времени при перегрузках.
20
Реле типов PT-85, РТ-86, предназначенные для работы на оперативном
переменном токе, имеют усиленные замыкающий и размыкающий контакты с
общей точкой, причем реле типа Р1-86, кроме главных контактов, имеют
замыкающий сигнальный контакт, аналогично реле типа РТ-84.
Выбор времени срабатывания МТЗ
Для селективного срабатывания защит необходимо, чтобы
^с.3| >^С.32 ">^C.3j (рис. 3.10).
Рис. 3.10
Если МТЗ с независимой характеристикой времени срабатывания, то
уставки по времени МТЗ /с.з1 выбираются по ступенчатому принципу, т.е.
последующая защита должна иметь уставку по времени больше, чем
предыдущая на ступень селективности Ы
'c.3t=^c.32+"- (3.8)
Чем меньше ступень селективности Д/, тем быстрее будет действовать
защита, однако снизить Д/ до нуля нельзя из-за погрешностей реле, времени
срабатывания выключателя
= ^вык + ^КТ| +^к?2 '*’^зап ’ (3.9)
где /вык - время отключения выключателя (время от подачи импульса на
отключение от РЗ до начала гашения дуги), /вык » 0,08 - 0,3 с;
ДТКГ|, Д/^ - погрешность реле РЗ 1 и 2, зависят от используемых реле в
согласуемых защитах (0,06 - 0,8 с);
/зап - время запаса (0,1 - 0,15 с).
Для электромеханических реле - дг® 0,4-0,6 с и 0,2 с - для цифровых
реле.
В случае согласования МТЗ с несколькими защитами, необходимо
отстраиваться от наибольшего времени срабатывания предыдущих защит /сэ
(рис 2.6,6). Для наглядности согласование токовых защит производится
графически, на карте селективности (рис. 3.11, а). По вертикальной оси откла-
дывается время действия защит, по горизонтальной оси - первичный ток.
На рис. 3.11 изображена карта селективности (рис. 3.11, а) для МТЗ 1, 2, 3
(рис. 3.11, б). Такие МТЗ с независимой выдержкой времени можно выполнить
на реле РТ-40 и на цифровых реле зашиты.
21
Максимальная токовая защита с независимой характеристикой времени
срабатывания имеет очевидный недостаток - выдержка времени МТЗ на
головном выключателе может достигать нескольких секунд (рис. 3.11), в то
время как именно большие токи КЗ должны отключаться быстрее. Для этого
необходимо использовать МТЗ с зависимой характеристикой времени
срабатывания. При этом время срабатывания МТЗ зависит от тока КЗ -
(рис. 3.12).
Подобные защиты с зависимой характеристикой позволяют осуществить
электромеханические реле РТ-80, РТ-9О и цифровые реле защиты.
Токовременные зависимости реле РТ-80 показаны на рис. 3.13. Ступень
селективности в этом случае несколько больше
Д/ = твык + ДТКА1 + д/КА2 + + t^ , (3.10)
где /вык - время отключения выключателя;
Д/КА(, Д/КАг - погрешности реле;
дгин - инерционная ошибка (для индукционных реле);
ДТМП - время запаса.
^'11
Согласование защит по времени срабатывания производится по базовому
условию обеспечения селективного действия в зоне совместного действия
согласуемых защит
Исходя из базового условия согласование двух МТЗ, например, с
независимыми характеристиками, Производится при токе уставки предыдущей
защиты (рис. 3.11), а согласование двух МТЗ с зависимыми характеристиками -
при максимальномтокеТрбхфазного КЗ в месте установки предыдущей защиты
(рис. 3.12).
При согласовании необходимо учитывать и токи нагрузки
неповреждённых элементов, которые проходят через последующую защиту в
сумме с током
Для электромеханических реле с зависимой характеристикой выбор
уставки по времени и построение кривой защиты на карте селективности
производится в следующей последовательности (по первичным токам):
1) определяется ток срабатывания 1е, защиты;
2) на карге селективности строятся характеристики предыдущих защит;
3) определяется ток согласования защит 4,^;
4) рассчитывается время срабатывания защиты при токе согласования
/«.«гл по формуле (3.8);
5) по найденной точке с координатами (/«>„» tC3coa>) из семейства типовых
кривых для электромеханического реле выбирается конкретная кривая
для рассчитываемой защиты. Время действия защиты при
десятикратном токе срабатывания защиты /сл и будет являться уставкой
защиты по времени
6) выбранная типовая кривая защиты перестраивается на карту
селективности.
Пример расчёта уставок МТЗ по времени показан на с. 32 и на с. 38.
Для цифровых реле выбирается не уставка /уст, а «временной»
коэффициент к и вид характеристики («нормальная», «очень зависимая»,
«экстремально зависимая» и т.д.). При выборе характеристики следует
начинать с «нормальной» характеристики по стандарту МЭК. Для вычисления
«временного» коэффициента к используется выражение:
₽
Постоянные коэффициенты аир определяют крутизну Зависимых
времятоковых характеристик и имеют следующие значения для «нормальной»
характеристики МЭК - а = 0,02, р = 0,14.
Для построения характеристики при конкретном значении к задаются
несколькими значениями тока I и рассчитывают время срабатывания защиты
при этих токах по формуле
/“-1
Схемы соединения трансформаторов тока и реле в МТЗ
Трансформатйры тока в релейной защите нужны только для
распознавания режима (нормальный, ненормальный, КЗ), и особая точность
измерения не требуется. Поэтому к схемам соединения т.т предъявляются два
основных требования - возможность распознавания режима и чувствитель-
ность. Существуют следующие схемы соединения т.т и реле:
а) «полная звезда» с тремя или четырьмя реле (рис. 3.14, а) — позволяет
распознать все виды повреждений и обеспечивает высокую чувствительность.
Четвертое реле в обратном проводе обеспечивает высокую чувствительность
защиты к однофазным КЗ в сетях с большим током замыкания на землю. В
сетях с изолированной или компенсированной нейтралью нет смысла
использовать эту схему, так как К(|) не является аварийным режимом;
24
б) неполная гвезда с двумя реле» (рис. 2.8, б) - равнозначна предыдущей
схеме при К(2), К(3) и поэтому должна всегда применяться в сетях с малым током
замыкания на землю. Однако если в зоне защиты есть трансформатор с
соединением обмоток Y/Д или Д/Y, эта схема имеет пониженную чувствитель-
ность к К(2) на некоторых фазах (табл. 3.1). Для повышения чувствительности в
обратный провод устанавливается третье реле;
в) «неполная звезда с тремя р'еле» (рис. 2.8, в), для использования данной
схемы необходимо обоснование (недопустимый коэффициент чувствительнос-
ти при схеме с двумя реле);
г) «одно реле на разность токов двух фаз» (рис. 2.8. г) - самая дешевая и
худшая по чувствительности МТЗ схема. Данная схема не используется в
сетевой МТЗ;
д) «т.т в треугольник, реле в звезду» (рис. 2.8, д) — используется в МТЗ
трансформаторов одновременно с дифференциальной защитой.
Погрешность работы трансформаторов тока
Трансформаторы тока в релейной защите должны иметь погрешность
менее 10%. Допускается большая погрешность, если это не приводит к
неправильному действию РЗ. Погрешность измерения возникает вследствие
затрат мощности на создание магнитного потока, перемагничивание, потери
при нагреве обмоток.
Погрешность т.т определяется величиной первичного тока и нагрузкой во
вторичной обмотке, при этом погрешность вносится только на уменьшение
вторичного тока.
Для МТЗ с независимой характеристикой т.т должны работать с допусти-
мой погрешностью при токе уставки защиты. При больших токах погрешность
т.т уже не будет оказывать влияние на время срабатывания защиты и может
быть больше 10%.
Для МТЗ с зависимой характеристикой этого не достаточно, так как при
токах, больших уставки, защита будет работать с замедлением (рис. 3.15) и
возможно не :елективное отключение.
25
Поэтому проверка т.т для МТЗ с зависимой характеристикой
осуществляется при токе согласования защит.
Проверка т.т на допустимую погрешность производится с помощью
кривых предельной кратности (рис. 3.16) при заданной вторичной нагруз-
ке Z2(MCT и первичному току проверки Др^ч. Кривые предельной кратности при-
лагаются к каждому типу т.т.
Вторичная нагрузка т.т Z2(MCT - непостоянная величина и зависит не
только от сопротивления реле и проводов, но и от схемы соединения т.т и реле
и вида КЗ (табл. 3.4). Например, для схемы «полная звезда» (рис. 3.14, а) при
К<3) сопротивление нейтрального провода не учитывается, а при
К*2) - учитывается.
Если на т.т подключено несколько комплектов РЗ, то в Z2 р»сч учитывается
их суммарное сопротивление, а проверка производится при наибольшем токе
проверки Лрасч из всех РЗ.
Таблица 3.4. Вторичная расчётная нагрузка т.т
Схема соединения т.т и рете Вид КЗ Вторичная расчётная нагрузка т.т. на фазу
Полная звезда Трёхфазное и двухфазное ,22исч ~ гпр +ZP +ГПЧ>
Однофазное г2р«сч ~ + ♦ + ZV 0 +
Неполная звезда Трёхфазное
Двухфазное АВ или ВС =2ГЧ> +Z»4 + ZpO +ГПЧ>
Двухфазное за трансформатором Y/A-11 ^=3% + zp++2zp0+rn^
На разность токов двух фаз Трёхфазное ^=^(2%+2р)+Гпф
Двухфазное АС “ 4г,, + 2z_ г г„ » » р иср
Двухфазное АВ или ВС ^=2^+2,,+^
Треугольник Одн< kJ азное
Все остальные случаи 22ppc,=3r,+3zp+^
26
Кривые предельной кратности для т.т ТЛ-10 приведены на. рис. 3.17.
Коэффициент Ajo определяется:
К10=у^; (3.11)
Л ном
за счёт данного коэффициента сокращается количество кривых, так как одной
кривой описывается несколько т.т с разными первичными номинальными
токами/|1|ОМ.
Если в итоге выясняется, что Z2pac4>Z21on, то т.т при токе 11ржч будет
работать с погрешностью больше 10%, что недопустимо и необходимо
заменить т.т или уменьшить его нагрузку Z2pac4. Смена т.т на т.т с большим
номинальным первичным током приводит к увеличению погрешности
измерения при рабочих токах. Уменьшение нагрузки на т.т Z2p«c4 тоже не всегда
осуществимо. Тогда можно использовать вместо одного т.т два
последовательно включенных, при этом допустимая нагрузка Zaon
увеличивается в два раза.
/|.ном, а’ 50. 75 100 150 200 300 400 500 80Q 1000 1500
№ кривой / • 7 1 1 / 1 2 2 2'3 4
Рис. 3.17
27
Пример проверки т.т на допустимую погрешность показан на с. 32 и с. 38.
Кроме указанной проверки, т.т необходимо также проверить на
• предотвращение отказа защиты при наибольших токах КЗ из-за
искажения формы кривой тока и вибрации контактов;
• предотвращение опасных перенапряжений во вторичных цепях.
Максимальная токовая защита на переменном оперативном токе
с дешунтированием катушки отключения
В схеме МТЗ на переменном оперативном токе с дешунтированием
катушки отключения (рис. 3.18) КА1.КА2 - реле типа РТ-85 или РТ-86 с
мощными переключающими контактами для дешунтирования отключающих
катушек выключателя при срабатывании реле. Переключение проходит с
замедлением и без разрыва цепи.
Для такой схемы МТЗ дополнительно проверяется:
• отсутствие возврата реле после дешунтирования отключающих катушек
из-за снижения вторичного тока т.т;
• надежность действия катушки отключения выключателя после
дешунтирования;
• допустимость максимального тока КЗ для контактов реле (реле типа
РТ-85, РТ-86 могут коммутировать ток до 150 А).
Проверка т.т на десятипроцентную погрешность производится для
режима до дешунтирования катушки отключения.
Максимальная токовая защита
с блокировкой от реле минимального напряжения
Наличие двигательной нагрузки заставляет принимать в формуле (3.4)
повышенные коэффициенты самозапуска Лс з «4-5, что приводит к значитель-
ному загрублению токовой уставки МТЗ и недостаточной чувствительности
защиты. В этих случаях возможно использование схемы МТЗ с блокировкой от
реле минимального напряжения (рис. 3.19), т.е. использование чувствительного
токового органа совместно с органом напряжения, блокирующим действие
токового органа в режимах перегрузок и самозапусков.
