Некоммерческое акционерное общество  

 АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

 Кафедра электроснабжения  промышленных предприятий  

 

 

 

Основы проектирования релейной защиты

электроэнергетических систем

 Конспект лекций для студентов всех форм обучения

специальности 5В0718 – Электроэнергетика

 

 

Алматы 2010

СОСТАВИТЕЛИ: Арыстанов Н.Н., Уткин Л.А. Основы проектирования релейной защиты электроэнергетических систем. Конспект лекций для студентов всех форм обучения специальности 5В0718 – Электроэнергетика. - Алматы: АИЭС, 2010. – 47 с.  

Конспект лекций содержит сведения по вопросам проектирования устройств релейной защиты: основные положения единой системы конструкторской документации, системы автоматизированного проектирования, расчеты коротких замыканий и неполнофазных режимов, расчеты уставок устройств релейной защиты.

Содержание 

Лекция 1. Основные положения единой системы конструкторской документации. Стадии разработки конструкторской документации. Комплектность конструкторских документов. Правила оформления чертежей. Виды схем. Текстовые документы.	4
Лекция 2. Основные положения единой системы конструкторской документации. Стадии разработки конструкторской документации. Комплектность конструкторских документов. Правила оформления чертежей. Виды схем. Текстовые документы.	9
Лекция 3. Несимметричные короткие замыкания. Система симметричных составляющих. Вектора токов и напряжений при несимметричных коротких замыканиях. Неполнофазные режимы. Применение комплексных схем для расчетов коротких замыканий и неполнофазных режимов.	10
Лекция 4. Продольная дифференциальная защита трансформаторов. Токи небаланса в дифференциальной защите. Схемы дифференциальных защит трансформаторов. Расчет дифференциальных защит. Особенности расчетов защит трансформаторов выполненных на микропроцессорных терминалах.	19
Лекция 5. Релейная защита генераторов. Защита от многофазных коротких замыканий в обмотке статора. Защита от однофазных повреждений в обмотке статора. Защита от ненормальных режимов генератора. Защита цепей возбуждения. Расчет релейной защиты генераторов.	26
Лекция 6. Релейная защита сборных шин. Дифференциальная защита шин. Схемы дифференциальной защиты шин. Неполная дифференциальная защита шин. Расчет релейной защиты шин.	34
Лекция 7. Схемы управления выключателями. Цепи трансформаторов тока и напряжения. Цепи оперативного питания и сигнализации.	38
Лекция 8. Автоматика радиальных сетей. Автоматическое повторное включение. Автоматическое включение резервного питания.	43
Список литературы	46

1 Лекция. Основные положения единой системы конструкторской документации. Стадии разработки конструкторской документации. Комплектность конструкторских документов. Правила оформления чертежей. Виды схем. Текстовые документы (2 часа) 

Кроме главных схем электроустановок, или схем первичных соединений, указывающих пути прохождения электроэнергии от источника питания к потребителю, существуют также схемы вторичных соединений, в которых с помощью условных графических изображений указаны элементы вторичных устройств, а также соединения между ними и элементами основного оборудования (измерительные трансформаторы, коммутационная аппаратура и др.). К вторичным устройствам относятся контрольно-измерительные приборы, средства учета электроэнергии, устройства релейной защиты и автоматики, аппаратура управления, блокировок, аварийной и предупредительной сигнализации.

По назначению схемы вторичных соединений бывают: принципиальные, полные, монтажные.

Принципиальные схемы составляются применительно к отдельным элементам: цепям релейной защиты, цепям управления и сигнализации, соединениям измерительных приборов. Эти схемы являются основой для составления полных схем, которые охватывают вторичные соединения, относящиеся к одному присоединению главной схемы, обособленному по функциональному, технологическому или структурному признаку (трансформатор, линия, присоединение собственных нужд).

Монтажные схемы служат рабочим чертежом, по которому производится монтаж вторичных цепей. В монтажных схемах показывается не только каким образом, но и какими средствами будут осуществлены в действительности электрические связи (сечение и тип контрольных кабелей, сборки зажимов, испытательные блоки). Монтажные чертежи учитывают территориальное расположение оборудования, относящегося к вторичным цепям (щиты управления, релейные шкафы и панели, ячейки РУ).

Все внутренние кабельные связи энергообъекта отображаются в кабельном журнале. Он содержит необходимую информацию о каждом кабеле: его наименование и номер согласно проекту; тип кабеля, количество и сечение его жил; его примерная строительная длина; место подключения его начала и конца; маркировка проводников.

После внесения изменений, неизбежно появляющихся в процессе монтажа, составляются исполнительные принципиальные и монтажные схемы, которые служат основными документами при эксплуатации электроустановки.

По форме изображения принципиальные и полные схемы могут быть свернутыми и развернутыми. В свернутых схемах все приборы и аппараты изображаются в виде блоков со всеми относящимися к ним катушками и контактами. При значительном количестве участвующих в них элементов свернутые схемы становятся неудобочитаемыми. В них затруднена проверка правильности выполнения электрических соединений на чертеже и в натуре.

В развернутых схемах, которые в настоящее время получили более широкое применение, аппараты и приборы расчленяются на составные элементы. Эти элементы связываются между собой в порядке протекания тока, например, от полюса «+» к полюсу «-» или от фазы к фазе (от фазы к нулю). Схема состоит из ряда элементов, расположенных в порядке прохождения тока по схеме: слева направо с расположением строчек (читаемых сверху вниз) по вертикали. Схемы сопровождаются перечнем аппаратуры (в табличной форме) - приборов и реле с указанием их условного обозначения, типа, технических данных, а иногда, и заводского каталожного номера.

Развернутые схемы незаменимы при проектировании сложных схем релейной защиты, управления и автоматики. Они позволяют легко прослеживать действия схемы, быстро обнаруживать ложные цепи и те неприятности, которые вызываются непредусмотренными схемой заземлениями в цепях вторичных соединений. Развернутые схемы требуют отчетливой и удобной маркировки не только для монтажных единиц, аппаратуры и реле, но и отдельных цепей и кабелей.

Повышение мощности отдельных энергетических объектов, автоматизация управления производственными процессами, связанное с этим усложнение схем вторичных соединений и возросшие требования к надежности работы цепей управления и сигнализации требуют особого внимания к построению и выполнению схем вторичных соединений. Схемы вторичных цепей должны удовлетворять следующим общим требованиям:

1. Четкость построения схем должна позволять быстро ориентироваться и обнаруживать неполадки или ложную работу цепей.

2. Обеспечение надежной работы вторичных цепей каждого присоединения и возможность проверки состояния оперативной цепи в пределах присоединения, или любой ячейки РУ. Такая проверка легко осуществляется при питании вторичных цепей каждого присоединения (или системы вторичных цепей комплексного устройства) через индивидуальный автоматический выключатель (предохранители), со вспомогательными контактами для сигнализации о их срабатывании. Защитные устройства выбираются с учетом селективности и необходимой чувствительности, с учетом влияния дуги. Принимая во внимание значительную разветвленность цепей вторичных соединений и, в связи с этим, значительную вероятность возникновения повреждений и ненормальных режимов в сети, целесообразно отделять цепи управления от прочих цепей (сигнализации, блокировки и др.).

3. Исключение ложных (обходных) цепей. Под ложной понимается не предусмотренная при проектировании цепь, возникновение которой может привести к ложному действию схемы. Такие ложные цепи могут возникать при отсутствии в схемах необходимых разделительных и размножительных реле, при нечетком разделении цепей управления и сигнализации, при недоучете возможности возникновения случайных заземлений или разрывов цепи в той или иной части схемы. Это особенно важно для цепей управления: работа включающих или отключающих электромагнитов должна иметь место только тогда, когда замкнуты контакты соответствующих устройств, дающие команду на проведение данной операции. При построении и проверке развернутых схем следует обратить внимание на так называемые поперечные цепочки, в большинстве случаев и создающие ложные цепи.

Не требует пояснений также необходимость контроля изоляции вторичных цепей и анализа тех последствий, которые могут быть вызваны появлением случайных заземлений в цепях оперативного тока, особенно в цепях управления. Нежелательно в этом случае не только отключение тех или иных устройств, но, безусловно, недопустимо непредусмотренное, а потому аварийное включение отдельных элементов энергетических установок. Поэтому, при составлении схем на переменном оперативном токе, для уменьшения вероятности самопроизвольного срабатывания реле или электромагнитов управления при появлении замыкания на землю в цепях их катушек, желательно один из выводов катушки постоянно соединять с цепью, объединенной с нулем (N).

4. Обеспечение надежного функционирования схемы. Для надежной работы устройства не рекомендуется применение большого количества последовательно соединенных контактов. Так, например, при напряжении питания 220В предельное количество последовательно соединенных контактов в цепи - пять. При составлении монтажных схем необходимо учитывать, что максимальное количество проводников, подключаемых к любой клемме устройства (прибора) или ряда зажимов, должно быть не более 2-х. При составлении схем на постоянном оперативном токе для уменьшения разрушительного воздействия электрохимической коррозии на катушки электромагнитов управления коммутационных аппаратов, расположенных в шкафах приводов, катушки одним из выводов постоянно соединяются с цепью, имеющей отрицательный потенциал.

Буквенные позиционные обозначения элементов и устройств вторичных цепей на схемах выполняются латинскими буквами и определяются нормативными материалами проектных институтов. Например, реле тока обозначается KA; реле промежуточное - KL, трансформатор тока - ТА, переключатель цепей управления - SA и т. д.

Порядковые номера элементам следует присваивать, начиная с единицы, в пределах вида элементов, которым на схеме присвоено одинаковое буквенное позиционное обозначение. Например, сигнальные табло на схеме в количестве 5 шт. будут обозначены от HLA1 до HLA5.

