Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем

МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тульский государственный университет» Факультет систем автоматического управления (ИВТС им. В.П. Грязева) Кафедра «Электроэнергетика» Ершов С.В., доцент, ктн КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ по дисциплине РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ Направление подготовки: 140400– «Электроэнергетика и электротехника» Профиль подготовки: Электроснабжение; Квалификация (степень) выпускника: 62, бакалавр Форма обучения – (очная, заочная) Тула 2012 г. Содержание Лекция 1 .................................................................................................................................... 6 1. Введение ........................................................................................................................ 6 1.1. Основные понятия и определения. ............................................................................ 6 1.2.Задачи дисциплины. .................................................................................................... 6 1.3.Краткая история развития релейной защиты и автоматики ...................................... 7 Лекция 2 .................................................................................................................................... 9 1.4. Назначение, принципы построения и классификации устройств релейной защиты и автоматики...................................................................................................................... 9 1.5. Основные требования, предъявляемые к устройствам релейной защиты и автоматики......................................................................................................................... 9 2. Основные сведения по релейной защите. .......................................................................... 10 2.1. Требования к реле защиты. ...................................................................................... 10 2.2. Принцип выполнения. .............................................................................................. 12 2.3. Конструктивные особенности и основные параметры реле тока и напряжения. .. 14 2.4. Вспомогательные реле (времени, указательные, промежуточные)........................ 15 Лекция 3 .................................................................................................................................. 19 3. Защиты от перегрузок. ........................................................................................................ 19 3.1. Максимально токовая защита с пуском по напряжению. ....................................... 19 3.2. Назначение и способы выполнения пуска по напряжению. ................................... 20 3.3. Расчет тока и напряжения срабатывания................................................................. 21 3.4. Определение чувствительности. Реле времени и промежуточное для переменного оперативного тока. .......................................................................................................... 22 Лекция 4 .................................................................................................................................. 24 4. Разновидности максимальных токовых защит. ................................................................. 24 4.1. Направленная максимальная токовая защита. ........................................................ 24 4.2. Реле направления мощности. ................................................................................... 26 4.3. Схема включения реле направления мощности и их анализ. ................................. 29 4.3.2. Ток срабатывания токовых реле ........................................................................... 31 4.4. Расчет тока и времени срабатывания....................................................................... 32 4.5. Место установки направленной МТЗ в сети. Мертвая зона. .................................. 34 Лекция 5 .................................................................................................................................. 35 5. Токовая отсечка................................................................................................................... 35 5.1. Принцип действия токовой отсечки. Основные органы, классификация схем. Характеристики токов и напряжений в ненормальных и аварийных режимах распределительных электрических сетей и основных электроприёмников . ............... 35 5.2. Расчет тока срабатывания и коэффициента чувствительности мгновенных токовых отсечек для линии с однородным питанием. Неселективная отсечка. ........... 37 5.3. Токовые отсечки с выдержкой времени. ................................................................. 37 5.4. Ступенчатые токовые защиты. Защита от замыкания на землю в сети с большим током однофазного замыкания. ...................................................................................... 39 Лекция 6 .................................................................................................................................. 40 6. Назначения и принцип выполнения. МТЗ с нулевой последовательности. ..................... 40 6.1. Принцип действия, расчет тока и времени срабатывания. ..................................... 40 6.2. Определения чувствительности. .............................................................................. 42 6.3. Токовые отсечки нулевой последовательности. Принцип действия, расчет тока и времени срабатывания. ................................................................................................... 43 2 Лекция 7 .................................................................................................................................. 