28
Рис. 3.19
Защита может подействовать неправильно, если при перегрузке будет
иметь место перегорание предохранителя или обрыв цепи от TH. Во избежание
этого предусмотрено реле KL (рис. 3.19).
Ток срабатывания данной МТЗ рассчитывается по следующему условию:
к
А:.з — 7 ^раблпах (без Ас зап) > (3.12)
*воз
а также согласуется с предыдущими МТЗ по току по условию (3.5).
Напряжение срабатывания минимальных реле напряжения должно
удовлетворять условиям:
а) защита не должна действовать при нормальных понижениях рабочего
напряжения (при самозапусках нагрузки)
1/сз =—Раб-Ш'п (£н «1,1; t/C3 « 0,4-0,65 не менее) ; (3.13)
^•н'^в
б) защита должна обладать необходимой чувствительностью в основной и
резервной зонах
кч=-^- (*ч>1,5;1,2), (3.14)
^к.тах
где UK тах - максимальное значение остаточного напряжения в месте
установки защиты при КЗ в конце основной или резервной зоны.
Вместо трехрелейного органа напряжения (рис. 3.19) может использо-
ваться комбинированный пусковой орган напряжения, состоящий из фильтра
напряжения обратной последовательности и одного минимального реле
напряжения (схема Мосэнерго) Однако схема Мосэнерго имеет большую
чувствительность пускового органа напряжения, чем трёхрелейная схема, и
поэтому уставку токового органа необходимо загрублять: согласовывать с
предыдущей защитой по току по условию (3.5). Согласование МТЗ с тремя реле
напряжения с предыдущими МТЗ может производиться и по току и по
напряжению, если согласование только по току сильно загрубляет защиту;
29
Общая оценка МТЗ
Достоинства: простота, надежность, низкая стоимость, возможность
дальнего резервирования.
Недостатки: низкое быстродействие; недостаточная чувствительность в
ряде случаев (разветвленная сеть с большим числом линий и/или значитель-
ными двигательными на!рузками).
Максимальная токовая защита широко применяется в радиальных сетях с
односторонним питанием всех напряжений. В сетях 35 кВ и ниже МТЗ является
основной зашитой.
Токовая отсечка
Токовая отсечка (ТО) выполняется по таким же схемам, что и простейшая
МТЗ. Однако при этом селективность ТО достигается не выдержкой времени, а
ограничением зоны действия, т.е. ток срабатывания ТО отстраивается не от
тока нагрузки, а от тока КЗ в конце зоны защиты
(3.15)
где ки - коэффициент надежности, который учитывает и апериодическую
составляющую тока КЗ. Для РТ-40, действующих через
промежуточные реле кИ =1,2 -1.4, для отсечки с выдержкой времени
к„ = 1,1-1,2, для реле PT-80, PT-90. РТМ к„ =1.6-1,4 для отстройки
от ударного тока КЗ.
Если в зоне защиты ТО есть силовой трансформатор, то необходимо
отстроить 1СЗ ТО и от броска тока намагничивания при его включении
7С э > кн • Х^ном.тр) (3-16)
где £/НОм.тр ~ сумма номинальных токов всех трансформаторов, подключен-
ных к данному присоединению;
кп — коэффициент надежности отстройки. Если ТО выполнена без
промежуточных реле, то кп =5-6, если на РТ-40 с промежу-
точными реле, то кн - 3 - 4.
Коэффициент чувствительности ТО рассчитывается как
*4=V4s. (3-17)
где 1К - минимальный ток двухфазного КЗ на стороне ВН трансформатора,
если ТО защищает трансформатор (при этом-fc, должен быть больше
двух);
ток КЗ в месте установки ТО в наиболее благоприятном по условию
чувствительности режиме, если ТО защищает ЛЭП (при этом кч
должен быть больше 1,2).
Если ТО защищает блок линия-трансформатор то 1СЗ ТО необходимо
отстраивать от трёхфазного тока КЗ на стороне низкого напряжения
трансформатора. Тогда ТО будет надежно защищать всю линию и часть
трансформатора (рис. 3.20).
30
Эффективность ТО ЛЭП иногда определяется в виде зоны действия в
процентах от всей длины линии. Для этого рассчитывается несколько точек
трёхфазных и двухфазных КЗ на ЛЭП и строится кривая спада тока КЗ
(рис. 3.21).
Токовая отсечка с выдержкой времени используется для охвата всей зоны
защиты (рис. 3.22). Для этого 7СЗ ТО отстраивают от I^max в конце
предыдущего участка по формуле (3.15) и вводят выдержку времени
tCJ ~ 0,3 ч- 0,6 с для согласования с мгновенной ТО предыдущего участка.
Рис. 3.22
К”
31
При этом коэффициент надёжности Лн =1.1-1,2 и не требуется отстройка
от броска тока намагничивания.
Использование ТО с выдержкой времени невозможно в сетях с малым
сопротивлением линии (КЛ) из-за неразличимости токов КЗ
Оценка ТО
Достоинства'. ТО—самая простая защита ТО — быстродействующая РЗ.
Недостатки', зона защиты охватывается не полностью, поэтому ТО не
может быть основной защитой; зона защиты изменяется в зависимости От вида
КЗ и режима системы.
Токовая отсечка используется в качестве резервной быстродействующей
защиты в распределительных сетях, если её чувствительность удовлетворяет
требованиям.
Трехступенчатая токовая защита
Трехступенчатая токовая защита представляет собой комбинацию из трех
защит: МТЗ, ТО мгновенного действия и ТО с выдержкой времени (рис. 3.23).
Подобная комбинация позволяет обеспечить более быстрое отключение при
любом токе повреждения в основной и резервной зонах защиты, чем токовые
защиты с меньшим количеством ступеней.
При построении трёхступенчатой токовой защиты требуется подключе-
ние к т.т трех комплектов измерительных токовых органов.
Реле РТ-80, РТ-90 позволяют выполнить двухступенчатую токовую
защиту - МТЗ с зависимой характеристикой и мгновенную токовую отсечку.
Пример расчёта МТЗ и ТО
Необходимо рассчитать максимальную токовую защиту с независимой
выдержкой времени и токовую отсечку ВЛ 1 (рис. 3.24): выбрать т.т, выбрать
схему соединения т.т и реле, рассчитать уставки реле, ток срабатывания
защиты, чувствительность защиты, проверить т.т. ВЛ 2 и ВЛ 3 защищены МТЗ
с независимой выдержкой времени (реле РТ-40).
32
6=4 км
ВЛ2
10 кВ
/р»бт»х1“240 А
/|=7 км
ВЛ/
/(ив т»х2-140 А
6.12=1 С
/„2=600 А
/ю.тах 10 кА
/д=3 км
Zo.mm 8 кА
Тр^ тахЗ-ЮО А
/„3=0,6 С
ВЛЗ
/„3=400 А
Рис. 3.24
Решение
1. Рассчитаем токи короткого замыкания в точках К 1, К 2, КЗ
(рис. 3.25) в минимальном режиме системы для расчёта чувствительности МТЗ
и токи самозапуска нагрузок 2 и 3 в максимальном режиме сети (точки К 4 и
К 5).
Ес=10,5кВ
Рис. 3.25
Сопротивление системы в минимальном и максимальном режиме:
*c.min = f=Ur = = 0.758 Ом, (3.18)
vJ'7K3min
хс max
= 0,606 Ом
Л-/в1МХ Лю
Принимая удельное сопротивление ВЛ х0 = О,40м/км, получим
x„i=x0-/1=0,4-7 = 2,8 Ом, (3.19)
аналогично = х0 • /2 = 0,4 • 4 = 1,6 Ом, хл3 = х0 • /3 = 0,4 • 3 = 1,2 Ом. Токи КЗ
в точках К 1, К 2, К 3 в минимальном режиме системы
I - U - 10500 = 1703 8 А
4,т1П’Л.(хст!п+хл1)-Л.(0,758 + 2,8)- ’
/ - U =______10500 = п 7<
К2тт Л-(хс.т|п+хл1+хл2) Л (0,758 + 2,8 + 1,6)
j =____________U________=______ Ю500 j 27
,t3min Л-(хс.т!п+хл,+хл3) Л (0,758 + 2,8 + 1,2)
(3.20 а)
(3.20 6)
(3.20 в)
33
в максимальном режиме системы.
'‘, га“ = (Х+2,8) = 1780 А ’ (3 20г)
Расчёт самозапуска нагрузок с учётом токоограничивающего влияния сети.
Принимая относительное переходное сопротивление обобщённой нагрузки
х.ном=0,35, рассчитаем сопротивления нагрузок Н2 и НЗ в режиме
самозапуска
х*ном ’^ср.ном. 0,35-10500 1С!ССА
х„9 = —?=---!----= —г=-------= 15,155 Ом
^1^2 J5-140
'UcP ™-. = О^1-050? = 21,218 Ом .
/З’^рабтахЭ л/З-100
Токи самозапуска отдельно по нагрузкам Н 2 и Н 3 и суммарно
*сзал2
Лзап!
^•(Хс.тах+ХЛ1+хл2+хн2)
=——------------------------- = 298,438 А
7з • (0,606+2,8 +1,6 +15,155)
! и
С”ПЗ 75 • (хст.х + *Л1 + *лЗ + *иЗ )
= ----------- = 233,376 А
73 • (0,606 + 2,8 +1,2 + 21,218)
U
___________10500
Я Гпб06+28 + 0.6 + 15455) (1,2 + 21,218)
V (1,6 + 15,155)+(1,2 + 21,218)
= 466,52 А
(3.21 а)
(3.21 б)
(3.22 а)
(3.22 б)
(3.22 в)
*нЗ =
1 ‘ Хс.шах + Хл1
2. Выбираем ток срабатывания МТЗ. Принимаем двухфазную двух-
релейную схему защиты на реле РТ-40 (&„ = 1,2, к, = 0,85). Отстраиваем ток
срабатывания МТЗ от всех тяжёлых нормальных режимов заданной сети:
а. По условию (3.4) возврата реле в несработавшее положение после
отключения КЗ на отходящем элементе
к к
Т > н смп I />
ус.з - 'рабтах • (3.23)
При использовании данной формулы возможны следующие два варианта:
расчёт по сути условия (формула (3.23) рассчитывается для каждого
отходящего присоединения 2 и 3) и упрощенный расчёт (/p^max = Правшах |)-
Для каждого варианта возможен точный расчёт тока самозапуска (по
формулам (3.22)) и упрощенный расчёт (увеличение в ксап раз).
Упрощенные варианты приводят к загрублению /сз. Рассмотрим все варианты.
34
• Расчёт по сути условия с точным определением токов самозапуска
/сз ^-/сзап2 =— 298,44 = 421,33 А ,
с.з. с.зап2 0>85
А 17
233,38 = 329,48 А.
с.3. с.запЗ 085
(3.24 а)
• Расчёт по сути условия с упрощенным расчётом токов самозапуска
4,гЬуЕ=-/и,_г-Ь^-11«=Я4.71А.
7 ' <3.24 0
к -к 1 9.9 RA
, >*н ^сзап.у 100 = 403,36 А.
сз- кв рабтахз 0>g5
• Упрощенный расчёт с точным определением тока самозапуска
k 12
4з. 4за„1 =-4- 466,52 = 658,62 А. (3.24в)
лв и,оЭ
• Упрощенный расчёт с упрощенным расчётом тока самозапуска
к .к 1 9-9 R6
4з. = -^--240 = 968,07 А. (3.24г)
Из формулы (3.24) наглядно видно, что использование упрощенного
варианта расчёта при 2 4- 4 отходящих присоединениях сильно загрубляет МТЗ
и уменьшает её чувствительность. Далее используем результаты более точной
форм}лы (3.24 а). Коэффициент самозапуска для обобщённой нагрузки в
выражениях (3.24) принят как Асзап= 1/х.110м= 1/0,35 = 2,86 (может опреде-
ляться по справочным данным в зависимости от типа нагрузки).