Цифры и буквы в позиционном обозначении выполняются одним размером шрифта и проставляются над графическим изображением элементов. При разнесенном способе изображения элемента присвоенное позиционное обозначение проставляется около каждой его составной части.

В случае необходимости, составным частям элемента могут присваиваться порядковые номера, добавляемые к порядковому номеру позиционного обозначения через точку. Например: KL3.2 - вторая пара контактов третьего промежуточного реле; VD3.2 – второй диод третьей диодной сборки.

Для обозначения принадлежности элемента к электрической фазе тока допускается добавлять индекс фазы (А, В, С), проставляемый через точку. Например: ТА1.С – первый трансформатор тока фазы С.

Сигнальные контакты положения силовых коммутационных аппаратов обозначаются тем же кодом, что и сам аппарат.

Совокупность элементов (клемм, зажимов и соединяющих их проводников или жил кабелей) общей для всей схемы цепи одного назначения с единой маркировкой называется шинкой. Шинки могут иметь, например, вид жестких прутов-проводников, расположенных над панельным рядом в релейном зале, или жгута изолированных проводников, соединяющих клеммные ряды релейных панелей или отсеков КРУ. Для обеспечения надежности работы схемы, шинки выполняются, как правило, по кольцу. Для облегчения локализации повреждения шинки могут секционироваться при помощи коммутационных устройств (рубильников, пакетных выключателей и т.д.). Шинкам управления, сигнализации, синхронизации, напряжения, как элементам принципиальных схем, также присваиваются позиционные обозначения. Первая буква Е обозначает общий код шинки. Вторая буква обозначает код функционального назначения шинки (управление, сигнализация и т.п.). Третья буква дает дополнительные сведения о шинке, если это требуется (аварийная — А, предупредительная — Р и т.п.). Далее следует порядковый номер шинки, который может быть опущен, если в нем нет необходимости. При необходимости, обозначение шинки может быть дополнено цифрой, обозначающей номер участка центральной сигнализации, либо буквой, обозначающей фазу (например, для шинок напряжения).

При составлении схем используется несколько основных способов маркировки цепей: сквозная, встречная и комбинированная маркировка.

При сквозной маркировке участки цепей обозначаются независимо от нумерации и условных обозначений зажимов аппарата или прибора, к которым подключаются проводники цепей, и имеют одинаковую маркировку у всех электрически связанных зажимов схемы. Например, А411 на обоих концах соединительного проводника. В случае необходимости согласования применяемых обозначений цепей с нумерацией и обозначениями, принятыми при заводском изготовлении стандартных электротехнических устройств, их наносят около основного обозначения цепи, но с другой стороны, т.е. справа, при вертикальном расположении цепей. При горизонтальном расположении цепей в схеме обозначения цепей проставляются над участками проводников. Номера зажимов аппаратов или зажимов панели проставляются под участком проводника, около изображения контакта или зажима.

При встречной маркировке используются позиционные обозначения (адреса) присоединений. У начала цепи указывается адрес его конца, а у конца – адрес присоединения начала. Например, маркировка А4-Х16 у начала проводника означает, что конец проводника подключен к зажиму Х16 устройства А4.

При комбинированной или смешанной маркировке участка цепи указывается его сквозная маркировка и адрес ее конца. Данный вид маркировки наиболее удобен в эксплуатации, так как позволяет определить не только функциональное назначение цепи, но и проследить в натуре ее начало и конец. Например, маркировка А412 – КА1 означает что другой конец токовой цепи 412 фазы А подключен к токовому реле КА1.

Для обозначения цепей управления, автоматики, сигнализации, защиты и измерения принята цифровая система, предусматривающая использование ряда арабских чисел. В необходимых случаях марка может содержать буквенную приставку заглавными буквами латинского алфавита. Участки цепей обозначаются независимо от нумерации или условных обозначений зажимов аппарата или прибора, к которым подключаются проводники цепей. В случае необходимости согласования применяемых обозначений цепей с обозначениями, принятыми при заводском изготовлении стандартных электротехнических устройств, около основного обозначения цепи в скобках может указываться заводское обозначение. Участки цепей, разделенные контактами аппаратов, катушками реле, обмотками машин, резисторами, конденсаторами, считаются разными участками и должны иметь разные обозначения. Участки цепей, сходящиеся в одном узле схемы, должны иметь одинаковое обозначение. Обозначение цепи при переходе через зажим ряда зажимов панели не изменяется. Обозначение участков цепи выполняется последовательно, начиная от условного графического изображения источника питания (автоматического выключателя, предохранителя, шинки питания). При горизонтальном расположении цепей в схеме обозначения цепей проставляются над участками проводников. Номера зажимов аппаратов или зажимов панели проставляются под участком проводника, около изображения контакта или зажима. Все вторичные цепи одной проектной функциональной группы должны иметь различные обозначения. Обозначение цепей аналогичных проектных групп должно, как правило, выполняться одинаково. Если в одной полной схеме в общем ряду зажимов, или в одном контрольном кабеле, встречаются цепи разных проектных функциональных групп, имеющие одинаковые обозначения, то последние для их отличия должны быть дополнены индексом, характеризующим принадлежность той или иной цепи к определенной проектной функциональной группе. Отличительный индекс проставляется перед обозначением цепи и отделяется от нее дефисом. В качестве отличительного индекса используется обозначение проектной функциональной группы.

 

2 Лекция. Системы автоматизированного проектирования. Графические программы. Приложения создающие проектную документацию. Программы для расчета токов и напряжений при повреждениях. Программы расчета релейной защиты (4 часа)

 

При проектировании релейной защиты расчеты вручную требуют значительных трудозатрат. По этим причинам после появления ЭВМ, а далее ПВМ начались попытки применить их для расчета уставок релейной защиты. Эти программы для распредсетей были относительно простыми и разрабатывались непосредственно теми, кто занимался расчетами на любительском уровне. Для разработки программ использовались алгоритмические языки программирования: Бейсик, Фортран, Паскаль, Дельфи и т.д. Для выполнения даже сложных профессиональных программ можно использовать любые имеющиеся ПВМ, начиная с I-386 серии. В дальнейшем к разработке программ подключились профессионалы, и простые программы превратились в сложные комплексы программ, позволяющие автоматизировать выполнение всех этапов расчета: подготовку данных, расчет параметров, составление схемы замещения, расчет аварийных величин, выбор уставок защиты и сохранение результатов.

Институтом Электродинамики Украины разработан «Комплекс программ расчета аварийных режимов в сложной электрической сети объемом до 3000 узлов». В настоящее время эксплуатируется программный комплекс V-VI-50, позволяющий выполнить самые сложные расчеты в сетях любой сложности с учетом токов нагрузки, емкостных токов в сети, сложных несимметричных режимов. Этими программами оснащены все энергетические системы Укрэнерго. Этот комплекс можно применить и для расчета в распредсетях, однако для этого он слишком сложен. Аналогичные программы разработаны и внедрены Новосибирским политехническим институтом, Московским Энергосетьпроектом.

Кроме того, множеством других организаций – проектных, электросетевых – разработаны и эксплуатируются собственные программы, приспособленные к собственным нуждам.

При выборе необходимой программы следует четко представлять задачи, которые должна выполнять программа, и выяснить, насколько соответствует данная программа этим задачам.

Для небольших расчетов, например, токов короткого замыкания в сетях несложной конфигурации, нет необходимости разрабатывать специальные программы с применением алгоритмических языков программирования. В таких случаях можно применить способ разработки программы расчета с применением типовой программы Microsoft Excel. Табличный процессор Microsoft Excel выбран, исходя из следующих возможностей, представляемых программой для не слишком сложных, но объемных обычных расчетов ТКЗ в распредсетях:

– Вводимые данные и результаты расчетов представляются в табличной форме, занимающей мало места, которая легко вводится в текстовую программу Microsoft Word или Adobe Acrobat.

– Excel оперирует с адресами ячеек, в которые вводятся данные, формула расчета вводится в ячейку, а результат расчета автоматически отображается в таблице.

– Относительная адресация позволяет производить расчеты с другими данными, используя одну и ту же формулу, занесенную в предыдущую ячейку.

 

3 Лекция. Несимметричные короткие замыкания. Система симметричных составляющих. Вектора токов и напряжений при несимметричных коротких замыканиях. Неполнофазные режимы. Применение комплексных схем для расчетов коротких замыканий и неполнофазных режимов (4 часа)

 

Несимметричные КЗ можно рассчитывать с использованием метода симметричных составляющих. В декартовой системе координат любой вектор имеет две степени свободы и может быть представлен через его проекции в виде

Любой из векторов симметричной трехфазной системы можно представить одноименным вектором другой фазы с помощью оператора поворота

                  3.1

Умножение вектора на оператор а означает поворот его на 120° в положительном направлении (против хода часовой стрелки). Умножение на а² соответствует повороту на 240° в том же направлении или на 120° в противоположном направлении. Сумма операторов поворота

 ^,

их разность

Так как  если ‚m и n целые числа.

В симметричной трехфазной системе (см. рисунок 3.1) каждый из векторов можно представить следующим образом:

                     3.2

Любую несимметричную систему трех векторов можно разложить на три симметричные системы: прямой, обратной и нулевой последовательностей.

Система прямой последовательности состоит из трех одинаковых векторов, сдвинутых друг относительно друга на 120° и чередующихся в такой же последовательности, как и основная симметричная система (см. рисунок 3.2, а). Эта система обозначается индексом 1.