47 7. Специальные защиты нулевой последовательности. ........................................................ 47 7.1. Направленные токовые защиты нулевой последовательности. ............................. 47 7.2. Включения реле мощности на составляющие нулевой последовательности. ....... 47 7.3. Ступенчатая токовая защита нулевой последовательности. .................................. 49 Лекция 8 .................................................................................................................................. 53 8. Функционирования систем релейных защит. .................................................................... 53 8.1. Электрические величины, используемые в качестве информации о состоянии защищаемого объекта, характер их изменения в нормальных режимах и при коротких замыканиях. ..................................................................................................................... 53 8.2. Общие принципы построения релейных защит и автоматики. .............................. 54 8.3. Информационная и логическая часть защиты, их функции. Реле и их разновидности. ................................................................................................................ 58 8.4. Классификация электрических реле. Основные узлы реле, выполненных на операционных компонентах. .......................................................................................... 58 Лекция 9 .................................................................................................................................. 61 9. Измерительные трансформаторы тока. .............................................................................. 61 9.1. Требования к точности трансформаторов тока и их выбор. Схемы соединения трансформаторов тока и реле, их анализ........................................................................ 61 9.2. Определение нагрузки на трансформаторов тока. Условия работы трансформаторов тока в схемах релейной защиты и автоматики, безопасность их эксплуатации. .................................................................................................................. 67 9.3. Измерительные трансформаторы напряжения. Определение нагрузки на трансформаторы напряжения. Условия работы трансформаторов напряжения в схемах релейной защиты и автоматики.......................................................................... 69 Лекция 10 ................................................................................................................................ 72 10. Релейные защиты на микропроцессорных системах. ...................................................... 72 10.1.Требования, предъявляемые к микропроцессорным системам, используемых для реализации устройств, релейной защиты и автоматики. ............................................... 72 10.2. Преимущества и недостатки устройств на микропроцессорных системах.......... 73 10.3. Структура и основные алгоритмы релейной защиты и автоматики при использовании микропроцессорной системы. Основные задачи, решаемые в релейной защите и автоматике. ...................................................................................................... 75 Лекция 11 ................................................................................................................................ 79 11. Максимальная токовая защита (МТЗ). ..................................................................... 79 11.1. Принцип действия МТЗ. Основные органы, классификация схем....................... 79 Защита линий с помощью МТЗ с независимой выдержкой времени ............................... 79 Схемы защиты ................................................................................................................. 80 11.2. Расчет тока и времени срабатывания защиты. Определение чувствительности защиты. ............................................................................................................................ 87 11.3. Защита с независимой и зависимой характеристиками времени срабатывания.. 92 Лекция 12 ................................................................................................................................ 94 12. Предотвращение замыканий на землю в системах электроснабжения........................... 94 12.1. Защита от замыкания на землю в сети с малым током однофазного замыкания.94 12.2. Назначение и принципы выполнения, основные требования, предъявляемые к защите от замыкания на землю....................................................................................... 96 12.3. Принципы выполнения селективных защит. Защиты, реагирующие на величину или направления естественного тока сети. .................................................................. 102 12.4.Трансформаторы нулевой последовательности: принцип действия и конструктивные особенности. ...................................................................................... 108 Лекция 13 .............................................................................................................................. 113 13. Дистанционная защита.................................................................................................... 113 3 13.1.Назначения и принцип действия и характеристики выдержек времени. ............ 113 13.2. Дистанционные органы, требования к ним. Схемы включения реле сопротивления. .............................................................................................................. 117 13.3. Классификация схем дистанционных защит, их структурные формулы: основные органы защиты, особенности их выполнения. ............................................ 121 Лекция 14 .............................................................................................................................. 