б. По условию самозапуска всей нагрузки при возобновлении питания
действием АПВ или АВР после бестоковой паузы
• при точном определении тока самозапуска
4.3. К = 1,2 466,52 = 559,82 А , (3.25 а)
• при упрощенном определении тока самозапуска
4з.г=*нЛзпЛабп.ах. = 1,2 - 2,86 • 240 = 823,68 А (3.256)
в. По условию согласования тока срабатывания защиты по чувствитель-
ности с предыдущими защитами
4э. >Лн.с.-(/с.з2+7ра5пих3)=1.25-(б00+100)=875 А,
4.з. **н.с.-(4.33 +7раб.тах2)=1,25 (400+140) = 675 А. (
Из формулы (3.26) хорошо видно, что МТЗ необходимо и достаточно
согласовать только с защитой с максимальным током срабатывания
По условиям (3.24 а), (3.25 а), (3.26) принимаем /сз = 875 А.
3. Проверяем чувствительность МТЗ в основной зоне защиты (по пер-
вичным токам)
/w I 1701R
*4och=-!sL^== —•-£Lm“L = 0,865-———— = 1,68 >1,5 , (3.27а)
4.з. 2 Zc 3 875
35
в зоне резервирования
к - /«z niin _ 0 865.11752 -116 < 1,2, (3.276)
чрез 875
р(2) 177<
к = ijslnyn. = о 865. ££££ = 1 26 > 1,2 . (3.27 в)
чр" 4.з. 875
Защита не удовлетворяет требованию чувствительности в-одной резервной
зоне защиты ВЛ 2 по формуле (3.27 6). Однако согласно ПУЭ, дальнее
резервирование в данном случае допустимо не выполнять.
4. Выбираем ток срабатывания ТО
4.3. ТО =1,3 1780 = 2314 А. (3-28)
Проверяем чувствительность отсечки
к = = о,866 • = 3,74 > 1,2 (3.29)
4-з.то 2314
Токовая отсечка устанавливается. Схема токовых цепей защит ЛЭП 1
показана на рис. 3.26.
Рис. 3.26
5. Выбираем и проверяем т.т. Предварительно выбираем т.т ТЛ-10
(рис. 3.17) с коэффициентом трансформации 300А/5А (по /pae.maxi= 240 А).
Тогда токи срабатывания реле защит
7с.р.мтз=4.э.мтз^т.т = 875-^ = 14,58А (3.30а)
4р.то=4,.то <г.=2314“38,57 А ‘ (3.306)
Выбираем максимальные токовые реле для МТЗ - РТ-40/20 (табл. 3.2).
Потребляемая мощность 0,5 ВА при токе минимальной уставки (в нашем
случае 10 А, так как реле работает в верхнем диапазоне уставок). Выбираем
реле для ТО - РТ-40/50. Потребляемая мощность 0,8 ВА при токе минимальной
уставки (в нашем случае 25 А).
Производим расчётную проверку т.т на десятипроцентную погрешность
= 5 * 71расч = 1,1 -4,3,то = tb2314 = j
10 4ом1.г.г 7ном1.„ 300
В формуле (3.31) за 7(расч принят ток срабатывания токовой отсечки, как
наибольший ток при котором т.т должен работать с погрешностью менее 10%.
Коэффициент 1,1 в формуле (3.31) учитывает, что т.т может работать в
предельном режиме с погрешностью 10%.
По кривой предельной кратности для данного т.т при рассчитанном /с10
(см. рис. 3.17) находим гдоп » 2 Ом.
Наибольшая расчётная вторичная нагрузка т.т (габл.,3.4) для схемы
неполной звезды без реле в обратном проводе
z2pac4 — 2гпр + + Zp.MT3 + ^пер —
= 2-0,015 + 0,00128+0,005 + 0,01 = 0,0463 Ом.
где сопротивление соединительного провода (алюминий)
2
= 0,015 Ом ,
34,5-4
(3.32)
I
"Р л, С
м
пр y-S (м/(Омм-мм2)) мм2
сопротивление реле
(3.33)
2р.мтз - - 0,005 Ом,
znTO =0,00128 Ом.
Р 252
zaon > 22расч •
Условие (3.33) соблюдается, то есть т.т будет работать с допустимой
погрешностью.
6. Выбор уставки по времени МТЗ. Для МТЗ уставку по времени
отстраиваем на ступень селективности А/ (для реле РТ-40 А/ = 0,5 с) от
наибольшей уставки предыдущих защит (установленных дальше от источника
питания). В данном случае от уставки по времени МТЗ 2
Гсл=Гсз2+ДГ = 1 + 0,5 = 1,5с (3.34)
Для наглядного отображения итогов расчёта защиты строим карту
селективности (рис. 3.27):
36
37
Пример расчета МТЗ и ТО
По исходным данным задачи I рассчитать МТЗ ЛЭП 1 с зависимой
выдержкой времени.
Решение
1. Токи КЗ и самозапусков рассчитываются аналогично формулам (3.20),
(3.22).
2. Выбираем ток срабатывания МТЗ. Принимаем двухфазную двух-
релейную схему защиты на реле РТ-80 (к„ — 1,2, к, = 0,8 (табл. 3.3)). Поскольку
определяющим среди условий (3.24)-(3.26) является условие (3.26), то
/с.х=*и.с. (4э2+^рабтахз)=13 (б00 + 100) = 910 А. (3.35)
Так как уставка РТ-80 регулируется ступенчато, то необходимо уточнить
ток срабатывания МТЗ с учётом выбранной уставки. При предварительно
выбранном трансформаторе тока ТЛ-10 500/5 А ток срабатывания
индукционного элемента реле РТ-80 будет равен
4.Р.МП = 4.Э.МП Ах = 9Ю~ = 9,1 А . (3.36)
Принимаем ближайшую большую уставку реле 10А, тогда ток
срабатывания МТЗ будет равен 1000 А.
3. Чувствительность МТЗ в основной зоне защиты равна 1,47« 1,5 и
удовлетворяет требованиям. МТЗ не удовлетворяет требованию чувствитель-
ности в резервной зоне.
4. Ток срабатывания ТО равен 2314 А формула (3.28), что при токе
срабатывания МТЗ 1000 А соответствует кратности »2,4. Чувствительность
Отсечки равна 3,61 > 1,2. Токовая отсечка устанавливается
5. Проверяем т.т (схема защиты на постоянном или выпрямленном
оперативном токе). Производим расчётную проверку т.т на десятипроцентную
погрешность при максимальном токе КЗ в месте установки защиты (типовая
проверка для защит с зависимой токовременной характеристикой)
, _ Арас, _Ц /ютах_ 1,1 10000 _
«1° - - — - - 22 (3.37)
'homI.t.t 'homI.t.t juu
По кривой предельной кратности (рис. 3.17) для данного т.т. при
рассчитанном £10 (3.37) находим гдоп »0,7 Ом.
Наибольшая расчётная вторичная нагрузка т.т (табл. 3.4) для схемы
неполной звезды без реле в обратном проводе
zlp»C4 - 2гпр + zp + гпер = (з 381
= 2-0.015 + 0,1 + 0,01 = 0,14Ом, V ’
где сопротивление соединительного провода (алюминий)
м
/
ПР ~ „ г.
—?— = 0.015 Ом
34,5-4
J'S (м/(Омм-мм2))-мм2
сопротивление реле
zD = —т- = 0,1 Ом .
Р 102
38
Условие z№„ > Z|paCT соблюдается, то есть т.т. будет работать с допусти-
мой погрешностью.
6. Выбор уставки (согласование) по времени для рассчитываемой МТЗ
производится из условия обеспечения селективного действия с предыдущими
защитами в зоне совместного действия. В данном случае (рис. 3.28) согласова-
ние кривых производится при токе /К|тк=1780А (при данном токе
наблюдается наибольшее сближение кривых 1 и 2), уставку МТЗ по времени
отстраиваем на ступень селективности Д/ = 0,6с (для реле РТ-80) от уставки
защиты 2
'с.з = 1сл.2 + А/ = 1 + 0,6 = 1.6 с
По токовременным зависимостям реле РТ-80 (рис. 3.13) для тока 1780 А
(кратность 178 %) и времени 1,6 с выбираем нижнюю кривую, т.е. уставка по
времени /у рассчитываемой МТЗ будет равна 0,5 с (уставка равна времени
срабатывания защиты при десятикратном токе срабатывания индукционного
элемента 1000-10 А). По точкам (табл. 3.5) перестраиваем выбранную кривую
(рис. 3.13) рассчитываемой МТЗ на карту селективности (рис. 3.28).
Таблица 3.5. Токовременная характеристика МТЗ 1
Кратность тока, % 100 150 178 200 240
Ток, А 1000 1500 1780 2000 2400
Время, с 6 2,5 1.6 1.25 0,8
Рис. 3.28
Пример расчёта чувствительности
МТЗ силового трансформатора
Рассчитать чувствительность МТЗ силового трансформатора 6/0,4 кВ с
соединением обмоток Д/Уо к двухфазным КЗ; МТЗ выполнена по схеме два т.т.
и два реле. Ток срабатывания МТЗ 445 А, ток трёхфазного КЗ на шинах 0,4 кВ
1000 А (ток приведён к стороне 6 кВ).
39
Решение
Находим токи двухфазного КЗ на стороне 6 кВ (в месте установки
защиты), преобразовывая прямую и обратную составляющие тока КЗ от места
КЗ на сторону 6 кВ (рис. 3.29).
Получаем, что в первичной цепи в одной фазе
трёхфазного КЗ, в остальных - половина полного
(рис. 3.29).
протекает полный ток
тока трёхфазного КЗ
По заданной схеме соединения т.т и реле видно, что в наихудшем случае
(рис. 3.30), когда полный ток трёхфазного КЗ протекает в фазе без т.т, оба реле
40
будут реагировать только на половину полного тока трёхфазного КЗ. Тогда
чувствительность МТЗ будет равна
. , 7P.min _ 4.3.,nin _ 0,5-/<3) 0,5 -1000
4 I I 1 445 ’ ’ ' '
'ср 'с.з *с.з
что не удовлетворяет требованиям.
В данном случае, добавив в обратный провод третье реле (рис. 3.14, в),
можно повысить чувствительность вдвое до 2,24, поскольку -хотя бы одно из
трёх реле будет обтекаться полным током трёхфазного КЗ при любом
сочетании повреждённых фаз.
Токовая направленная защита
В сетях с односторонним питанием защита устанавливается только на
одном выключателе, ближайшем к источнику питания. При двухстороннем
питании возникает необходимость отключать повреждение с обоих концов.
Рис. 3.31
При К1 (рис. 3.31) должны отключиться выключатели 1 и 2, то есть
время действия защиты 2 должно быть больше времени действия защиты 3,
fcM2) < ^схз)- При К 2 должны отключиться выключатели 3 и 4 и /сл(2) > Гсл(з)-
Таким образом, получить селективное действие простых токовых защит в
сетях с двухсторонним питанием невозможно. Для селективного действия
простой токовой защиты необходимо ввести контроль еще одной величины —
направления мощности КЗ. Получим токовую направленную защиту. При этом
должны соблюдаться основные принципы:
• защита должна устанавливаться с двух сторон ЛЭП и действовать при
направлении мощности от шин в линию;
• выдержки времени на защитах, работающих в одном направлении,
должны согласовываться между собой, увеличиваясь против
направления действия (рис. 3.32).
4з(1)
'сХП
Рис. 3.32
Для измерения направления мощности применяются реле направления
мощности (РИМ), включаемые на ток присоединения и на напряжение на
41
шинах. Схема подключения РНМ должна обеспечивать правильное
определение знака мощности КЗ при всех возможных случаях КЗ и
максимальный момент на РНМ для надежного действия. Чаще всего РНМ
подключаются по 30- или 90-градусной схеме.
Если КЗ происходит вблизи места установки защиты, то из-за понижения
напряжения может не хватить мощности для срабатывания РНМ (только при
трёхфазных КЗ). Зона, где подобное явление происходит, называется "мёртвой
зоной " — это один из важнейших недостатков защиты.
Расчёт уставок по току и по времени токовой направленной защиты не
отличается от расчёта уставок простой токовой зашиты. Достоинство и
недостатки защиты такие же, как и МТЗ.
Общие принципы выполнения защиты от однофазных
замыканий на землю в сети с малым током замыкания на землю
В сетях с изолированной или компенсированной нейтралью однофазное
замыкание на землю не сопровождается протеканием сверхтоков и не является
КЗ. Требования к защите от однофазного замыкания в таких сетях отличаются
от требований к РЗ от КЗ - немедленная ликвидация однофазного замыкания на
землю (033) не требуется, так как такое замыкание не представляет непосред-
ственной опасности (если ток замыкания не превышает допустимого значения
для данной сети). Поэтому защита должна выполняться на сигнал, если по
требованиям безопасности не требуется немедленное отключение. Защита
должна реагировать и на неустойчивые 033.