 

Рисунок 3.1 – Симметричная трехфазная система векторов

 

Рисунок 3.2 – Симметричные системы векторов прямой (а), обратной (б) и нулевой (в) последовательностей

 

Система обратной последовательности также состоит из трех одинаковых векторов, сдвинутых друг относительно друга на 120°, но чередование этих векторов противоположное основной симметричной системе (рисунок 3.2, б). Эта система обозначается индексом 2.

Поскольку векторы системы прямой (обратной) последовательности в сумме равны нулю, эти системы являются уравновешенными:

Система нулевой последовательности состоит из трех одинаковых векторов, совпадающих по направлению (см. рисунок 3.2, в). Эта система векторов обозначается индексом 0. Система нулевой последовательности симметрична, но не уравновешена:

По составляющим прямой, обратной и нулевой последовательностей можно восстановить исходную несимметричную систему:

                3.3

Если принять за особую фазу А, то с учетом (3.1), (3.2) и рисунка 3.2 систему уравнений (3.3) можно записать в следующем виде:

                  3.4

Уравнения (3.4) позволяют выделить из несимметричной системы симметричные составляющие. Для этого необходимо сложить все три уравнения, предварительно уравняв коэффициенты при искомой составляющей (таблица 3.1). Например, чтобы выделить составляющую прямой последовательности, достаточно все три уравнения (3.4) соответственно умножить на коэффициенты 1, а, а², а затем сложить. После сложения составляющие Ň_А1, Ň_А2, Ň_А0 будут выражены через векторы фазных величин Ň_А Ň_В Ň_С следующим образом:

                       3.5

На рисунке 3.3, а графически определены составляющие Ň_А1, Ň_А2, Ň_А0 системы векторов Ň_А Ň_В Ň_С в соответствии с (3.5), а на рисунке 3.3, б по найденным составляющим согласно (3.3) снова получены исходные фазные векторы Ň_А Ň_В Ň_С. 

 

 

 

Т а б л и ц а 3.1. Коэффициенты, используемые для выделения симметричных составляющих

 

Рисунок 3.3 – Разложение несимметричной трехфазной системы на симметричные составляющие (а) и их суммирование для получения исходной системы (б)

 

На рисунке 3.4 изображены векторные диаграммы токов и напряжений в месте однофазного КЗ. Построение начинают с вектора Ĭ_А1. Строят векторы Ĭ_А2 и Ĭ_А0, затем составляющие других фаз. Фазные токи находят как геометрическую сумму симметричных составляющих фаз. Аналогично выполняют построение векторной диаграммы напряжений в месте однофазного КЗ и векторных диаграмм токов и напряжений для остальных видов несимметричного КЗ (см. рисунки 3.5, 3.6). При построении векторных диаграмм следует помнить, что токи чисто индуктивные, так как активные сопротивления приняты равными нулю. Угол Θ_U между напряжениями неповрежденных фаз при однофазном КЗ зависит от соотношения между Х_2РЕ3 и Х_0РЕЗ. Он изменяется в широких пределах: 60° - 180°. Нижний предел соответствует условию Х_0РЕЗ = ∞, верхний при Х_0РЕЗ → 0. Лишь при Х_2РЕ3 = Х_0РЕЗ угол Θ_U = 120°. Для векторной диаграммы токов в месте двухфазного КЗ на землю угол Θ_I между токами поврежденных фаз может изменяться в пределах 60° - 180°, стремясь к нижнему пределу при Х_0РЕЗ → 0 и к верхнему — при Х_0РЕЗ = ∞, что соответствует условиям двухфазного КЗ без соединения с землей.

 

Рисунок 3.4 – Векторные диаграммы токов и напряжений в месте

однофазного КЗ

 

Рисунок 3.5 – Векторные диаграммы токов и напряжений в месте

двухфазного КЗ

 

На рисунке 3.7 показаны комплексные схемы замещения короткозамкнутой цепи, которые характеризуются сопротивлениями Z₁рез, Z₂рез, Z₀рез и соответствуют фазе А.

При трехфазном КЗ в комплексную схему замещения входит только эквивалентная схема прямой последовательности (см. рисунок 3.7, а).

При двухфазном КЗ не обтекается током эквивалентная схема нулевой последовательности, симметричные составляющие напряжения прямой и обратной последовательностей в месте КЗ одинаковы. Это позволяет объединять последовательности (см. рисунок 3.7, в) и получить комплексную схему замещения при данном виде КЗ.

 

Рисунок 3.6 – Векторные диаграммы токов и напряжений в месте

двухфазного КЗ на землю

 

Рисунок 3.7 – Комплексные схемы замещения трехфазного (а), однофазного (б), двухфазного (в) и двухфазного на землю (г) КЗ

 

При однофазном КЗ все три эквивалентные схемы обтекаются одинаковым током, напряжение прямой последовательности в месте КЗ равно суммарному падению напряжения в схемах обратной и нулевой последовательностей. Это дает возможность представить комплексную схему однофазного КЗ как последовательную цепь всех трех эквивалентных схем (см. рисунок 3.7, б).

Комплексная схема замещения в случае двухфазного КЗ на землю показана на рисунке 3.7, г. При этом виде КЗ симметричные составляющие напряжения в месте КЗ равны между собой, что позволяет объединить концы всех эквивалентных схем.

 

Неполнофазные режимы – продольная несимметрия

Как и для поперечной несимметрии, при расчете продольной несимметрии эффективным является применение метода симметричных составляющих, в соответствии с которым расчетные соотношения можно выразить через симметричные составляющие тока и напряжения фазы А, принятой за основную:

             3.5

                         3.6

где Ĭ_LA, Ĭ_LB, Ĭ_LC и ΔÛ_LA, ΔÛ_LB, ΔÛ_LC – токи и падения напряжения для несимметричной системы фазных величин А, В, C; Ĭ_LA1, Ĭ_LA2, Ĭ_LA0 и ΔÛ_LA1, ΔÛ_LA2, ΔÛ_LA0 – симметричные составляющие токов и падений напряжения прямой, обратной вой последовательностей.

Токи определенных последовательностей вызывают падения напряжения соответствующих последовательностей. Эта взаимосвязь их описывается системой независимых уравнений

                3.7

где Е_АΣ – суммарная э. д. с. Источников питания, действующая только в схеме прямой последовательности; Z_1РЕЗ, Z_2РЕЗ, Z_0РЕЗ – результирующие сопротивления отдельных последовательностей относительно места нарушения продольной симметрии.

Таким образом, методика получения расчетных соотношений основывается на решении системы уравнений (3.5) – (3.7) с учетом граничных условий, характеризующих несимметрию. Реальная схема электрической сети с однократной продольной несимметрией приводится к схемам замещения без разрыва. Это достигается введением в месте повреждения источника продольного напряжения, имеющего значение, равное падению напряжения в месте продольной несимметрии.

При разрыве одной фазы (см. рисунок 3.8) возникает несимметричный режим, характеризующийся следующими граничными условиями:

                          3.8

Для анализа рассматриваемого аварийного режима в разрыв фазы вводят источник продольного напряжения ΔÛ_LA (см. рисунок 3.9, а) и оставляяют схемы замещения отдельных последовательностей (см. рисунок 3.10, в-г).

 

Рисунок 3.8 – Трехфазная цепь с разрывом фазы А

 

Рисунок 3.9 – Исходная схема для анализа нарушения продольной симметрии при разрыве фазы А в месте L – L^/ (а) и схемы замещения прямой (б), обратной (в) и нулевой (а) последовательностей

 

Из сравнения падений напряжений для неповрежденных фаз, выраженных через симметричные составляющие, следует

Таким образом, на основе симметричных составляющих граничные условия могут быть записаны в виде

                  3.9

                           3.10

 

Рисунок 3.10 – Комплексная схема замещения нарушения продольной симметрии при разрыве фазы А

 

По этим уравнениям может быть синтезирована комплексная схема замещения рассматриваемого нарушения продольной симметрии (см. рисунок 3.10). По ней составляют расчетные выражения для определения тока прямой последовательности

                 3.11

и падения напряжения прямой последовательности в месте разрыва

          3.12

где  дополнительное сопротивление, вносимое в схему замещения прямой последовательности относительно зажимов L – L^/ ветвями схем замещения обратной и нулевой последовательностей (см. рисунок 3.10).

С учетом (3.9), а также второго и третьего уравнений (3.6) токи обратной и нулевой последовательностей, протекающие в других ветвях комплексной схемы замещения (см. рисунок 3.10), определяются выражениями

            3.13

               3.14

Токи обратной и нулевой последовательностей могут быть выражены через показатели комплексной схемы замещения следующим образом:

            3.15

                 3.16

В соответствии с (3.9) и (3.7) напряжение источника продольного напряжения, включаемого в месте повреждения, определяется выражением

               3.17

Полученные расчетные соотношения (3.9) – (3.17) представляют собой уравнения связи симметричных составляющих параметров режима особой фазы. Токи и напряжения других фаз выражаются через оператор фазы с использованием уравнений (3.5) и (3.6). Напряжения в любой точке сети определяются по расчетным выражениям токов (3.11), (3.15) и (3.16) с использованием преобразований комплексной схемы замещения (см. рисунок 3.10) относительно рассматриваемой точки сети для вычисления сопротивлений связи данной точки с источником питания.

 

4 Лекция. Продольная дифференциальная защита трансформаторов. Токи небаланса в дифференциальной защите. Схемы дифференциальных защит трансформаторов. Расчет дифференциальных защит. Особенности расчетов защит трансформаторов выполненных на микропроцессорных терминалах (4 часа).