130 14. Дифференциальная токовая продольная защита. .......................................................... 130 14.1.Назначения и принцип действия, способы выполнения. ..................................... 130 14.2.Ток небаланса. Расчет тока срабатывания, определения чувствительности....... 132 14.3. Способы уменьшения тока небаланса и повышения чувствительности. ........... 133 Лекция 15 .............................................................................................................................. 136 15. Особые конструкции релейной защиты. ........................................................................ 136 15.1. Реле с быстронасыщающимися трансформаторами типа РНТ и реле с магнитным торможением типа ДЭТ............................................................................. 136 15.2. Дифференциальная токовая продольная защита линий с проводным каналом связи ............................................................................................................................... 142 Лекция 16 .............................................................................................................................. 144 16. Токовые и направленные защиты................................................................................... 144 16.1. Направленные защиты с высокочастотной блокировкой. .................................. 144 16.2. Расчет уставок пусковых органов. ....................................................................... 146 16.3. Фильтровая направленная защита с высокочастотной блокировкой. ................ 149 Работа защиты в различных режимах. ......................................................................... 149 16.4. Дистанционная и токовая направленная защита нулевой последовательности с приставкой высокочастотной блокировки. .................................................................. 154 Работа защиты в различных режимах. ......................................................................... 155 Лекция 17 .............................................................................................................................. 161 17. Продольные защиты линий с высокочастотными каналами связи. .............................. 161 17.1. Дифференциально-фазная защита. ...................................................................... 161 17.2. Расчет уставок дифференциально-фазных защит. .............................................. 169 Лекция 18 .............................................................................................................................. 171 18. Дифференциальная токовая поперечная защита. .......................................................... 171 18.1. Направленная поперечная защита параллельных линий. ................................... 171 18.2. Выбор принципов защиты электрических сетей. ................................................ 172 18.3. Основные и резервные защиты. ........................................................................... 173 Лекция 19 .............................................................................................................................. 176 19. Классификация, назначение и выполнение устройств системной автоматики. ........... 176 19.1. Области автоматизированного управления состояниями схем питания потребителей и электроприёмников. Автоматическое включения резерва (АВР). Основные технические требования, предъявляемые к устройствам (АВР)................ 176 19.2. Основные органы, расчет и выбор параметров и схемы устройств АВР и синхронизации............................................................................................................... 177 Лекция 20 .............................................................................................................................. 181 20. Автоматическое повторное включение (АПВ). ............................................................. 181 20.1. Основные технические требования, предъявляемые к устройствам АПВ. ........ 181 20.2. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Назначение, особенности выполнения, выбор параметров и схемы устройств АЧР............................................ 181 20.3. Согласования действий устройств АЧР, АПВ и АВР. ........................................ 183 21. Виды повреждения и ненормальных режимов трансформаторов и автотрансформаторов. .......................................................................................................... 185 21.1. Защиты от внутренних повреждений и виды защит трансформаторов и автотрансформаторов.................................................................................................... 185 4 21.2. Особенности выполнения релейной защиты трансформаторов, не имеющих выключателей на стороне высшего напряжения. ........................................................ 187 Лекция 21 .............................................................................................................................. 192 22. РЗ и автоматика электродвигателей и синхронных компенсаторов. ........................... 192 22.1. Виды защит и систем автоматики электродвигателей и компенсаторов. .......... 192 22.2.Схемы выполнения и принцип работы. ................................................................ 199 23. Защита и автоматика электрических сетей напряжением до 1000 В. ........................... 201 23.1. Выключатели, предохранители до 1000В. Защита от однофазных замыканий на землю в сетях до1 кВ..................................................................................................... 201 23.2. Устройства АВР в сетях до 1 кВ. ......................................................................... 