1. В сетях с изолированной нейтралью могут применяться простейшие
токовые защиты нулевой последовательности.
Если сеть с компенсированной нейтралью, то построение селективных
защит от 033 по простым схемам затруднено вследствие компенсации
ёмкостного тока и нарушения естественного токораспределения. В этом случае
могут быть применены более сложные защиты (перечислены ниже).
2. Токовые и токовые направленные защиты, реагирующие на токи
нулевой последовательности, созданные «искусственным» путём - а) времен-
ным нарушением компенсации, б) постоянной перекомпенсацией, в) наложе-
нием на ток в сети искусственно созданного тока непромышленной частоты.
3. Защиты, реагирующие на установившиеся остаточные токи замыкания
на землю (ток замыкания содержит высшие гармоники и активную составляю-
щую).
4. Защиты, реагирующие на токи переходного режима.
Простейшая защита от 033
Простейшей защитой от замыканий на землю является общая неселектив-
ная сигнализация о появлении замыкания. Такая защита состоит из трёх реле
минимального напряжения, включённых на напряжение фаз (рис. 3.33, а), или
одного реле напряжения, включённого на напряжение нулевой последователь-
ности (рис. 3.33, б).
42
TV
Рис. 3 33
При возникновении сигнала дежурный персонал поочерёдным
отключением присоединений определяет повреждённую линию. В большинстве
случаев эта схема не приемлема, поскольку нарушается питание потребителей
и требуется значительное время на переключения.
Токовые защиты от 033
В связи с недостатками неселективной сигнализации от 033 были
разработаны селективные токовые и токовые направленные защиты,
реагирующие на ток или мощность нулевой последовательности.
Основная сложность здесь заключается в обеспечении достаточной
чувствительности защиты, поскольку ток повреждения очень мал по сравнению
с рабочими токами электроустановки (менее 30 А в месте замыкания). При
использовании трёхтрансформаторного фильтра нулевой последовательно-
сти ток срабатывания защиты не может быть ниже 20 + 25 А. Поэтому
трёхтрансформаторный фильтр не обеспечивает необходимой чувствитель-
ности — с его помощью невозможно отличить ток небаланса в нормальном
режиме от тока замыкания на землю. Применяется особый т.т нулевой
последовательности (ТИП), который имеет значительно меньший ток
небаланса. Магнитопровод ТИП (рис. 3.34) охватывает все три фазы и за счёт
этого суммирует не вторичные токи (как трёхтрансформаторный фильтр), а
первичные токи фаз. Следовательно, повышается чувствительность защиты.
43
Из анализа токораспределения при
нейтралью (рис. 3.35) очевидно, что
• через ТИП неповреждённых линий
этих линий 3-/О л = 3-17ф-<о сл;
• через ТИП повреждённой линии
неповреждённых линий.
033 в сети с изолированной
проходит ёмкостный ток только
проходит суммарный, ток всех
Для обеспечения селективности ток срабатывания защиты необходимо
отстроить от ёмкостного тока самой линии при внешнем 033 и от макси-
мального тока небаланса ТИП.
Если сеть состоит из малого числа линий, или если линии сильно
различаются по длинам, то селективную токовую защиту будет невозможно
построить на рассмотренном принципе. В таком случае необходимо применять
направленную защиту нулевой последовательности, реагирующую на
направление мощности нулевой последовательности, при этом отстройка от
собственных ёмкое гнь х токов линии не требуется.
Если защита действует на сигнал, то возможно неселективное действие
защит на одном присоединении (рис. 3.36). По сработавшим защитам (3,6, 9 на
рис. 3.36) устанавливается повреждённый участок линии. Если защита
действует на отключение, то вводится орган выдержки времени. Уставки по
времени тодбираются по ступенчатому принципу, как в МТЗ.
44
Устройства защиты, реагирующие на гармонические
составляющие тока 033
В настоящее время заводом ЧЭАЗ выпускается аналоговое устройство
сигнализации замыканий на землю, измеряющее сумму высших гармонических
составляющих в токе 033 (от 150 до 650 Гц) - УСЗ-ЗМ. УСЗ-ЗМ - групповое
устройство, состоящее из прибора, который поочередно подключается к ТНП
каждого из кабелей, что дает возможность персоналу однозначно определить
фидер с 033 по относительно большему показанию прибора (принцип
относительного замера). Устройство нашло широкое применение в распредели-
тельных сетях городов и крупных промышленных предприятий, несмотря на
ряд известных недостатков:
• непригодность для использования в сложных сетях с параллельными
линиями;
• невозможность фиксации кратковременных 033;
• необходимость выезда оперативного персонала на подстанцию для
большого числа измерений с целью определения поврежденного
фидера;
• из-за большого времени для отыскания фидера с 033.
Выполнение защит от 033 на микропроцессорной
элементной базе
Основу такой защиты составляют измерительные органы (ИО) с
обратнозависимой от тока временной характеристикой, подключенные к ТНП
различных присоединений. Логика защиты предусматривает одновременный
пуск нескольких ИО при возникновении 033 и последующий запрет набора
выдержки времени по факту срабатывания первого из них. Первым в данном
случае будет срабатывать ИО на поврежденном присоединении вследствие
большего тока при 033, обеспечивая, таким образом, селективность защиты.
Необходимо отметить, что в микропроцессорных защитах зарубежного
производства отсутствует' возможность измерения высших гармонических
составляющих тока при 033 вследствие того, что режимы с изолированной или
компенсированной нейтралью там не используются. Этот недостаток исключен
в микропроцессорных защитах отечественного производства (БМРЗ, Сириус,
SPAC).
45
33. ПРОДОЛЬНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА
В защитах ответственных электроустановок (в питающих сетях, линиях,
отходящих от шин станций, трансформаторах 11111) важнейшим требованием
является быстродействие. Токовые защиты могут быть либо быстродействую-
щими, либо селективными, поэтому требуется иной принцип РЗ.
Принцип продольной дифференциальной защиты заключается в
следующем. В нормальном режиме и при КЗ вне защищаемой
электроустановки токи по началу и по концу одинаковы и по величине, и по
фазе (рис. 3.37, а). При КЗ в зоне защиты токи не равны и по фазе, и по
величине (рис. 3.37. б).
Рис. 3.37
Если с помощью дифференциального реле КА (рис. 3.38) наблюдать за
разностью токов 7р »/1 -72, то в нормальном режиме или при повреждении
вне зоны защиты ток в реле /р будет равен нулю, а при повреждении в зоне
действия - равен геометрической сумме токов Д и 12.
Продольная дифференциальная защита является защитой с абсолютной
селективностью, не реагирует на внешние КЗ, токи нагрузки, качания (при
правильной настройке), и за счёт этого она может действовать без выдержки
времени и иметь высокую чувствительность. Однако из-за того, что т.т имеют
погрешность измерения, разность вторичных токов в нормальном режиме не
равна нулю, и в дифференциальном реле всегда присутствует ток небаланса
(рис. 3.39)
-иб “J Лнам | ^2нам I “/знам —/|нам * ® » (3.40)
\ ич т! / \ ит.т2 )
где /2нам»Лнам “ токи намагничивания т.т 1 и т.т 2,
46
поэтому ток срабатывания защиты отстраивается от максимального тока
небаланса
^с.з. >^нбтах • (3.41)
Чувствительность защиты считается как отношение минимального тока
КЗ в зоне действия защиты к току срабатывания защиты.
Для повышения чувствительности защиты ток небаланса ZHg необходимо
уменьшать. С этой целью проводятся следующие мероприятия:
• применяются особые, насыщающиеся при больших-кратностях тока КЗ
и вторичной нагрузки, т.т класса Д - для дифференциальных защит;
• принимаются меры по ограничению вторичной ЭДС за счёт уменьше-
ния нагрузки т.т;
• выравнивается загрузка т.т;
• применяются специальные реле с торможением.
Поскольку защита должна работать без выдержки времени, то
необходимо принять в расчёт и переходные токи. Опыт показал, что токи
намагничивания и /нб резко возрастают в первые мгновения КЗ за счёт
намагничивающего действия апериодической составляющей тока КЗ.
Отстройку от броска тока небаланса в переходном режиме осуществляют
комплексом различных мероприятий:
• загрублением защиты по току или по времени срабатывания;
• применяются специальные реле с быстронасыщающимся т.т (с БНТ).
Дифференциальная защита широко применяется для защиты
непротяжённых электроустановок - трансформаторов, генераторов и шин.
Дифференциальная защита ЛЭП из-за высокой стоимости канала связи
используется крайне редко.
47
3.4. ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА
В кольцевых сетях с двумя и более источниками питания направленная
МТЗ не обеспечивает селективного действия. Например (рис. 3.40), при
коротком замыкании в точке К 1 РЗ 5 должна работать быстрее РЗ 4. При КЗ в
точке К 2, наоборот, РЗ 5 должна работать медленнее РЗ 4. Максимальная
токовая защита, кроме того, не обладает быстродействием и малочувстви-
тельна
Рис. 3.40
Необходимо применение чувствительной и быстродействующей защиты,
обладающей селективностью в сетях любой конфигурации. Такой защитой
является дистанционная защита.
Выдержка времени дистанционной защиты зависит от удалённости места
КЗ. Определение удалённости КЗ производится путём измерения остаточного
напряжения на шинах, где установлена РЗ, и значения тока КЗ, проходящего по
защищаемой линии. Сопротивление до места КЗ равно отношению остаточного
напряжения на шинах к току КЗ 1К и пропорционально удалённости точки
К3/к:
~ “7^ = ^уд ‘ Ас (3.42)
‘к
Основным органом дистанционной защиты является измерительный
дистанционный орган, определяющий удалённость КЗ В качестве
дистанционного органа используются реле сопротивления, реагирующие на
полное, активное и реактивное сопротивления.
Первая зона защиты охватывает, как правило, 80-85% всей длины
основной зоны (рис. 3.41). Вторая ступень защиты охватывает оставшуюся
часть основной зоны защиты. Третья ступень защиты является чисто резервной.
Для увеличения быстродействия в защите могут использоваться зависимые
характеристики времени срабатывания или комбинированные.
48
Для обеспечения селективности дистанционные защиты в сетях сложной
конфигурации выполняются направленными и действуют только при
направлении мощности КЗ в линию.
Рис. 3.41
Достоинства-, селективность действия в цепях любой конфигурации с
любым числом источников питания; мгновенное отключение повреждения,
если повреждение происходит в зоне первой ступени защиты (80-85% длины);
большая чувствительность при КЗ и лучшая отстройка от нагрузки и качаний
по сравнению с токовыми защитами.
Недостатки: невозможность обеспечения мгновенного отключения
повреждения в конце основной зоны защиты, и следовательно, дистанционная
защита не может быть основной защитой, если требуется мгновенное
отключение; высокая сложность защиты; реагирует на качания и нагрузку, что
вынуждает еще более усложнять защиту для обеспечения чувствительности;
возможность ложной работы в случае неисправности в цепях напряжения.
Дистанционная защита используется как основная или резервная защита
ЛЭП от междуфазных КЗ в кольцевых сетях ПО кВ и выше и. реже, в
распределительных сетях.
3.5. ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
Виды повреждений:
• междуфазные замыкания внутри бака и на выводах - сопровождаются
сверхтоками, поэтому защита должна действовать на отключение;
• межвитковые замыкания в одной фазе - защита должна действовать на
отключение;
• замыкания на землю - защита действует на отключение или на сигнал.
Ненормальные режимы:
• протекание сверхтоков при внешнем КЗ - защита должна действовать
на селективное отключение;
49
• перегрузка по току — защита действует на сигнал, если перегрузка
может быть устранена персоналом; на разгрузку, то есть на отключение
части присоединений, на полное отключение, если перегрузка не
устранена.
Токовые защиты трансформаторов
Наиболее простой защитой является МТЗ, устанавливается на всех
трансформаторах в качестве основной или резервной (если' есть дифферен-
циальная защита) для защиты от сверхтоков при внутренних и внешних КЗ.
Если трансформатор двухобмоточный с односторонним питанием, МТЗ
выполняется по схеме полной звезды (в сетях с заземлённой нейтралью) или по
схеме неполной звезды с двумя или тремя реле (в сетях с изолированной
нейтралью). Защита действует на оба выключателя для резервирования
(рис. 3.42, а) и согласовывается по току и по времени с предыдущими
защитами.