 

Дифференциальная защита, выполненная на принципе сравнения токов на входе и выходах, применяется в качестве основной быстродействующей защиты трансформаторов и автотрансформаторов. Защита абсолютно селективна, реагирует на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями и действует на отключение трансформатора со всех сторон без выдержки времени. Зона действия дифференциальной защиты трансформатора (ДЗТ) ограничивается местом установки трансформаторов тока и включает в себя ошиновку СН, НН и присоединение ТСН, включенного на шинный мост НН. Ввиду ее сравнительной сложности, дифференциальная защита устанавливается в следующих случаях: на одиночно работающих трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 6300 кВА и выше; на параллельно работающих трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 4000 кВА и выше; на трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности при КЗ на выводах высшего напряжения (Кч < 2), а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 сек.

При параллельной работе трансформаторов (автотрансформаторов) дифференциальная защита обеспечивает не только быстрое, но и селективное отключение поврежденного трансформатора (автотрансформатора), что поясняется на рисунке 4.1. Если параллельно работающие трансформаторы Т1 и Т2 оснащены только максимальными токовыми защитами, то при повреждении на вводах низшего напряжения трансформатора, например, в точке К, действуют максимальные токовые защиты обоих трансформаторов, а так как их выдержки времени одинаковы, отключатся оба трансформатора. Дифференциальная защита, действующая без выдержки времени, обеспечивает в рассмотренном случае отключение только поврежденного трансформатора. Для выполнения дифференциальной защиты трансформатора (автотрансформатора) устанавливаются ТТ со стороны всех его обмоток, как показано на рисунке 4.2, для двухобмоточного трансформатора. Вторичные обмотки ТТ соединяются в дифференциальную схему и параллельно к ним подключается токовое реле. При рассмотрении принципа действия дифференциальной защиты условно принимается, что защищаемый трансформатор имеет коэффициент трансформации, равный единице, одинаковое соединение обмоток и одинаковые ТТ с обеих сторон.

При прохождении через трансформатор сквозного тока нагрузки или КЗ ток в реле равен:

Iр=I₁-I_{2 .}

При принятых выше условиях и пренебрегая током намагничивания трансформатора, который в нормальном режиме имеет малое значение, можно считать, что первичные токи равны (I_I = I_II) и, следовательно, вторичные токи I₁ = I₂.

С учетом этого:

Iр=I₁-I₂=0 .

Таким образом, при прохождении через трансформатор тока нагрузки или внешнеro КЗ ток в реле отсутствует, и дифференциальная защита на такие режимы не реагирует.

Практически вследствие несовпадения характеристик ТТ вторичные токи не равны I₁ ≠ I₂ и поэтому в реле проходит ток небаланса, т. е.

Iр=I₁-I₂=Iр.нб.

 

Рисунок 4.1 – Прохождение тока КЗ и действие максимальной токовой защиты при повреждении одного из параллельно работающих трансформаторов.

Рисунок 4.2 – Принцип действия дифференциальной защиты трансформатора: а – токораспределение при сквозном КЗ; б – то же при КЗ в трансформаторе.

 

Для того чтобы дифференциальная защита не подействовала от тока небаланса, ее ток срабатывания должен быть больше этого тока, т. е.

^{.                       (4.1)}

При КЗ в трансформаторе, или любом другом месте между ТТ, направление токов III и I2 изменится на противоположное, как показано на рисунке 4.2, б. При этом ток в реле станет равным

Таким образом, при КЗ в зоне дифференциальной защиты в реле проходит полный ток КЗ, деленный на коэффициент трансформации трансформаторов тока. Под влиянием этого тока защита срабатывает и производит отключение поврежденного трансформатора.

Особенности, влияющие на выполнение дифференциальной защиты

трансформаторов:

– Наличие намагничивающего тока, проходящего только со стороны источника питания.

Даже в том случае, когда трансформатор имеет коэффициент трансформации, равный единице, и одинаковое соединение обмоток, ток со стороны источника питания больше тока со стороны нагрузки на значение намагничивающего тока. Намагничивающий ток в нормальном режиме составляет примерно 1-5% номинального тока трансформатора и поэтому вызывает лишь некоторое увеличение тока небаланса. Иные явления происходят при включении холостого трансформатора под напряжение, или при восстановлении напряжения после отключения КЗ. В этих случаях в обмотке трансформатора со стороны источника питания возникает бросок намагничивающего тока, который в первый момент времени в 5-8 раз превышает номинальный ток трансформатора, но быстро, в течение времени менее 1 сек, затухает до значения порядка 5-10% номинального тока. Для предотвращения ложного срабатывания дифференциальной защиты от броска намагничивающего тока ток срабатывания защиты должен быть больше максимального значения намагничивающего тока, т. е.

.

Ток зависит от конструкции трансформатора, момента его включения под напряжение и ряда других условий, трудно поддающихся учету. Поэтому при расчетах дифференциальной защиты ток срабатывания определяется по формуле:

                                  (4.2)

где Iном – номинальный ток обмотки, имеющей наибольшую мощность; Кн – коэффициент надежности отстройки, принимаемый равным 1-4 в зависимости от типа реле, используемых в схеме дифференциальной защиты.

– Неравенство вторичных токов и разнотипность трансформаторов тока.

Поскольку у трансформаторов токи со стороны обмоток высшего, среднего и низшего напряжений не равны, трансформаторы тока, выбираемые по номинальным токам обмоток, имеют разные коэффициенты трансформации и различное конструктивное выполнение. Вследствие этого они имеют различные характеристики и погрешности.

Номинальные токи обмоток трансформаторов, как правило, не совпадают со шкалой номинальных токов ТТ. Поэтому при выборе ТТ принимается трансформатор тока, номинальный ток которого является ближайшим большим по отношению номинальному току обмотки трансформатора. Иногда и этого сделать не удается, так как на выбор трансформаторов тока влияют и другие соображения. Таким образом, вследствие неравенства вторичных токов в плечах дифференциальной защиты в дифференциальном реле при номинальной нагрузке трансформатора проходит ток небаланса, равный:

^.                            (4.3)

При сквозном КЗ этот ток возрастает пропорционально току КЗ, а также увеличивается вследствие возрастания погрешностей ТТ, имеющих неодинаковые характеристики, что может вызвать ложное действие дифференциальной защиты.

Поэтому для снижения тока небаланса, вызванного неравенством вторичных токов ТТ дифференциальной защиты, производится выравнивание этих токов путем включения специальных промежуточных автотрансформаторов тока или путем использования выравнивающих обмоток дифференциальных реле. В цифровых реле такое выравнивание производится математическим путем.

– Неодинаковые схемы соединения обмоток трансформаторов.

При неодинаковых схемах соединения обмоток, например, звезда-треугольник, токи со стороны обмотки, соединенной в звезду, и токи со стороны обмотки, соединенной в треугольник, оказываются сдвинутыми относительно друг друга на некоторый угол, который зависит от схемы соединения обмоток. Для обычно применяемой группы Y/Δ-11 вторичный ток опережает первичный на угол 30⁰. Угловой сдвиг токов создает небаланс в реле дифференциальной защиты, который нельзя компенсировать подбором витков. Компенсация углового сдвига производится путем специального соединением вторичных обмоток трансформаторов тока. Для этого на стороне звезды трансформаторы тока соединяются в треугольник, а на стороне треугольника – в звезду (см. рисунок 4.3).

При таком соединении вторичных обмоток ТТ, как показано на рисунке 4.3, в трансформаторах тока ТА1, вторичные обмотки которых соединены в треугольник, создается сдвиг токов на такой же угол, как и в соединенной в треугольник обмотке НН трансформатора, что и обеспечивает совпадение фаз вторичных токов.

Современные цифровые защиты (фирм ABB, SIEMENS, ALSTOM, GE) получают разность фазных токов математическим путем. У таких защит трансформаторы тока со всех сторон соединяются в звезду, а группа соединений трансформатора и полярность ТТ вводится в реле в виде уставки. Соединение в звезду выгоднее в части величины нагрузки на трансформаторы тока.

Выбор уставок дифференциальной защиты производится по 2 условиям: отстройка от тока намагничивания и тока небаланса.

Ток намагничивания трансформатора достигает 5-6 величины номинального тока трансформатора. В схеме дифференциальной защиты он не компенсируется, и дифзащита должна отстраиваться от него для исключения ложной работы при включении трансформатора:

^.

Коэффициент надежности Кн определяется в основном типом примененного реле и наличием в нем специальных мер отстройки от броска тока намагничивания.

 

Рисунок 4.3 – Прохождение токов и векторные диаграммы токов в схеме дифференциальной защиты трансформатора с соединением обмоток по схеме звезда-треугольник, поясняющие принцип компенсации углового сдвига

 

Ток небаланса в схеме дифференциальной защиты. Токи небаланса в схеме дифференциальной защиты трансформаторов и автотрансформаторов имеют место из-за погрешностей ТТ, из-за изменения коэффициента трансформации защищаемого трансформатора (при регулировании напряжения), из-за неточного выравнивания вторичных токов.

Для отстройки дифференциальной защиты от тока небаланса при сквозном КЗ, ее ток срабатывания должен удовлетворять условию:

                    (4.4)

где Кн – коэффициент надежности отстройки, принимаемый равным 1,3.

Расчетный ток небаланса, определяемый погрешностями ТТ, вычисляется по формуле:

                   (4.5)

где Ка – коэффициент, учитывающий влияние на быстродействующие защиты переходных процессов при КЗ, которые сопровождаются прохождением апериодических составляющих в токе КЗ; принимается kа = 1 для реле, имеющих БНТ с короткозамкнутыми обмотками или других средств отстройки от переходных процессов при КЗ, и Ка = 2 для реле без таких средств; для микропроцессорных защит также можно принять Ка = 1; Кодн – коэффициент однотипности условий работы ТТ, принимаемый равным 0,5 в тех случаях, когда ТТ обтекаются близкими по величине значений токами, и равным 1 в остальных случаях, для трансформаторов Кодн принимается равным 1 ; f = 0,1 – погрешность ТТ, удовлетворяющих 10 %-ной кратности; Iкз.мах – наибольший ток при сквозном КЗ.

Вторая составляющая тока небаланса определяется изменением коэффициента трансформации защищаемого трансформатора при регулировании напряжения, вычисляется по формулам:

- при регулировании на одной стороне трансформатора

^;                                     (4.6)

- при регулировании c двух сторон трансформатора

                      (4.7)

где ΔN . – половина регулировочного диапазона, для которого производится выравнивание вторичных токов (например, при половине регулировочного диапазона N = ±10%, ΔN = 0,1).

Третья составляющая расчетного тока небаланса определяется неточностью выравнивания вторичных токов вычисляется по формуле:

                (4.8)

где w_{I РАС.}, w_{II РАС.} – расчетные числа витков выравнивающих обмоток трансформаторов реле для неосновных сторон (сторон с меньшим вторичным током); w_I, w_II – принятые числа витков обмоток; I_{I КЗMAX}, I_{II КЗMAX} – наибольшие токи КЗ соответствующих сторон.

Суммарный расчетный ток небаланса состоит из этих трех составляющих

                        (4.9)

Ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:

                               (4.10)

где Кн – коэффициент надежности, который можно принять равным 1.3.

Дифференциальная защита с быстронасыщающимися трансформаторами (БНТ) (реле РНТ-562, 565) показана на рисунке 4.4.

 

 

Рисунок 4.4 – Схема защиты на реле РНТ- 562(565)

а) для двухобмоточного трансформатора; б) для трехобмоточного.

 

Реле серии РНТ-565 предназначены для дифференциальной защиты одной фазы силового трансформатора или шин. Быстронасыщающийся трансформатор реле РНТ-565 является одновременно и промежуточным трансформатором для компенсации неравенства вторичных токов в плечах дифференциальной защиты и имеет для этой цели рабочую и две специальные уравнительные обмотки. Ток во вторичной обмотке БНТ, к которой подключено реле, определяется суммарным магнитным потоком в сердечнике, который создается как рабочей, так и уравнительными обмотками. Для того чтобы при прохождении через трансформатор сквозного тока нагрузки или КЗ ток во вторичной обмотке был равен нулю, необходимо правильно включить рабочую и уравнительные обмотки в дифференциальную схему и так подобрать числа витков обмоток, чтобы компенсировать неравенство вторичных токов ТТ и установить необходимый ток срабатывания. При броске тока намагничивания БНТ насыщается постоянной составляющей тока намагничивания и ухудшает трансформацию переменной составляющей в реле. За счет применения БНТ, можно выполнить уставку по условию отстройки от броска тока намагничивания, равной 1-1,3 номинального тока трансформатора. Ток срабатывания реле рассчитываются по числу витков, обтекаемых током, исходя из того, что м.д.с. срабатывания реле равна 100А/витков.

В схеме дифотсечки отсутствуют какие-либо специальные средства для отстройки от броска тока намагничивания и выравнивания вторичных токов (см. рисунок 4.5).

Ток срабатывания дифференциальной отсечки определяют условием отстройки от броска намагничивающего тока, принимая Кн = 3 - 4 для электромеханических реле. Броски намагничивающего тока в первый момент включения трансформатора могут превышать ток срабатывания дифференциальной отсечки, выбранный с указанным коэффициентом надежности отстройки. Однако эти токи очень быстро затухают, что дает возможность отстроиться от них за счет собственного времени действия реле дифференциальной отсечки. Для этого в схеме дифференциальной отсечки применяют выходное промежуточное реле (реле KL на рисунке 4.5), которое имеет время срабатывания 0,07–0,08 с. Для измерения тока используется обычное токовое реле. При правильном подборе трансформатора тока и при такой уставке удается отстроиться и от тока небаланса без выравнивания токов плеч – второе условие выбора уставок, что и дает возможность использовать для дифотсечки простое токовое реле.

 

 

Рисунок 4.5 – Принципиальная схема дифференциальной отсечки двухобмоточного трансформатора, а – схема токовых цепей; б – схема цепей оперативного тока

 

5 Лекция. Релейная защита генераторов. Защита от многофазных коротких замыканий в обмотке статора. Защита от однофазных повреждений в обмотке статора. Защита от ненормальных режимов генератора. Защита цепей возбуждения. Расчет релейной защиты генераторов (4 часа)

 

Защита от многофазных КЗ в обмотке статора для генераторов небольшой мощности (Рг<1 МВт), работающих параллельно с другими генераторами или электрической системой в качестве защиты от многофазных коротких замыканий, предусматривается токовая отсечка без выдержки времени устанавливаемая со стороны выводов генератора к сборным шинам. Если чувствительность токовой отсечки оказывается недостаточной, то допускается устанавливать продольную дифференциальную защиту. Для одиночно работающих генераторов небольшой мощности допускается использовать максимальную токовую защиту, устанавливаемую со стороны нейтрали. При отсутствии выводов отдельных фаз со стороны нейтрали в качестве защиты от многофазных коротких замыканий можно использовать минимальную защиту напряжения. На генераторах мощностью Рг более 1 МВт основной защитой от многофазных коротких замыканий является продольная дифференциальная защита.

Ток срабатывания токовой отсечки генератора должен выбираться аналогично отсечки линии. При этом для отстройки берется ток трехфазного КЗ генератора при повреждении на шинах. Для определения коэффициента чувствительности рассматривается двухфазное короткое замыкание у места установки защиты (на шинах) в минимальном режиме работы системы. В этом случае в расчет берется ток КЗ от системы. Минимальный коэффициент чувствительности допускается Кч≥2.

Максимальная токовая защита выполняется двухфазной двухрелейной и двухфазной однорелейной аналогично максимальной токовой защите линий. Ее ток срабатывания должен удовлетворять условию аналогичному МТЗ линии, в котором принимается равным номинальному току генератора, т. е.

Iсз=Котс*Ксзп*Iг.ном/Кв              (5.1)

где Ксзп=1.5-1.7 - коэффициент самозапуска, учитывающий повышение тока при самозапуске электродвигателей после отключения внешнего короткого замыкания.

Выдержку времени защиты выбирают, как обычно, по ступенчатому принципу. Чувствительность защиты считают достаточной, если при двухфазных коротких замыканиях на выводах одиночно работающего генератора коэффициент чувствительности Кч≥1,5.

Продольная дифференциальная защита выполняется в виде двухфазной двухрелейной (см. рисунок 5.1) и трехфазной трехрелейной (см. рисунок 5.2). Недостатком защиты в двухфазном исполнении является то, что она не может отключать двойные замыкания на землю, если одно из мест повреждения находится в сети генераторного напряжения, а второе - в фазе генератора, не имеющей трансформаторов тока. В двухфазном двухрелейном виде допускается выполнять дифференциальную защиту генераторов мощностью до 30 МВт, но при наличии защиты от двойных замыканий на землю.

 

Рисунок 5.1 – Продольная дифференциальная защита генератора с реле РТ-40

 

Рисунок 5.2 – Продольная дифференциальная защита генератора с реле, включенными через промежуточные насыщающиеся трансформаторы тока

 

Для выполнения защиты используют трансформаторы тока ТАI1, ТАI2, установленные со стороны шинных выводов, и ТА II1, ТАII2 – со стороны нейтрали. Трансформаторы тока ТАI1, ТАI2 располагают у генераторного выключателя так, что в зону действия защиты входит не только обмотка статора, но и соединения генератора с выключателем. Трансформаторы тока выбирают с одинаковыми коэффициентами трансформации в связи с равенством сравниваемых первичных токов в нормальном режиме работы генератора. Защитное заземление вторичных цепей трансформаторов тока выполняется общим в одном месте у реле. В зависимости от мощности генератора в схеме защиты используют различные реле - реле прямого действия типа РТМ, реле КА1, КА2 косвенного действия типа РТ-40 (см. рисунок 5.1), реле с промежуточным насыщающимся трансформатором тока (реле КАТ типа РНТ) (см. рисунок 5.2). В ряде случаев для мощных генераторов применяют реле с торможением.

Расчет продольной дифференциальной защиты в общем случае сводится к определению тока срабатывания и коэффициента чувствительности. Ток срабатывания продольной дифференциальной защиты, как известно, должен удовлетворять условию:

Для определения Iнб.расч.мах рассматривают два режима:

1) трехфазное короткое замыкание на шинах генераторного напряжения (при t=0), при этом

2) асинхронный режим, при котором

где Iур.мах определяется, как и при выборе тока срабатывания токовой отсечки без выдержки времени.

При выборе тока срабатывания принимается большее из двух найденных значений тока небаланса. Для уменьшения Iнб трансформаторы тока подбирают с мало отличающимися характеристиками намагничивания, сопротивления плеч защиты выравнивают подбором сечения соединительных проводов, при этом последовательно с реле тока включают добавочные резисторы сопротивлением R=5-10 Ом (см. рисунок 5.1) или применяют реле типа РНТ (см. рисунок 5.2). В приведенных выражениях коэффициенты Котс = 1,3, Кодн=0,5, ε=10%. Для реле типа РТМ и реле тока с добавочным резистором коэффициент Кап=1,5-2, а для реле типа РНТ Кап=1-1,3. При этом ток срабатывании защиты не должен превышать 0,6*Iг.ном. Для генераторов мощностью до 30 МВт с косвенным охлаждением допускается выполнять защиту с током срабатывания (1,3 – 1,4)*Iг.ном. В дифференциальной защите генератора расчетные вторичные токи по концам защищаемой зоны одинаковы и необходимость в их выравнивании отпадает, поэтому в случае применения реле РНТ, имеющего рабочую (дифференциальную) и уравнительные обмотки в схеме дифференциальной защиты, уравнительные обмотки не используются. Расчет сводится к определению числа витков рабочей обмотки:

где Fср=100 А*Витков - МДС срабатывания реле.