Рис. 3.42
Защита трёхобмоточных трансформаторов и трансформаторов с расщеп-
лённой обмоткой должна обеспечивать отключение только той обмотки,
которая питает место повреждения. Устанавливается три комплекта МТЗ на
каждую обмотку (рис. 3.42, б), причём и > тр. Возможна установ-
ка только двух комплектов - 1 и 2. Тогда защита 1 имеет две выдержки
времени: с меньшей действует на отключение НН, и с большей - на отключе-
ние всех выключателей.
На многообмоточных трансформаторах с двухсторонним питанием
устанавливливается направленная токовая защита для обеспечения
селективности.
Если чувствительности МТЗ недостаточно, то применяют МТЗ с
блокировкой по напряжению, а также токовые защиты обратной
последовательности с приставкой для действия при трёхфазных КЗ.
Если на трансформаторе не установлена дифференциальная защита, то
предусматривается ТО. Схема ТО выбирается такой же, как и схема МТЗ. Ток
50
срабатывания ТО отстраивается от наибольшего тока КЗ на шинах НН
трансформатора и от броска тока намагничивания. Токовая отсечка действует
на отключение всех выключателей трансформатора.
Принципы построения и расчёты МТЗ и ТО разобраны в п. 3.2.
Защита от перегрузки устанавливается в однофазном исполнении с
помощью дополнительного токового реле, включенного в схему МТЗ.
На трансформаторах с соединением обмоток Yq устанавливается особая
токовая защита нулевой последовательности. Токовый измерительный орган
это1 защиты подключается к фильтру тока нулевой последовательности (реле в
нулевом проводе на рис. 3.14, а) или к т.т, установленному прямо в нейтраль
трансформатора (рис. 3.42, в) и не реагирует на токи прямой и обратной
последовательности, за счёт чего достигается высокая чувствительность
защиты к КЗ на землю. Токовая защита нулевой последовательности не
согласуется с защитами от междуфазных КЗ, поэтому, имеет высокое быстро-
действие.
Дифференциальная защита трансформаторов
Дифф рснциальная защита применяется в качестве основной
быстродействующей защиты трансформаторов. Дифференциальная защита
устанавливается в следующих случаях:
• на одиночно работающих трансформаторах мощностью 6300 кВА;
• на параллельно работающих трансформаторах м щностью от 4000 кВА;
• на трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше, если токовая
отсечка имеет недостаточную чувствительность Лч<2, а МТЗ имеет
выдержку времени более 0,5 с.
Общие принципы дифференциальной защиты разобраны в п. 3.3, однако
дифференциальная защита трансформаторов имеет ряд особенностей,
усложняющих её построение.
Первичные токи обмоток трансформатора не равны по величине и по
фазе (если трансформатор с соединением обмоток Y/Д) - рис. 3.43.
Компенсация сдвига фаз первичных токов осуществляется за счёт
соединения вторичных обмоток т.т на звезды силового трансформатора в
треугольник, а на стороне треугольника силового трансформатора - в звезду.
Компенсация к равенства величин первичны? токов осуществляется
подбором коэффициентов трансформации т.т, а также вводом в схему особых
уравновешивающих трансформаторов и автс рансф',рм?торов (рис. 3.43, а) В
качестве уравновешивающего трансформатора может использоваться диффе-
ренциальное реле с БНТ и с дополнительными уравнительными обмотками У
(рис. 3.43, б).
Ток небаланса 7н6 дифференциальной защиты трансформатора условно
Делится на следующие составляющие:
в) /нб.т.т. ~ обуславливается наличием погрешности измерения т.т РЗ. Эта
cot тавляющая наиболее велика из-за вынужденной разнотипности т.т:
^нб.т.т. ~^//нам ~ ^7 нам >
51
Лзб. т.т. ~ ’^одн "fi 'Лсзтах « (3-43)
где ка - коэффициент, учитывающий бросок тока небаланса, Ла=1, если
используются БНТ, ка =2, если БНТ не используются;
Аодн ~ коэффициент однотипности, Лодн=0,5, если вторичные токи
выровнены, в противном случае - £одн=1;
fi - погрешность т.т; /=0,1, если трансформаторы тока выбраны по
условию десятипроцентной погрешности при сквозных КЗ;
/к з max - наибольшее значение тока внешнего КЗ;
/б) 7нб - появляется при изменении коэффициента трансформации
силового трансформатора устройствами регулирования напряжения
/б. per. ~ 'Дс.з.тах > (3-44)
где &N - погрешность, обусловленная регулированием напряжения;
в) /н6комп -возникает при неточной компенсации токов плеч РЗ (из-за
неравенства первичных токов);
г) /н6нам; -обусловливается наличием тока намагничивания /нам у
силового трансформатора.
Полный ток небаланса /н6 определяется в основном и /нбрег
Лзб ~ Лзб.т.т. "'’Лзб.рег. ’ (3.45)
и поэтому больше, чем в дифференциальных защитах ЛЭП и генераторов.
Ток срабатывания дифференциальной защиты трансформатора
/слЛ^н/нб=^н(/Нб.т.Т.+^б.рег.). ^=1,3-1,5. (3.46)
Кроме отстройки от тока небаланса в дифференциальной защите
трансформатора необходима отстройка от броска тока намагничивания
силового трансформатора, возникающего при включении трансформатора.
/нам появляется только в одной обмотке и может достигать 5-10-кратной
величины /номлр - Отстройка от /нам может осуществляться тремя способами:
52
а) введением выдержки времени защиты «1с, при этом отстройка по
току от /нам не осуществляется, но теряется быстродействие защиты;
б) производится отстройка от /нам по току срабатывания РЗ (дифферен-
циальная отсечка)
4.з.Ч'4«.г, *„=3-5, (3.47)
при этом, как правило, соблюдается и условие (3.46), однако теряется
чувствительность РЗ. Такой способ может применяться на трансформаторах до
25 MBA, если кч >2;
в) применяются дифференциальные реле с БНТ
4з.^нЛом.т.. Ан=1-1,3, (3.48)
т.е. чувствительность защиты оказывается гораздо выше, чем у дифферен-
циальной отсечки.
В случае, если трансформатор имеет РПН, или трансформатор
многообмоточный, то 7нб и в установившемся режиме становится недопустимо
велик. Тогда для повышения чувствительности зашиты используются
дифференциальные реле с торможением (реле ДЗТ).
На рис. 3.44 показана принципиальная схема токовых цепей дифферен-
циальной защиты трансформатора Y</A в трёхрелейном исполнении.
Газовая защита трансформаторов
Газовая защита предусматривается в следующих случаях:
• на трансформаторах мощностью 6,3 MBA и более;
• на внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВА и более,
• может быть установлена на трансформаторах 1 MBA и более.
Действие газовой защиты основано на том, что любое повреждение
внутри бака вызывает разложение масла, что сопровождается выделением газа
(рис. 3.45). Защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании
подавался предупредительный сигнал, при сильном выделении газа
происходило отключение электроустановки. Кроме того, РЗ действует на
сигнал и/или на отключение при опасном понижении уровня масла.
53
Расширитель
Газовое
Рис. 3.45
Газовая защита универсальна, имеет высокую чувствительность к любым
повреждениям внутри бака и является быстродействующей. Газовая защита
выполняется с помощью газовых реле поплавкового, лопастного и чашечного
типа.
3.6. ЗАЩИТА ШИН
Особая (специальная) защита шин устанавливается только тогда, когда
защита присоединений не обеспечивает необходимое быстродействие или
селективность при ликвидации повреждений на шинах.
Шины РУ 35 кВ и ниже обычно защищаются токовыми или дистанцион-
ными защитами питающих линий или силовых трансформаторов. На секцион-
ном выключателе (СВ) устанавливается токовая защита, которая может
выполняться неселективной по отношению к РЗ отходящих ЛЭП за счёт того,
что большую часть времени СВ отключен.
Кроме того, в ячейках КРУ применяется быстродействующая дуговая
защита, реагирующая на свечение электрической дуги или на повышение
давления воздуха в шинном отсеке.
На электростанциях, РУ 110 кВ и выше со сборными шинами и в особых
случаях на РУ 35 + 10 кВ, в качестве основной защиты шин используется
дифференциальная защита шин. Дифференциальная защита шин основана на
сравнении величин и фаз токов в присоединениях (рис. 3.46).
54
В нормальном режиме, при внешнем КЗ и перегрузках сумма токов равна
нулю. Если КЗ происходит в зоне защиты (на шинах), то сумма токов не равна
нулю, и срабатывает дифференциальное реле Ток срабатывания зашиты
отстраивается от наибольшего тока небаланса (при внешнем КЗ).
3.7. ЗАЩИТА ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
»
Повреждения электродвигателей:
1. Междуфазные КЗ - сопровождаются сверхтоками, поэтому защита
должна действовать на отключение. От междуфазных КЗ при мощности
двигателя до 5 МВт используется токовая защита, свыше 5 МВт - продольная
дифференциальная защита;
2. Замыкания на землю - сопровождаются малым током, однако во
избежание разрушения стали двигателя устанавливается защита на отключение,
если при мощности двигателя до 2 МВт ток замыкания больше или равен 10 А,
а при мощности двигателя свыше 2 МВт - ток замыкания больше 5 А, в
противном случае защита действует на сигнал;
3. Витковые замыкания — сопровождаются сверхтоками, однако особая
защита не устанавливается. Данное повреждение отключается защитой от
междуфазных КЗ.
Защита двигателей должна быть простой, дешёвой, надёжной и при
необходимости обеспечивать самозапуск. Этим требованиям отвечает
простейшая токовая защита без выдержки времени. Используется схема
включения реле на разность токов двух фаз (рис. 3.47), а если она не обладает
необходимой чувствительностью, то схема неполной звезды с двумя реле (как
правило, при мощности двигателя больше 2 МВт). Предпочтение должно
отдаваться схемам на переменном оперативном токе как более простым.
Рис. 3.47
Ток срабатывания токовой защиты выбирается из следующих условий:
в) несрабатывания при пуске электродвигателя и внешних КЗ:
Л:.з. — ‘^пуск ’ Люи ’ (3 49)
где кИ — коэффициент надёжности, учитывающий влияние апериодической
составляющей пускового тока и параметры реле. Лн=1,8 при
использовании реле РТ-40 с промежуточными реле; к„-2 при
использовании реле РТ-80;
^пуск ~ кратность пускового токА;
/ном ~ номинальный ток двигателя;
55
б) коэффициент чувствительности должен быть больше 2 при двухфазном
КЗ на выводах ЭД.
Цифровая РЗ типа SPAM 150С или терминала SPAC 802 от многофазных
КЗ выполняется в виде токовой защиты в трехрелейном исполнении.
Предусматривается возможность автоматического удваивания уставки при
включении двигателя. Режим запуска определяется по факту возрастания
фазных токов от тока покоя 1 < 0,12 - 70 до I = 1,5 - /0 за время меньшее 60 мс.
Благодаря загрублению РЗ при запуске двигателя, ток срабатывания
междуфазной отсечки может быть выбран ниже броска тока при включении.
Фирмой АВВ рекомендуется выбирать ток срабатывания РЗ равным 0,75 /пуск,
обеспечивая, таким образом, ток срабатывания защиты в пусковом режиме
равный 1,5 - /пуск. Время срабатывания защиты следует выбирать минимальным,
т.е. Гсз =0,04 с.
Автоматическое удвоение уставки выполняется изменением состояния
программного переключателя блока защиты.
Чувствительность РЗ следует проверять при удвоенной уставке, так как
вероятно повреждение ЭД в момент пуска, и коэффициент чувствительности
при этом должен быть равен двум. В РЗ предусматривается возможность
запоминания тока и времени пуска, поэтому при первом пуске ЭД следует
уточнить значение пускового тока и откорректировать ток срабатывания
отсечки.
Продольная дифференциальная защита позволяет получить большую
чувствительность защиты посравнению с токовой. Ток срабатывания защиты
отстраивается от наибольшего тока небаланса тока /нб.тах и, как правило,
принимается равным
4.3. «0.5-2)7НОМ (3.50)
Селективная защита от замыканий на землю действует на отключение,
если ток замыкания на землю превышает 5 = 10 А. Защита выполняется с
помощью ТНП. Ток срабатывания защиты отстраивается от броска собствен-
ного емкостного тока двигателя.
4.з. = 4тЛб4 . (3.51)
где korc - коэффициент отстройки, равный 1,2;
к6 - коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока
присоединения в начальный момент внешнего КЗ;
1С — значение собственного емкостного тока присоединения.
Величину коэффициента к6 зависит от элементной базы, на которой
выполняется защита (табл. 3.6).
Время срабатывания защиты принимается минимальным — tc 3 = 0,05 с.
Защита от перегрузки устанавливается только на электродвигателях,
подверженных технологическим перегрузкам, и действует на сигнал или
разгрузку механизма.
56
Таблица 3.6. Зависимость коэффициента от элементной базы РЗ
Аппаратное исполнение защиты Значение коэффициента
Сети с изолированной нейтралью Сети с заземленной через резистор нейтралью
РелеРТЗ-51 2+3
Реле РТЗ-50 и РТ-40/0,2 . 3+4 U+13
SPAM i50 С, SPAC 802 1,5+2
Защита действует на отключение, если причина перегрузки не может
быть устранена. Защита от симметричных перегрузок' может выполняться в
однофазном исполнении. При использовании реле РТ-80 защита от КЗ
выполняется электромагнитным элементом, защита от перегрузки^ -
индукционным.
Ток срабатывания защиты от перегрузки
£
Л:.з. — 7 ^ном.д.» (3.52)
От тока пуска защита отстраивается по времени tC 3 «ТО + 20 с.
Для электродвигателей мощностью меньше 2000 кВт, для выполнения
токовой защиты от КЗ целесообразно применение реле РТ-84,
электромагнитный элемент которого имеет мощный контакт, позволяющий
действовать непосредственно на электромагнит отключения привода. Если
двигатель не подвержен технологическим перегрузкам (вентиляторы,
центробежные насосы и т.п.) и защита от перегрузки не устанавливается, могут
быть использованы реле типа РТ-40. Если защита от перегрузки предусмотрена
с действием только на отключение, целесообразно применять реле РТ-82,
имеющие один общий мощный контакт, действующий на электромагнит
отключения как при КЗ, так и при перегрузке.
Защита от тепловой перегрузки (в модуле SPCJ 4£>34 цифрового реле
SPAM 150 С и терминала SPAC 802) включает в себя несколько устройств:
• защита от тепловой перегрузки во время работы;
• защита от тепловой перегрузки при пуске, вызванной пусковым током
(защита пускового режима);
• сигнализацию перегрузки;
• запрет повторного пуска после отключения от тепловой защиты;
• счетчик суммарного времени запусков
Из современных защит от перегрузки наиболее полно отражают тепловую
характеристику электродвигателя микропроцессорные релейные защиты. Так,
РЗ блока SPCJ 4D34 обеспечивает защиту как от кратковременных, так и от
длительных перегрузок, учитывая предшествующий нагрев и охлаждение.
Время срабатывания РЗ определяется не только током перегрузки, но и
предшествующим входным током, моделирующим нагрев двигателя перед
началом перегрузки, и условиями пуска. Зависимость времени срабатывания от
величины перегрузки представляет собой кривые, различающиеся в
зависимости от предварительной загрузки двигателя.
57
Выбор уставок РЗ от тепловой перегрузки заключается в определении
следующих величин:
• коэффициента крутизны тепловой характеристики р;
• тока полной нагрузки двигателя /е - это отношение наибольшего
длительно допустимого тока АД при окружающей температуре воздуха
40°С, приведенного к вторичной стороне т.т, к номинальному току реле;
• допустимого времени заклинивания ротора /6х (предельного времени
нахождения АД в заторможенном состоянии);
• постоянной времени охлаждения кс;
• уровня предупредительной тепловой сигнализации 0О;
• уровня запрета повторного пуска двигателя 0(.
Защита минимального напряжения является общей для всех
электродвигателей, подключаемых к одной секции питающей подстанции. Она
устанавливается в релейном отсеке ячейки трансформатора напряжения секции.
Защита минимального напряжения предусматривается для отключения
электродвигателей неответственных механизмов и обеспечения самозапуска
ответственных. Если мощность сети недостаточна для обеспечения самозапуска
всех двигателей ответственных механизмов, эта защита отключает и часть
ответственных двигателей с последующим их повторным автоматическим
пуском после восстановления до 0,9- t/ном, либо по спаданию тока в питающей
цепи, либо по времени. Защита минимального напряжения устанавливается
также на двигателях ответственных механизмов, если по условиям технологии
или техники безопасности самозапуск недопустим, и в случае когда
невозможен самозапуск двигателя при полной нагрузке, а автоматическая
разгрузка не предусматривается.
Для обычных двигателей неответственных механизмов уставка по
напряжению принимается равной
t/C3 «0.7-t/HOM , (3.53)
а выдержка времени, как правило, от 0,5 до 1,5 с - на ступень больше времени
действия быстродействующих защит от многофазных замыканий.
Для электродвигателей ответственных механизмов защиты выбираются с
уставкой по напряжению
0.5 t/ном. (3.54)
и выдержкой времени 5 * 10 с.
На синхронных двигателях должна быть установлена защита от
асинхронного режима, действующая с выдержкой времени
• на ресинхронизацию двигателя;
• на автоматическую разгрузку механизма до нагрузки, при которой
двигатель втягивается в синхронизм;
• на отключение электродвигателя и повторный автоматический пуск;
• на отключение при невозможности или отсутствии необходимости
действий, названных выше.
Защита от асинхронного режима совмещается с РЗ от перегрузки.
58
3.8. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
Повреждение электроустановки может быть устойчивым (устранимым) и
неустойчивым (самоустраняющимся). Второй вид повреждений в основном
относится к ВЛ, 50*90% повреждений ВЛ - самоустраняющиеся. Действие РЗ
устраняет КЗ. Через некоторое время изоляционный промежуток
восстанавливается, и ВЛ снова может быть включена в работу. Повторное
включение может быть успешным и неуспешным. Успешность действия АПВ
составляет на ВЛ 110-220 кВ - 75 -s- 80%.
К самоустраняющимся повреждениям следует также отнести ложные и
неселективные действия РЗ. Поэтому АПВ может быть применено не только на
ВЛ. но и на других видах электроустановок.
Основное назначение АПВ - повысить надёжность энергосистемы путём
значительного сокращения длительности аварийного простоя оборудования.
Требования к АПВ.
1. Устройство АПВ должно быть всегда готово к действию и срабатывать
при всех случаях аварийного отключения выключателя Исключение - АПВ не
должно срабатывать при аварийных отключениях сразу после включения
выключателя оператором (« 1,5 - 2 с);
2. Устройство АПВ не должно действовать при отключении выключателя
оператором;
3. Повторное включение должно произойти как можно быстрее.
Выдержка времени АПВ /дпв определяется двумя условиями
'апв^'г.п.+'МП1 . (3.55)
где trп - время готовности привода, равное 0,2-1 с;
— время запаса, учитывающее дисперсию/г п ;
(3.56)
где tB — время деионизации (0,1 <-0,3 с) воздушного промежутка и восстанов-
ления изоляционных свойств воздуха.
Выдержка времени однократного АПВ » 0,5 -г 0,7 с, второго цикла
10 7 20 с.
Длительность команды на включение должна быть достаточной для
ключения выключателя.
4. Схема АПВ должна обеспечивать заданную кратность действия;
5. Схема АПВ должна обеспечивать автоматический возврат в исходное
положение готовности к новому циклу после надёжного включения
выключателя (» 15 * 25 с);
6. Неисправность АПВ не должна приводить к многократным
включениям выключателя на устойчивое КЗ;
7. В схема АПВ должна быть предусмотрена возможность блокировки
действия АПВ;
8. Устройство АПВ должна действовать и на сигнал;
59
Классификация устройств АПВ
1. По числу фаз: трёхфазное АПВ, пофазное АПВ;
2. По способу воздействия на привод: электрические и механические;
3. По кратности действия: однократные (успешность 60+75%),
(ву кратные (успешность 10+15%), трёхкратные (успешность 1,5+2%).
Трёхкратное АПВ используют только в случае крайней необходимости.
Увеличение кратности действия АПВ требует увеличения выдержки впемени
до нескольких минут для восстановления, готовности выключателя и
устранения КЗ;
4. По виду оборудования: линии, трансформаторы, шины;
5. По способу пуска, наличию или отсутствию блокировок.
Схема АПВ должна быть согласована с действием РЗ. Если АПВ
произошло неуспешно, то последующее действие РЗ должно быть без
выдержки времени, что бы сократить длительность аварийного режима - так
называемое «ускорение РЗ после АПВ». В неответственных распределительных
сетях может также применяться ускорение РЗ перед АПВ. В этом случае
достаточно одного устройства АПВ на головном выключателе присоединения.
При КЗ на присоединении без выдержки времени (неселективно) отключается
мощный головной выключатель, происходит цикл АПВ, и если АПВ
неуспешное, то защиты присоединения после АПВ действуют селективно.
3.9. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА
Для обеспечения высокой надежности электроснабжения потребителей
должна использоваться схема одновременного питания от двух и более
источников. Источники должны быть как можно более независимы друг от
друга. Этим условиям удовлетворяет развитая многоконтурная сеть с большим
количеством электростанций. Рассредоточенность нагрузки требует создания
огромного числа узлов в сети и сильных линий связи между ними, что на деле
неосуществимо. Поэтому нагрузки в основном питаются от одного источника
(крупной подстанции) по сетям радиальной или магистральной структуры.
Подобные сети имеют ряд преимуществ перед многоконтурными:
• резко упрощается расчёт и ведение режима сети за счёт снижения
количества контуров;
• разомкнутые сети не участвуют в передаче общесистемных перетоков
мощности, поэтому силовое оборудование сетей значительно проще и
дешевле, а потери электроэнергии меньше;
• упрощается расчёт и схемы построения РЗ;
• значительно снижается величина токов КЗ.
Чтобы повысить надёжность электроснабжения нагрузок, питающихся по
разомкнутым схемам, применяют нормально отключенные резервные
источники питания, которые включаются вручную или устройствами АВР в
случае потери рабочего источника.
В распределительных сетях можно выделить две основные схемы
резервирования: резервный источник нормально отключён (рис. 3.48, а);
60
резервный источник нормально включён (рис. 3.48, б). Первая схема менее
выгодна, чем вторая, так как линия Л 2 не используется и нагрузочные потери
значительно больше чем во второй схеме.
Успешность АВР составляет 90 + 95 %, поэтому устройства АВР служат
мощным средством повышения надёжности электроснабжения.
Классификация устройств АВР
• по виду оборудования, на которое действует устройство АВР: \ВР
трансформатора, АВР ЛЭП, АВР агрегата и т.д.;
• по направлению действия: одностороннее (рис. 3.48, а) и двухсторон-
него действия (рис. 3.48,6);
• по виду используемого оперативного тока;
• по виду резервирования: нагруженный - резервный источник нормаль-
но загружен (рис. 3.48, б) и ненагруженный - резервный источник нормально
не нагружен (рис. 3.48, а);
• по виду пуска - АВР: по напряжению, по частоте, по отключению
рабочего источника и т.д.
Основные требования к схемам АВР секционного выключателя:
• схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения
на шинах потребителя по любой причине (аварийное, ошибочное или
самопроизвольное отключение рабочего источника);
• до отключения рабочего источника резервный источник не должен
включаться во избежание его включения на КЗ;
• для уменьшения длительности перерыва питания потребителей
включение резервного источника питания должно производиться сразу после
отключения рабочего источника;
• действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать
нескольких включений резервного источника на неустранившееся КЗ;
• для действия АВР при исчезновении питающего напряжения, не
сопровождающегося отключением выключателя рабочего источника, схема
АВР должна дополняться пусковым органом по напряжению и/или по частоте;
61
• для ускорения отключения резервного источника при его включении на
неустранившееся КЗ должно предусматриваться ускорение зашиты резервного
источника после АВР;
• схема АВР не должна действовать при одновременном исчезновении
напряжения на обоих источниках питания;
• действие АВР должно быть согласовано с действием РЗ и другой
автоматики правильным выбором уставок АВР,
• схема АВР должна предусматривать блокировку действия.
Принципиальная схема АВР секционного выключателя двухстороннего
действия изображена на рис. 3.49. Напряжение рабочего источника отслежива-
ется минимальными реле напряжения KV1, KV2, KV4, KV5. Напряжение
резервного источника - KV3, KV6. КН - указательные реле. КВ1 - реле одно-
кратности включения. S - переключатель АВР. YAC - катушка электромагнита
включения.