В нулевой провод схемы защиты с реле типа РНТ в трехфазном исполнении (см. рисунок 5.2) включено реле КА4, сигнализирующее о появлении обрыва во вторичных цепях трансформаторов тока. Ток срабатывания реле принимается . Для исключения срабатывания сигнализации при внешних коротких замыканиях ее выдержка времени должна быть больше выдержки времени защиты генератора от внешних коротких замыканий. Сигнализация необходима, если при обрывах проводов дифференциальная защита не срабатывает. Это обеспечивается при  Ток срабатывания защиты, отстроенный от Iнб.расч.мах, практически всегда меньше номинального тока генератора. Однако вероятность обрывов проводов мала, поэтому специальные устройства, предотвращающие ложные срабатывания защиты, не предусматриваются. Для этой цели можно применить специальную схему включения с КАТ с использованием уравнительных обмоток.

Чувствительность продольной дифференциальной защиты проверяют при двухфазном коротком замыкании на выводах генератора. При этом ток I⁽²⁾к.мin находят для двух возможных режимов: одиночно работающего генератора, когда ток к месту повреждения идет только от генератора; включения генератора в сеть методом самосинхронизации, когда к месту повреждения ток подходит только из сети. Условию Кч≥2 должен удовлетворять меньший из двух найденных токов.

На генераторах, работающих непосредственно на шины, в качестве защиты от замыканий на землю в обмотке статора используют токовую защиту нулевой последовательности, реагирующую на токи установившегося режима. Защита подключается к трансформатору ТАZ тока нулевой последовательности (ТНП), установленному со стороны шинных выводов генератора. При повреждении в обмотке статора из сети в точку замыкания на землю направляется ток нулевой последовательности 3I^(I)_0.ЭК , который определяется емкостью всех неповрежденных элементов схемы генераторного напряжения С_0.ЭК. При внешних однофазных замыканиях на землю от генератора в сеть ток 3I^(I)_0.Г, обусловленный емкостью генератора С_0.Г. Обычно 3I^(I)_0.ЭК >3I^(I)_0.Г . Это позволяет использовать токовый принцип для выполнения селективной с достаточной чувствительностью защиты. На генераторах небольшой мощности она выполняется аналогично защите от замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью. При этом ток срабатывания защиты не должен превышать Iсз=5А. Для генераторов мощностью Рг>1 МВт для повышения чувствительности защиты применяют трансформатор тока нулевой последовательности с подмагничиванием.

При внешних многофазных коротких замыканиях в реле, подключенном к ТНП, появляется большой ток небаланса. Отстройка по току срабатывания от токов небаланса при внешних коротких замыканиях недопустимо загрубляет защиту генератора от замыканий на землю. Чтобы не загрублять защиту, ее выводят из действия защитой генератора от внешних коротких замыканий, но при этом она оказывается выведенной и при двойных замыканиях на землю. Поэтому на генераторе предусматривают защиту от двойных замыканий на землю, когда одно из них находится в сети. Она обычно объединяется с защитой от замыканий на землю в обмотке статора генератора. Получается устройство, содержащее два реле тока разной чувствительности, подключенных к одному ТНП. Принципиальная схема такой комбинирован- ной защиты от однофазных и двойных замыканий на землю с использованием ТНП с подмагничиванием ТАZТ показана на рисунке 5.3. Чувствительное реле КА1 действует на отключение с выдержкой времени t=1-2 с, создаваемой реле КТ для отстройки от переходных значений емкостного тока при внешних коротких замыканиях на землю. Реле КL1 является запрещающим: оно разрывает оперативную цепь реле КА1 при внешних коротких замыканиях. Грубое реле КА2 действует на отключение без выдержки времени.

Ток срабатывания чувствительного комплекта защиты выбирают с учетом того, что одновременно с однофазным замыканием на одном из присоединений к шинам может возникнуть двухфазное КЗ между другими фазами другого присоединения, отключаемое с выдержкой времени, большей времени действия чувствительного комплекта. Таким образом, ток срабатывания Iсз.₁ необходимо отстроить от тока, содержащего емкостной ток генератора и ток небаланса, обусловленный внешним двухфазным КЗ.

где Iс.г=3Iог=3ωСгUг.ном/√3 - установившийся емкостный ток замыкания на землю защищаемого генератора (приводится в его паспортных данных), А; Iнб₁ - ток небаланса защиты, соответствующий току срабатывания защиты от внешних многофазных коротких замыканий, А; К^/отс=2-3 и К^//отс=1,3-1,5 - коэффициенты отстройки, учитывающие соответственно броски емкостного тока в неустановившемся режиме и неточность расчета тока небаланса.

Ток срабатывания грубого комплекта защиты отстраивается от максимального тока в реле при внешних коротких замыканиях. Обычно принимают Iсз₂=100 А, что соответствует отстройке от указанного тока со значительным запасом. Рассмотрев эквивалентную схему ТНП, можно получить связь между первичным током срабатывания Iсз и током срабатывания реле:

            5.2

Подстановкой в (5.2) токов Iсз.₁ и Iсз.₂ определяются токи срабатывания реле КА1 и КА2. Достоинство рассмотренной защиты с ТНП состоит в ее высокой чувствительности; недостатки защиты - в ее сложности и наличии мертвой зоны при повреждениях у нейтрали генератора.

 

Рисунок 5.3 – Защита от замыканий на землю с ТНП, имеющем подмагничивание

 

Для выполнения защиты от внешних коротких замыканий используют токовый принцип. Для повышения чувствительности защита снабжается дополнительным пусковым органом напряжения. На генераторах малой мощности допускается устанавливать минимальную защиту напряжения. Защита отключает генератор при коротком замыкании на смежных элементах в случае их неотключения по каким-либо причинам. Она резервирует также защиты генератора от многофазных замыканий в обмотке статора. В зависимости от мощности генератора защиту выполняют по одному из следующих вариантов: максимальная токовая защита; минимальная защита напряжения; максимальная токовая защита с комбинированным пусковым органом напряжения; токовая защита обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных повреждениях.

Максимальная токовая защита устанавливается на генераторах мощностью до 1 МВт. На одиночно работающих генераторах она является также защитой от многофазных КЗ в обмотке статора.

Минимальная защита напряжения допускается на генераторах мощностью до 1 МВт, если невозможно использовать максимальную токовую защиту, например, из-за отсутствия трансформаторов тока со стороны нейтрали обмотки статора генератора. При этом она, как максимальная токовая защита, предназначается и для защиты генератора при междуфазных КЗ в обмотке статора.

Так как МТЗ практически не может отличить токи внешних коротких замыканий от токов перегрузки для генераторов мощностью более 1 до 30 МВт рекомендуется максимальная токовая защита с комбинированным пусковым органом напряжения (см. рисунок 5.4). Реле тока КА1—КА3 соединены по схеме полной звезды. Комбинированный пусковой орган напряжения состоит из минимального реле напряжения КV, включенного на междуфазное напряжение и максимального реле напряжения КVZ, которое присоединяется к фильтру напряжения обратной последовательности. Благодаря реле КVZ схема имеет повышенную чувствительность, не зависящую от группы соединения обмоток трансформатора, за которым происходит несимметричное КЗ.

 

Рисунок 5.4 – Максимальная токовая защита от внешних коротких замыканий с комбинированным пусковым органом напряжения

 

Наиболее распространенная схема защиты от симметричных перегрузок содержит одно реле тока, включенное на ток фазы и термически стойкое реле времени. Ток срабатывания защиты определяют по выражению (5.1), в котором принимают Ксзп=1, Котс=1,05 при действии защиты на сигнал и Котс= 1,1 – 1,2 при ее действии на разгрузку или отключение (гидрогенераторов). Выдержку времени принимают больше времени срабатывания защиты от внешних КЗ.

Защита от замыкания на землю в цепи возбуждения (см. рисунок 5.5) предусматривается для установки на гидрогенераторах. В схеме применяется вспомогательный источник низкого напряжения переменного тока – трансформатор TL, подключенный к шинам напряжением 220 В собственных нужд электростанции. Таким способом исключаются мертвые зоны защиты. Один вывод вторичной обмотки трансформатора TL связан с одним из полюсов цепи возбуждения через последовательно соединенные конденсатор С, предохранитель F1, контакты промежуточного реле КL и ключа управления SА, а второй вывод заземлен через обмотку реле тока КА и предохранитель F2. Заземление выполнено с помощью специальной щетки, имеющей электрический контакт с валом ротора генератора.

В нормальном режиме цепь вспомогательного источника переменного тока разомкнута. При появлении замыкания на землю (точка К) цепь переменного тока замыкается, реле КА срабатывает и защита действует на сигнал с выдержкой времени, необходимой для отстройки от кратковременных замыканий. При устойчивых замыканиях промежуточное реле КL самоудерживается и прекращает прохождение вспомогательного тока через место повреждения. Для снятия сигнала ключом SА разрывают цепь самоудерживания реле КL. Конденсатор С предотвращает прохождение постоянного тока через место повреждения, а предохранители защищают трансформатор TL при пробое конденсатора. Для выполнения защиты можно использовать также вспомогательный источник постоянного тока.