Рис. 3.49
Выбор уставок АВР:
а. Уставка по напряжению на рабочем источнике выбирается так, чтобы
пусковой орган не срабатывал при понижениях напряжения в режимах КЗ и
самозапусках электродвигателей (рис. 3.50)
(3.57)
Г/ < „ иС™-™ СОЛ
где ки = 1,1 ч-1,2 — коэффициент надёжности (РН-50),
к„ = 1,2 т1,25 - коэффициент возврата (РН-50).
Принять напряжение срабатывания С/ср равным нулю нельзя, поскольку
реле напряжения имеет ограничение по величине минимальной уставки
62
1
(15-s-20 В для РН-50); двигатели могут достаточно долго поддерживать
некоторый уровень напряжения на шинах, что будет затягивать срабатывание
устройства АВР. В большинстве случаев принимается
C/cp i = (0,25 4- 0,4)-. (3.59)
пн
б. Уставка по напряжению на резервном источнике определяется из
условия отстройки от минимального рабочего напряжения
В большинстве случаев принимается
t/e.p.2 = (0,64-0,65) . (3.61)
"н
в. Уставка по времени определяется, исходя из нескольких условий:
• уставка АВР должна быть выше на ступень селективности времени
срабатывания всех защит, в зоне действия которых КЗ могут вызвать снижение
напряжения ниже уставки АВР (рис. 3.50)
ZABP -fP3(/,3,5) + • (3.62)
где А/» 0,6 с - ступень селективности;
• уставка АВР должна быть согласована с действием устройств А11В
ZABP -
fc.3 +<1АПВ
первый цикл АПВ
+ fc.3 +г2АПВ
второй цикл АПВ7jj]
(3.63)
где Z3ail ~ 2,5 4- 3,5 с - время запаса.
Уставка АВР может достигать по условию (3.63) нескольких десятков
секунд. Чтобы повысить надёжность электроснабжения, устройство АВР может
не ждать свыше одного цикла АПВ или вообще не учитывать условие (3.62).
Однако в этих случаях схема АВР должна предусматривать автоматический
63
возврат к нормальной схеме после успешного АПВ рабочего источника
питания через 15 -ь 20 с (после надёжного повторного включения);
• уставка по времени АВР должна быть согласована с уставками других
АВР (рис. 3.51) Нижестоящие АВР должны быть отстроены от уставок сраба-
тывания вышестоящих АВР. Отсчёт уставок АВР начинается сверху (от
источника питания)
'АВР2 - 'АВР/ + 'зап > (3.64)
где « 2 + 3 с - время запаса.
Рис. 3.51
При большом количестве комплектов АВР нижестоящие устройства АВР
будут иметь очень длительную выдержку времени срабатывания, поэтому
количество комплектов АВР на должно превышать 2 -= 3 штук;
• так как действие АВР должно быть однократным, время возврата
промежуточного реле однократности включения должно равняться
'в — 'в.в + 'зап > (3.65)
где /ВЕ - время включения выключателя резервного источника питания,
'зап ~ 0,3 -г 0,5 с - время запаса.
Пуск АВР при наличии двигательной нагрузки по напряжению затруднён,
поскольку отключение двигателей не приводит к резкому снижению
напряжения в сети. В этом случае, для ускорения действия АВР, пусковой
орган напряжения может дополняться реле контроля (понижения) частоты.
Резервный источник должен при этом иметь орган контроля частоты для
исключения излишних действий АВР при общесистемном снижении частоты.
Уставка реле контроля частоты принимается равной 48 — 49 Гц. Устройство
АВР должно иметь блокировку при действии АЧР и других видов ПА.
64
3.10. УСТРОЙСТВО РЕЗЕРВИРОВАНИЯ ОТКАЗОВ
ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ
При автоматической ликвидации повреждений (КЗ) отмечаются
отдельные случаи отказа в действии силового выключателя. При этом нередко
защита, расположенная на вышестоящем выключателе (например, на вводном
выключателе РУ), является недостаточно чувствительной в юне реюрвирова-
ния, и подобные отказы могут вызывать серьезные аварии, сопровождающиеся
массовым повреждением оборудования и нарушением электроснабжения
потребителей вследствие длительного протекания токов КЗ. Несмотря на то,
что отказы выключателей явление достаточно редкое, в особо ответственных
случаях приходится принимать специальные меры, резервирующие действие
отказавшего выключателя.
Сам принцип выполнения устройства резервирования отказов
выключателя (УРОВ) предельно прост. В случае отказа силового выключателя
по истечении выдержки времени, достаточной для отключения КЗ при
нормальной работе выключателя и защиты поврежденного присоединения, его
защита действует на отключение всех выключателей, через которые
осуществляется питание данного присоединения. Такое устройство обладает
высокой чувствительностью, так как его пусковым органом являются основные
защиты присоединения.
Однако реализация УРОВ на электромеханической элементной базе была
сопряжена со значительным усложнением схемы РЗ и цепей вторичной
коммутации, увеличением количества реле (так как в схеме УРОВ сходятся
цепи отключения от всех выключателей РУ и оперативные цепи защит). Этим
обусловливалась ограниченная область применения УРО1В на особо
ответственных подстанциях.
Современные микропроцессорные терминалы защиты, как правило,
имеют дополнительные логические (релейные) входы и выходы, специально
предназначенные для организации схемы УРОВ без применения
дополнительного оборудования, чем существенно расширяют область
применения данного устройства (рис. 3.52)
Присоединения отходящих линий Вводной выкл.
(секционный выкл.)
Рис. 3.52
65
3.11. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА
При недостатке генерирующей мощности в энергосистеме уменьшается
частота тока. Однако снижение частоты недопустимо по следующим причинам:
• при снижении частоты снижается скорость вращения асинхронных
двигателей и соответственно снижается производительность механизмов
собственных нужд электростанций. -Это ведет к снижению мощности паровых
турбин, и к дальнейшему снижению частоты — возникает «лавина частоты»,
которая приводит к полному погашению энергосистемы;
• «лавина частоты», как правило, сопровождается «лавиной напряжения»
- при снижении числа оборотов ротора снижается напряжение на выводах
статора генератора, что приводи! к снижению выработки реакпнлюн мощности
(даже при правильной работе АРВ) и соответственно дальнейшее снижение
напряжения;
• работа с пониженной частотой вызывает резонансные колебания
проточной части турбин, и заводы лимитируют возможное время работы с
пониженной частотой;
• многие турбины имеют на валу маслонасос, подающий масло в систему
смазки и в систему регулирования. При снижении частоты давление масла
может снизиться до аварийного значения, что приведет к отключению агрегата
от сети и дополнительной потере генерирующей мощности.
Не допускается даже кратковременное снижение частоты ниже 45 Гц,
время работы с частотой 47 Гц не должно быть больше 20 с, а с частотой
48,5 Гц-60 с.
Таким образом, когда система работает в области недопустимых частот, а
резервы генерирующей мощности отсутствуют, возникает необходимость
автоматического регулируемого отключения части потребителей. Данная
функция осуществляется автоматической частотной разгрузкой (А ЧР).
Считается, что до тех пор пока частота находится на уровне 49,5 Гц и выше,
прибегать к отключению потребителей не следует.
Нагрузка энергосистемы имеет зависимую характеристику потребления
мощности от частоты и напряжения в сети, и это необходимо учитывать. При
уменьшении частоты тока обобщённая нагрузка уменьшает потребление
активной мощности. Отношение изменения потребления активной мощности к
изменению частоты называется регулирующим эффектом нагрузки:
к _____________________________________________
mrp bf%
Регулирующий эффект нагрузки зависит от состава потребителей,
поэтому в различных энергосистемах он имеет свое значение и лежи! в
пределах 1,0 3,0.
Основные требования к А ЧР.
• действие АЧР должно успешно ликвидировать все всевозможные
аварийные ситуации с дефицитом мощности в энергосистемах, начиная от
локальных и заканчивая общесистемными авариями, независимо от дефицита
(3.66)
66
л
мощности, характера развития аварий (простая авария или каскадная), значения
и скорости включения резервов мощности;
• действие АЧР должно учитывать вероятностный характер возникнове-
ния и протекания аварии;
• автоматическая частотная разгрузка не должна допускать снижения
частоты ниже определенного уровня на время большее, чем некоторое
предельное;
• объем потребителей, отключаемых АЧР в процессе аварии, и их ущерб
должны быть по возможности минимальными при условии обеспечения
нормального функционировании энергосистемы («селективность» АЧР);
• действие АЧР должно обеспечивать подъем частоты до значений, при
которых энергосистема может длительно работать нормально (49 * 49.5 Гц).
Дальнейший подъём частоты возлагается на оперативный персонал;
• устройства АЧР не должны ложно срабатывать при процессах, отлич-
ных от переходных процессов в энергосистеме при дефиците мощности, но
также сопровождающихся изменениями частоты (при синхронных качаниях, а
также в асинхронных режимах).
В энергосистемах России применяется частотная разгрузка трёх
категорий - А ЧР-1, А ЧР-2 и дополнительная А ЧР.
Первая категория (АЧР-1) предназначена для предотвращения глубокого
снижения частоты и имеет уставки 48,5 -ь 46,5 Гц с распределением мощности
нагрузки на 15 = 20 очередей (очереди отличаются на ступень 0,1 ч- 0,3 Гц) и
выдержкой времени 0,2 -г- 0,5 с (для устранения ложной работы реле частоты в
переходном режиме). К очередям с уставками, близкими к верхнему пределу
48,5 Гц, присоединяют малоответственных потребителей. Другие потребители
отключаются при больших посадках частоты.
Вторая категория (АЧР-2) с единой уставкой по частоте 49,3 Гц для всех
очередей этой категории и различными уставками по времени предназначена
для предотвращения «зависания» и «вытягивания» частоты после действия
АЧР-1 до уровня 49,3-5-49,5 Гц. Минимальная уставка ио времени АЧР-2
выбирается равной 10 ч-15 с.
При значительном дефиците мощности обычная разгрузка может
оказаться не эффективной, так как, во-первых, АЧР начинает действовать лишь
при снижении частоты до 48,5 Гц, во-вторых, очереди. АЧР имеют выдержку
времени 0,3 •=- 0,5 с, в-третьих, при значительном дефиците активной мощности
«лавина частоты» может сопровождаться «лавиной напряжения», когда реле
частоты могут работать неправильно. Эти обстоятельства заставляют
применять дополнительную (специальную) очередь А ЧР, которая действует не
по факту снижения частоты, а по какому-либо другому параметру,
фиксирующему факт дефицита мощности, например, по изменению величины
тока по межсистемной линии, изменению величины или направления мощности
линии связи (трансформатора связи), отключению линии связи или крупного
генератора и т.д.
67
4. ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАНЯТИЯ
Задача 1
Рассчитать максимальную токовую защиту с независимой выдержкой
времени и токовую отсечку воздушной ЛЭП 1 (рис. 4.1): выбрать т.т, выбрать
схему соединения т.т и реле, рассчитать уставки реле, ток срабатывания
защиты, чувствительность защиты, проверить т.т.
Рис. 4.1
Задача 2
Рассчитать максимальную токовую защиту с независимой выдержкой
времени и с зависимой и токовую отсечку силового трансформатора (рис. 4.2):
выбрать т.т, выбрать схему соединения т.т и реле, рассчитать уставки реле, ток
срабатывания защиты, чувствительность защиты, проверить т.т.
Рис. 4.2
68
5. КОНТРОЛЬ ЗНАНИЙ
5.1. Контрольные работы
Тема «Схемы соединений т.т и реле»
Рассчитать минимальный ток повреждения в реле (для определения
чувствительности токовой защиты силового трансформатора) при различных
схемах соединения обмоток силового трансформатора, т.т и реле. Варианты
схем соединения обмоток силового трансформатора представлены в
табл. 5.1-5.2.
Таблица 5.1. Схемы соединения обмоток силового трансформатора
1 2 3 л 5
Y/Y Y/Д Ь/Ч Y/Yo A/Yo
Таблица 5.2. Схемы соединения т.т и реле
1 2 3 4 5 6
3 т.т. 2 т.т. 2 гл. 2 т.т. 3 т.т. в Д 3 т.т. в Д
иЗ реле и 3 реле и 2 реле и 1 реле и 3 реле и 2 реле
Тема «МТЗ и ТО»
Вариант 1. Рассчитать уставку 1С3. МТЗ трансформатора (рис. 5.1) и
проверить чувствительность. Токи приведены к (/„«, сети.
10 кВ
/1=9 км
Y/Д-11
/рабтах~44 А
РТ-40
/с.з~1 с
/„=180 А
S№U=2,5 MBA
14=6,5 %
/«.max_'10 кА , — no
I —SI Д *<aan.
/«.min о KA РТ-40
/„=15 с /ЮП1-.=2кА /рабтм=юОА
41 А рТ40
/с.1=0,6 с
/„=400 А
4=8 км
1сзал 2,8
Рис 5.1
Ответ: /сзМТЗ = 158 -г-173 A, fc,« 3,3 (три т.т. три реле), кч» 1,65 (три т.т.
два реле)
Вариант 2. Определить уставку по времени МТЗ / (.рис. 5.2) и проверить
т.т МТЗ 1 ТЛ-10 на допустимую погрешность при токе КЗ в месте установки
защиты. Длина соединительного провода 2 м, сечение 4 мм2, материал —
алюминий.
Ответ: tc = 1,3 с, Ц р = 9А, tf,0 = 1,1 -900/500 = 1,98, Z«on = 2-0,015 + 10/92 =
= 0,155 Ом, Z2paC4 * Ю Ом. Карта селективности изображена на рис. 5.3.
69
/и=7кА
1
/i=7 км
/1=6,8 км
10 кВ
/раб max 190А
4 з~ 2 С
Ц ,=900 А
РТ-81/1
т.т. ТЛ-10 500/5А -2
2
1С 3=0,6 с
/с з=600 А
РТ-81/1
3
1з=3 км
Гр з=1 С
/с 3=300 А
РТ-81/1
4
Рис. 5.2
Рис. 5.3
Вариант 3. Рассчитать уставки /сз МТЗ и ТО трансформатора (рис. 5.4).
Проверить чувствительность защит. Начертить карту селективности. Токи
приведены к номинальному напряжению сети.
35 кВ
4з.тах Ю кА
/кз.тт~9 кА
10 кВ
/кз.тах“2,2 кА
Y/A-H /mm.n=2,l КА
/1=9 км
MBA
14=6,5 %
^сзап.~ 2,2
РТ-40
4.3=1,6 С
4.з.мтз= ? А
4з.ТО=? А
/раб.тах~40 А
РТ-40
4 з=1 с
/„=130 А
/раб.тах 55 А
РТ-40
/с з=О,6 С
/„=180 А
/2=8 км
/3=6 км
/раблпах 50 А
РТ-40
/„ 1,2 с
/„=170 А
Рис. 5.4
70
Ответ: /С3.мтз = 110+135 А, 4*2,2 (три т.т. два реле), /сз.то = 0,8 кА.
Л,» 9.
Вариант 4. Определить уставку по врем“ни МТЗ 1 (рис. 5.5) и проверить
т.т МТЗ 1 ТЛ-10 на допу< гимую погрешность при токе КЗ в месте установки
защиты. Длина провода 2 м, сечение 4 мм2, материал алюминий.
/„=2,4 кА
4=6,8 км
/i=7 км
10 кВ ' 190А 2
/с.з” * с
/сл.мтз=900 А
Лто=4
РТ-81/1
т.т. ТЛ-10 500/5А-?
4, 2 С
4 ,=600 А 3
Лто=3
РТ-81/1
____ /э=3 км ___ I
4з=3 С I
4 ,=350 А 3
Лто=2
РТ-81/1
Рис. 5.5
Ответ: 4, = 1,3 с, 7ср = 9А, tfI0= 15,4, = 20,015 + 10/9* = 0,155 Ом,
7д„п»1 Ом. Карта селективности изображена на рис. 5.6.
71
5.2. Контрольные вопросы
Общая часть РЗ
1. Основные требования, предъявляемые к РЗ.
2. Виды повреждений и ненормальных режимов в электрических сетях.
Источники оперативного тока
3. Источники оперативного тока: Постоянный оперативный ток.
4. Источники выпрямленного оперативного тока и схемы их включения
Измерительные трансформаторы и реле
5. Индукционное реле тока РТ-80, принцип действия, характеристики.
6. Требования к точности трансформаторов тока, питающих релейную
защиту.
7. Трансформаторы тока и их погрешности. Параметры, влияющие на
уменьшение намагничивающего тока.
8. Схемы соединения трансформаторов тока и реле. Чувствительность
защит при разных схемах.
9. Нагрузка трансформаторов тока.
Максимальная токовая защита и ТО
Ю.Выдержка времени МТЗ.
11 .Максимальная токовая защита. Принцип действия. Разновидности схем.
Схема 2-х фазной защиты на постоянном оперативном токе.
12 .Максимальная токовая защита с блокировкой от реле минимального
напряжения.
13 .Максимальная токовая защита на переменном оперативном токе.
14 .Выбор тока срабатывания максимальной токовой защиты.
15,Токовая отсечка. Схемы, расчёт, область применения
Токовые защиты в сетях с малым током замыкания на землю
16 .Принципы выполнения защит от замыкания на землю в сетях с малым
током замыкания на землю.
17 .Токи и напряжения при однофазных замыканиях на землю в сетях с
малыми токами замыканий на землю.
18 .Распределение токов нулевой последовательности при однофазных
замыканиях в сетях с малыми токами замыкания на землю
Направленные токовые защиты
19 .Выбор уставок направленных защит. Мёртвая зона Достоинства и
недостатки защиты.
20 .Токовая направленная защита. Область применения. Принцип действия.
Схемы включения реле мощности.
Дифференциальные защиты
21 .Токи небаланса в дифференциальной защите на трансформаторах. Расчёт
дифференциальной защиты трансформатора.
22 .Применение БНТ, выбор тока срабатывания
23 .Продольная дифференциальная защита. Принцип действия, ток небалан-
са. Область применения.
72
Дистанционные защиты
24 Дистанционная защита. Назначение и принцип действия. Основные
органы защиты и их взаимодействие.
Защита трансформаторов
25 .Применение токовой отсечки на трансформаторах. Схемы, расчёт
уставок, область применения.
26 . Газовая защита трансформаторов
27 .Защита трансформаторов от внешних КЗ.
28.Особенности работы дифференциальной защиты на трансформаторах
29.Повреждения и ненормальные режимы трансформаторов. Виды защит и
требования к ним
ЗО.Анализ работы разных схем соединений трансформаторов тока и реле
при 2-х фазном КЗ за трансформатором со схемой соединения A/V, V/-*-
и л/ло
Защита двигателей
31.Защита СД от междуфазных КЗ, работы в асинхронном режиме и защита
от перегрузок.
32.3ащита СД. Общие требования, виды повреждений и ненормальных
режимов.
33.Защита высоковольтных двигателей оз понижения напряжения.
34.3ащиты высоковольтных АД. Требования к защите. Виды защит, выбор
уставки.
Защита шин
35 .Принципы выполнения защиты шин.
Автоматическое повторное включение
Зб .Автоматическое повторное включение, требования к устройствам,
классификация устройств.
Автоматика ввода резерва
37 .Требования к устройствам АВР. Классификация устройств АВР.
Зв.Совместная работа АВР с релейной защитой и другими видами
автоматики. Селективность АВР.
39 .Расчёт уставок устройств АВР
Устройство резервирования отказов выключателя
40 . Принцип выполнения УРОВ.
Автоматическая частотная разгрузка
41 .Регулирующий эффект нагрузки при аварийном снижении частоты.
42 .Категории АЧР. Уставки по частоте и времени. Мощность нагрузки,
присоединяемая к разным категориям АЧР
43 .Последствия снижения частоты в электроэнергетических системах.
Допустимые аварийные понижения частоты в ЭЭС.
73
ГЛОССАРИЙ
• Автоматическая частотная
разгрузка (АЧР)
• Автоматический ввод резерва
(АВР)
• Автоматическое повторное
включение (АПВ)
• Быстродействие РЗ
• Время срабатывания РЗ
• Вторичная нагрузка т.т
• Дальнее резервирование
• Дифференциальная защита шин
• Дифференциальная отсечка
• Защита газовая
• Защита двухступенчатая токовая
• Защита дистанционная
• Защита дуговая
• Защита максимальная токовая
• Защита максимальная токовая
с зависимой характеристикой
• Защита максимальная токовая
с независимой характеристикой
• Защита минимального напряжения
• Защита от асинхронного режима
• Защита от однофазных замыканий
на землю (033)
• Защита от перегрузки
• Защита продольная
дифференциальная
• Защита с абсолютной
селективностью
• Защита с относительной
селективностью
• Защита токовая
• Защита токовая направленная
• Защита токовая с блокировкой
от реле минимального напряжения
• Защита токовая на переменном
оперативном токе (с дешун-
тированием катушки отключения)
• Защита трехступенчатая токовая
• Измерительный орган РЗ
• Исполнительный орган РЗ
• Карта селективности
• Категории АЧР
• Компенсация первичных токов
в дифференциальной защите
трансформаторов
• Коэффициент возврата реле
• Коэффициент запаса
• Коэффициент надежности
• Коэффициент надежности
согласования
• Коэффициент самозапуска
• Коэффициент чувствительности
• Кривые предельной кратности
• Логический орган РЗ
• «Мёртвая зона» токовой
направленной защиты
• Микропроцессорная элементная
база
• Микропроцессорный терминал
РЗиА
• Многократное АПВ
• Надёжность РЗ
• Основная зона РЗ
• Основная РЗ электроустановки
• Очереди АЧР
• Погрешность работы т.т.
• Полупроводниковая элементная
база
• Противоаварийная автоматика
• Регулирующий эффект нагрузки
• Резервная зона РЗ
• Резервная РЗ электроустановки
• Реле вспомогательные
• Реле дифференциальное
• Реле дифференциальное
с промежуточным
быстронасыщающимся
трансформатором тока
• Реле дифференциальное
с торможением
74
Реле косвенного действия
Реле максимальное
Реле механические
Реле минимальное
Реле направления мощности
Реле напряжения
Реле основные
Реле прямого действия
Реле сигнальное (указательное)
Реле сопротивления
Реле тепловое
Реле тока
Реле электрическое
Релейная защита и автоматика
(РЗиА)
Селективность РЗ
Сигнальный орган РЗ
Согласование РЗ по времени
Согласование РЗ по току
(чувствительности)
Ступенчатый принцип выбора
времени срабатывания РЗ
Ступень селективности
Схема соединения т.т и реле
Т.т нулевой последовательности
(ТНП)
Ток возврата реле
Ток небаланса
Ток согласования защит
Ток срабатывания реле
Ток срабатывания РЗ
Токовая отсечка
Токовая отсечка с выдержкой
времени
Трёхтрансформаторный фильтр
нулевой последовательности
Ускорение РЗ при АПВ
Уставка по времени
Уставка по току
Устройства автоматического
управления аварийного режима
Устройства автоматического
управления нормального режима
• Устройство резервирования
отказов выключателя (УРОВ)
• Чувствительность РЗ
• Электромеханическая элементная
база
75
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Правила устройства электроустановок. - 7-е изд. - М.: Энергосервис, 2002.
2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации: 15-е изд. - М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
3. Федосеев, А.М. Релейная защита / А.М. Федосеев, М.А. Федосеев. - М.:
Энергоатомиздат, 1992.
4. Чернобровое, Н.В. Релейная защита / Н.В. Чернобровое, В.А. Семенов. — М.:
Энергоатомиздат, 1998.
5. Гельфанд, Я.С. Релейная защита распределительных сетей / Я.С. Гельфанд. -
2-е изд. - М.: Энергоатомиздат, 1987.
6. Голубев, М.Л. Расчет уставок релейной защиты и предохранителей в сетях
0,4 -35 кВ / М.Л. Голубев. - М.: Энергия, 1985.
7. Шабад, М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распредели-тельных
сетей / М.А. Шабад. - 4-е изд. - СПб.: ПЭИПК, 2003.
8. Электротехнический справочник / под общ. ред. профессоров МЭИ: в 3 т. -
М.: Энергоатомиздат, 1988.
9. Павлов, Г.М. Автоматика энергосистем / Г.М. Павлов, Г.В. Меркурьев. —
СПб.: Издание центра подготовки кадров РАО «ЕЭС России», 2001.
76