 

 

Рисунок 5.5 – Защита от замыканий на землю цепи возбуждения

 

6 Лекция. Релейная защита сборных шин. Дифференциальная защита шин. Схемы дифференциальной защиты шин. Неполная дифференциальная защита шин. Расчет релейной защиты шин (2 часа)

 

Короткие замыкания на шинах в системе электроснабжения могут возникать из-за загрязнения или повреждения шинных изоляторов, втулок выключателей и измерительных трансформаторов тока, а также при ошибочных действиях персонала с шинными разъединителями. Повреждения на шинах маловероятны. Однако, учитывая весьма тяжелые последствия, к которым эти повреждения могут привести, необходимо иметь защиту, действующую при повреждении шин.

Устройства защиты должны быстро и правильно отключать все короткие замыкания на шинах. Для этого принципиально можно использовать защиты с относительной селективностью питающих элементов, присоединенных к шинам. Однако эти защиты обычно имеют большие выдержки времени и не всегда действуют селективно. Например, когда короткие замыкания на шинах приемной подстанции, получающей питание по линии с ответвлениями, отключаются защитой линии, установленной на питающей подстанции, ответвления теряют питание. Поэтому в тех случаях, когда защита питающих элементов не обеспечивает необходимых быстродействия и селективности, предусматриваются специальные защиты шин: токовые, токовые направленные, дистанционные и дифференциальные. Наиболее часто используются дифференциальные защиты. Они обязательны для шин 110 кВ и выше, но применяются и для шин 35 кВ ответственных понизительных подстанций. Для шин напряжением 6-10 кВ защита выполняется по упрощенным схемам.

Для выполнения дифференциальной защиты используют трансформаторы тока с одинаковыми коэффициентами трансформации независимо от мощности присоединения или принимают меры по выравниванию токов плеч.

Дифференциальная токовая защита шин напряжением 35 кВ и выше электрических станций и подстанций охватывает все элементы, которые присоединены к системе или секции шин (см. рисунок 6.1). При этом число трансформаторов тока оказывается значительным и вероятность обрыва их вторичных цепей повышена. Это учитывается при выборе тока срабатывания защиты по условию  , где Iраб.мах - ток наиболее мощного присоединения. При возникновении обрыва защита автоматически с выдержкой времени выводится из действия. Для этого в обратный провод дифференциальной цепи включается реле тока, срабатывающее при обрыве вторичных цепей любого трансформатора тока, в том числе и трансформаторы тока наименее мощного трансформатора. Как и любая дифференциальная защита, дифференциальная защита шин не должна срабатывать при внешних коротких замыканиях. Поэтому при выборе тока срабатывания необходимо учесть второе условие, по которому . Часто это условие является определяющим из-за больших кратностей токов внешних КЗ и значительных апериодических составляющих (Кап≈2). Для повышения чувствительности защиты рекомендуется использовать реле типа РНТ или реле с торможением. Чувствительность защиты считается достаточной, если при КЗ на шинах Кч≥2.

 

Рисунок 6.1 – Дифференциальная защита шин

 

Особенности выполнения дифференциальных защит шин определяются схемой первичных соединений и условиями ее работы. Например, двойная система шин имеет защиту в виде одного комплекта. Если одна из систем шин рабочая, а другая - обходная. Если обе системы шин работают с фиксированным распределением присоединений, то защита выполняется в виде трех комплектов, два из которых раздельно защищают первую и вторую системы шин при обычном распределении присоединений, а третий предотвращает неправильную работу первых двух комплектов при внешних коротких замыканиях в случаях вынужденного нарушения фиксации.

Дифференциальная токовая защита шин напряжением 6 -10 кВ предусматривается на электрических станциях с генераторами мощностью более 12 МВт. При этом она выполняется по упрощенной схеме. В ее цепи тока не включаются трансформаторы тока потребителей электрической энергии. Такая защита называется неполной дифференциальной токовой. Она, по существу, является токовой защитой, включенной на геометрическую сумму токов питающих присоединений (генераторов, трансформаторов связи с системой, секционного реактора) и трансформатора собственных нужд (см. рисунок 6.2). Защита выполняется двухступенчатой. Она содержит первую и третью ступени. Первая ступень (реле КА1) - токовая отсечка без выдержки времени - является основной. Она может выполняться также в виде комбинированной отсечки по току и напряжению. Третья ступень (реле КА2 и КТ) - максимальная токовая защита - резервирует первую ступень и защиты отходящих линий Л1 и Л2, не охваченных дифференциальной защитой. При внешних коротких замыканиях на присоединениях, охваченных дифференциальной защитой, в реле проходит только ток небаланса. Однако в нормальном режиме и при КЗ на одной из отходящих линий, например, в точке К1, в защите проходит ток, равный сумме токов линий Л1 и Л2. В нормальном режиме это максимальные рабочие токи I_{РАБ.МАХ.1} и I_{РАБ.МАХ.2}, а при коротком замыкании это ток повреждения I⁽³⁾_{К.ВН.МАХ} и максимальный рабочий ток неповрежденной линии I_{РАБ.МАХ.НП.}. Эти режимы и являются расчетными при выборе параметров защиты. При этом учитывается случай, когда в результате действия УАВР вся или часть нагрузки секции II с током I_{РАБ.ДОП.} переключается на защищаемую секцию I. Для первой ступени защиты расчетным является КЗ за реактором (точка К1 на рисунке 6.2). При этом

Коэффициент Кнп. учитывает возможное увеличение тока всех неповрежденных линий. Ориентировочно принимают Кнп. = 1,2. Допускается иметь коэффициент чувствительности Кч > 1,5. Чувствительность отсечки можно повысить, если выполнить ее комбинированной по току и напряжению. В этом случае ток срабатывания отсечки выбирается с учетом:

1) отстройки от максимального рабочего тока защищаемой секции I_{РАБ.МАХ.} при подключении к ней устройством АВР нагрузки другой секции с током I_{РАБ.ДОП.}

2) отстройки от тока небаланса I_{НБ.РАСЧ.МАХ.1} и токов подпитки от асинхронных I^/ад и синхронных I^//сд электродвигателей при внешних КЗ на присоединениях охваченных дифференциальной защитой, например, в точке К2 (см. рисунок 6.2)

где К^Iотс = 1,5; К^/отс = 0,6; К^//отс = 1,2; токи I^/ад и I^//сд определяются для t=0, I_{НБ.РАСЧ.МАХ.1} обусловлен погрешностью трансформаторов тока.

Напряжение срабатывания комбинированной отсечки определяется по условию отстройки от минимального напряжения при трехфазном КЗ за реактором линии. При этом необходимо принять I⁽³⁾_К = I^Iса , тогда

где Хр - сопротивление реактора.

Ток срабатывания третьей ступени выбирают, исходя из двух условий:

1) по условию возврата реле после отключения поврежденной линии собственной защитой при КЗ за реактором

где Ксзп = 1,2 – 1,3;

2) по условию несрабатывания реле в момент переключения устройством АВР у потребителей нагрузки поврежденной секции II, отключенной собственной защитой,

где Ксзп = 2,5 – 3.

Выдержка времени защиты t^III_СЗ принимается на ступень селективности Δt больше максимального времени срабатывания t_Л.МАХ защит линий  Третья ступень является резервной для защит питаемых линий, поэтому при двухфазном КЗ за реактором линии коэффициент чувствительности должен быть К^III_Ч ≥1,2. Специальная защита шин 6 - 10 кВ подстанций обычно не предусматривается. При этом КЗ на шинах ликвидируются с выдержкой времени защитами трансформаторов от внешних коротких замыканий и защитами, установленными на секционном или шиносоединительном выключателе. Если согласовать действие этих защит с действием защит других присоединений защищаемой секции шин, то КЗ на шинах можно ликвидировать без выдержки времени. Это достигается путем косвенного сравнения контролируемых электрических величин.

Защиты питающих присоединений приходят в действие как при повреждении на шинах, так и при внешних коротких замыканиях, а защиты отходящих присоединений срабатывают только при повреждении на защищаемом присоединении. Если защиты отходящих присоединений не запускаются, а защиты питающих присоединений приходят в действие, то место короткого замыкания находится на шинах. В этом случае защиты питающих присоединений должны отключать соответствующие выключатели без выдержки времени.

При повреждении на одном из присоединений его защита запускается и не позволяет защитам питающих присоединений действовать без выдержки времени. Для получения такого согласованного действия защит требуется объединять их оперативные цепи. Кроме того, для отстройки от токов подпитки электродвигателей в защиты отходящих присоединений иногда вводят реле направления мощности, что усложняет схему.

 

Рисунок 6.2 – Неполная дифференциальная защита шин напряжением

6 - 10 кВ

 

7 Лекция. Схемы управления выключателями. Цепи трансформаторов тока и напряжения. Цепи оперативного питания и сигнализации (2 часа)

 

Операция включения выключателя, удержание его во включенном положении и отключение выполняется при помощи специального механизма, называемого приводом. Различают несколько разновидностей приводов: ручные, грузовые, пружинные, электромагнитные, электродвигательные и др.

Выключатели с ручным приводом включаются за счет мускульной силы человека. В грузовых приводах для включения выключателя используется энергия падающего груза, а в пружинных – энергия предварительно сжатых (или растянутых) пружин. Включение электромагнитных приводов производится за счет мощных электромагнитов включения. Электродвигательные привода включаются с помощью электродвигателя.

Включение выключателей производится действием привода при подаче соответствующей команды от ключа (кнопки) управления, от устройств автоматики, или по каналам телемеханики. Команда на включение большинства типов выключателей подается непосредственно на электромагнит включения.

Для отключения выключателей в качестве отключающего элемента используются электромагниты отключения, освобождающие в приводе удерживающее приспособление, а отключение выключателей происходит под действием предварительно сжатых (при операции включения) пружин. Привод должен обеспечить не только ручное или дистанционное отключение выключателя, но и автоматическое, при срабатывании релейной защиты.

Масляные выключатели чаще всего оборудуются пружинно-грузовыми, пружинными и электромагнитными приводами.

У воздушных выключателей для гашения дуги и управления подвижными элементами выключателя используется воздух, сжатый специальной компрессорной установкой. Исполнительными органами для включения и отключения выключателя служат электромагниты, управляющие пневматическими клапанами.

Для управления вакуумными выключателями, чаще всего, используются электромагнитные привода.

Перспективным является применение элегазовых выключателей, использующих в качестве изолирующей и дугогасящей среды элегаз (шестифтористую серу - SF6). Элегаз под давлением находится в герметичном сосуде. В элегазовых выключателях так же, как и в воздушных для гашения дуги и управления подвижными элементами выключателя используется сжатый элегаз, исполнительными органами для включения и отключения выключателя служат электромагниты, управляющие пневматическими клапанами.

Существует два вида управления выключателями: дистанционное и местное. Под местным понимается управление выключателем с помощью командных аппаратов, расположенных на его приводе, или в непосредственной близости от него.

Дистанционное управление выключателями осуществляется со щита управления, путем подачи на схему управления команд «Включить» или «Отключить» при помощи ключа (кнопки) управления. Щит управления может быть удален от управляемых выключателей на расстояние до нескольких сотен метров.

Контроль за положением включателя осуществляется при помощи контрольных ламп или специальных светодиодов. Включенному положению выключателя соответствует свечение красной сигнальной лампы, отключенному – зеленой.

Дистанционное управление выключателями может так же осуществляться на значительном расстоянии, с рабочего места диспетчера по каналам связи через аппаратуру телемеханики или посредством локальной сети микропроцессорных устройств РЗА.

Схема управления высоковольтного выключателя включает в себя командный аппарат (ключ управления или кнопки), реле, клеммники и вспомогательное оборудование, встроенное в привод для формирования управляющих воздействий на него, и для контроля его состояния (электромагниты включения и отключения, блок-контакты), провода и контрольные кабели.

Операция отключения большинства типов выключателей производится под действием предварительно сжатых (при включении) отключающих пружин. При поступлении отключающего импульса освобождается защелка, удерживающая привод во включенном положении, и выключатель отключается.

При включении выключателя с электромагнитным приводом недостаточная длительность включающего импульса приводит к тому, что удерживающий механизм не захватывается защелкой и включившийся выключатель отключается. Поэтому схема управления выключателя должна обеспечивать необходимую длительность управляющих импульсов.

Схемы управления выключателями должны отвечать таким общим требованиям:

1) После завершения операции включения или отключения выполняется автоматический съем управляющего импульса, поскольку электромагниты и контакторы не рассчитаны на длительное прохождение токов.

2) Обеспечивается блокировка от многократных включений и отключений выключателя (блокировка от «прыганья») при включении на короткое замыкание.

3) Для предотвращения неполного завершения или срыва операции, предусматривается подхват командных импульсов.

4) Цепи управления и сигнализации имеют защиту от коротких замыканий предохранителями или автоматическими выключателями. Предусматривается контроль исправности цепей управления и сигнализации.

5) Предусматривается непрерывный автоматический контроль исправности цепей включения и отключения выключателя, поскольку обрыв цепи может привести к отказу в срабатывании устройств релейной защиты и автоматики.

6) Обеспечивается возможность не только дистанционного управления (ключами и кнопками), управления по каналам телемеханики, но и управления автоматического (релейной защитой, автоматикой: АПВ, АВР и др.).

7) Выполняется сигнализация положения выключателя, поскольку с места управления, как правило, не видно положения выключателя.

8) Сигнализация положения при управлении оператором отличается от сигнализации при автоматическом выполнении операции.

9) Дистанционное включение и отключение выключателя посредством локальной сети не отличается от аналогичных операций, выполняемых микропроцессорным устройством РЗА.

Пример цепей управления выключателя 6-10 кВ приведен на рисунке 7.1.

 

Цепи включения выключателя                              Цепи отключения выключателя

Схема механической блокировки от «прыганья»

 

Схема световой сигнализации положения выключателя с использованием ключа управления с фиксацией предыдущего положения

Рисунок 7.1 – Схема цепей управления выключателя 6-10 кВ

 

Рисунок 7.2 – Схема включения трехфазного антирезонансного трансформатора напряжения НАМИТ – 6(10) –2.

 

На рисунке 7.2 показаны цепи переменного напряжения, питающиеся от трансформатора напряжения. Шинки напряжения обозначенные EVA, EVB и EVC являются выводами фаз, EVN – нейтраль, EVH – вывод 3Uо (относительно заземления), во вторичной цепи заземляется вывод фазы В. На рисунке 7.3 показаны цепи оперативного тока, питание осуществляется от трансформаторов напряжения ТН через блоки БПНС, трансформаторов тока ТТ через блоки БПТ, а также имеется ввод от трансформатора собственных нужд через блок БПН. Такая комбинированная схема питания является наиболее надежной для выпрямленного оперативного тока.

 

Рисунок 7.3 – Схема цепей питания подстанции выпрямленным оперативным током

 

8 Лекция. Автоматика радиальных сетей. Автоматическое повторное включение. Автоматическое включение резервного питания (1 час)

 

Все устройства АПВ должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1. Они должны находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при всех случаях аварийного отключения выключателя, кроме случаев отключения выключателя релейной защитой после включения его дежурным персоналом; не должны приходить в действие при оперативных отключениях выключателя дежурным персоналом. Схемы АПВ должны допускать возможность автоматического вывода их из действия при срабатывании тех или иных защит.

2. Устройства АПВ должны иметь минимально возможное время срабатывания t_АПВ1 для того, чтобы сократить продолжительность перерыва питания потребителей. Время срабатывания АПВ должно быть больше: времени t_Г.П. восстановления готовности привода к работе на включение; времени t_Д.С., необходимого для деионизации среды в точке повреждения; времени t_Г.В. готовности выключателя, необходимого для восстановления отключающей способности выключателя после отключения им тока КЗ.

Схема УАПВ во всех случаях должна быть выполнена так, чтобы продолжительность воздействия на включение выключателя была достаточной.

3. Автоматически с заданной выдержкой времени устройства АПВ должны возвращаться в состояние готовности к новому действию после включения в работу выключателя. При выборе выдержки времени t_АПВ2 на возврат устройства АПВ в состояние готовности к действию должны выполняться следующие требования:

– устройство не должно производить многократные включения выключателя на неустранившееся короткое замыкание, что обеспечивается при условии

где t_ЗАП – время, принимаемое равным ступени селективности защиты линии;

– устройство должно быть готовым к действию не раньше, чем это допускается по условиям работы выключателя после успешного включения его в работу устройством АПВ.

         На рисунке 8.1 показана схема однократного АПВ.

Устройства автоматического включения резервного питания (УАВР) должны удовлетворять следующим требованиям.

1. Находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при прекращении питания по любой причине и наличии нормального напряжения на другом, резервном источнике питания. Чтобы не допустить включения резервного источника на КЗ, линия рабочего источника к моменту действия УАВР должна быть отключена со стороны шин потребителей. Признаком прекращения питания является исчезновение напряжения на шинах потребителей, при снижении напряжения до определенного значения УАВР приходит в действие.

2. Иметь минимально возможное время срабатывания t_АВР1. Это необходимо для сокращения продолжительности перерыва питания потребителей. Минимальное время t_АВР1 определяется необходимостью исключить срабатывания УАВР при коротких замыканиях на элементах сети, связанных с рабочим источником питания. Эти повреждения отключаются быстродействующими защитами поврежденных элементов. При выборе выдержки времени необходимо также согласовывать действие УАВР с действием УАПВ и с действием других устройств АВР, расположенных ближе к рабочему источнику питания.

3. Обладать однократностью действия, предотвращения многократного включения на устойчивое КЗ.

4. Обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение резервного источника питания и его потребителей от поврежденной резервируемой секции шин. Для этого предусматривается ускорение защиты после АВР.

5. Не допускать опасных перегрузок оборудования при повторном автоматическом включении.

На рисунке 8.2 приведена схема АВР на шинах 6-10 кВ.

 

 

Рисунок 8.1 – Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе с использованием реле РПВ-358

 

Рисунок 8.2 – Схема устройства АВР выключателей с электромагнитными приводами

 

Список литературы 

1.     Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 11. – Энергия 1979 год.

2.     Беркович М.А, Молчанов В.В, Семенов В.А. Основы техники релейной защиты. Шестое издание, переработанное и дополненное. – Энергоатомиздат 1984 год.

3.     Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем. Релейная защита сетей. – Энергоатомиздат 1984 год.

4.     Н.В. Чернобровов, В.А. Семенов. Релейная защита энергетических систем. – Энергоатомиздат 1998 год.

5.     Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. Второе издание переработанное и дополненное. – Энергия 1976 год.

6.     Александров А.М. Обзор руководящих материалов по релейной защите РАО «ЕЭС России» за 1990-1999 год. Учебное пособие. Санкт-Петербург 2000год.

7.     Н.И. Овчаренко. Микропроцессорные комплексы релейной защиты и автоматики распределительных электрических сетей. – Москва 1999 год.

8.     Э.С. Мусаэлян. Наладка и испытания электрооборудования станций и подстанций. – Москва, «Энергия», 1979г.

9.     Е.П. Фигурнов «Релейная защита». – Киев 2004г.