206 Лекция 22 .............................................................................................................................. 211 24. РЗиА цеховых трансформаторов. ................................................................................... 211 24.1.Противоаварийная автоматика. Защита и автоматика шин. ................................ 211 24.2. Виды защит шин и принципы выполнения защит шин. Устройства АПВ шин.213 Лекция 23 .............................................................................................................................. 215 25. Релейная защита и автоматика синхронных генераторов. ........................................... 215 25.1. Повреждения и ненормальные режимы синхронных генераторов .................... 215 25.2. Виды их защит и устройств автоматики.............................................................. 216 25.3. Автоматика и телемеханика в системах электроснабжения ............................... 220 Список использованной литературы .................................................................................... 221 5 Лекция 1 1. Введение 1.1. Основные понятия и определения. Пусковые органы – непосредственно и непрерывно контролируют состояние и режим работы защищаемого оборудования и реагируют на возникновение КЗ и нарушение нормального режима работы. Это различные реле – автоматические устройства, срабатывающие при определенном значении воздействующей на него величины. Логические органы – воспринимают команды пусковых органов и в зависимости от их сочетания, по заданной программе производят заранее предусмотренные операции. Реле также подразделяются на основные и вспомогательные. Типы основных реле: тока; напряжения; сопротивления; мощности (определяющие величину и направление (знак)). Реле бывают максимальными – действующие при возрастании контролируемой величины, и минимальными – при снижении этой величины. Специальные реле: частоты; тепловые. Типы вспомогательных реле: времени; указательные (для сигнализации); промежуточные (передающие действие основных защит на отключение выключателей). Каждое реле конструктивно можно подразделить на две части – воспринимающую и исполнительную. Воспринимающая часть представляет собой обмотку, питающуюся током или напряжением. Исполнительная часть – это механическая система, воздействующая на контакты реле, заставляя их замыкаться или размыкаться. 1.2.Задачи дисциплины. В системах электроснабжения возникают различные повреждения, под которыми подразумеваются короткие замыкания (КЗ) всевозможных видов (однофазные, междуфазные, витковые и т.д.) и ненормальные режимы. Повреждения возникают вследствие дефектов, старения и загрязнения изоляции, обрыва и схлёстывания проводов и т.д. Электрическая дуга в месте КЗ способна вызывать пережоги, оплавления и разрушения электрооборудования, отжиг контактных проводов. Разрушения оказываются 6 тем значительнее, чем больше ток в дуге и время её существования. Чтобы КЗ не вызвало большого ущерба, повреждённое электрооборудование необходимо как можно быстрее отключить. Задачами дисциплины является изучение свойств релейной защиты, ее выбора, и применения релейной защиты для обеспечения долговечности электрических установок 1.3.Краткая история развития релейной защиты и автоматики Автоматические устройства, служащие для выявления КЗ и ненормальных режимов и воздействующие в необходимых случаях на механизм отключения выключателя или на сигнал, называют релейной защитой (РЗ). Итак: релейная защита – это область автоматики, предназначенная для распознавания и локализации повреждений и ненормальных режимов в электрических сетях и системах. Сам термин «релейная защита» произошёл от слова relay (реле). Реле – это коммутатор, переключатель электрической цепи, чаще всего электромеханического исполнения. Именно этим словом и назвали устройство, сочетающее в себе катушку и контакты. В последнее время РЗ выполняются в виде микропроцессорных программируемых терминалов. Первые электрические сети защищались от коротких замыканий при помощи предохранителей, которые можно считать первым поколением защитных устройств. Главным элементом предохранителя является плавкая вставка, рассчитанная на определённый ток. При достижении тока, опасного для сети или нагрузки, плавкая вставка плавится и прерывает цепь. Предохранитель имеет следующие недостатки: - неточность (размытость) значения тока плавления плавкой вставки; - невозможность применения автоматического повторного включения (АПВ), что существенно ухудшает качество защиты сети. Реле свободно от недостатков, присущих предохранителям. Исполнение РЗ при помощи реле можно считать вторым поколением релейной защиты. Настоящую революцию не только в РЗ, но и вообще во всей автоматике произвело изобретение транзистора (1948г.). Появилась возможность конструировать электронные схемы с применением полупроводниковых приборов – диодов, транзисторов, тиристоров и.д. Появились так называемые электронные схемы РЗ. В железнодорожных устройствах РЗ широкое распространение получили схемы на транзисторах для защиты контактной сети. Внедрение аналоговых микросхем составило четвёртое поколение РЗ.На основе аналоговых микросхем построены защиты ЭПЗ-1626, ШДЭ2801, ПДЭ-2802, ПДЭ-2003 и др. 7 Развитие микропроцессорной (цифровой) электроники вызвало к жизни появление цифровых релейных защитНа основе микропроцессоров строятся программируемые защиты, которые и составляют последнее, пятое поколение РЗ. Такие РЗ имеют много дополнительных функций, удобны в эксплуатации, осуществляют самодиагностирование. Однако не лишены недостатков, основной из которых – слабая помехоустойчивость. Итак, подведём итог вышесказанному. В своём развитии РЗ прошла пять этапов: - защиты при помощи предохранителей; - защиты с использованием электромеханических реле; - защиты на основе дискретных полупроводниковых элементов; - защиты на основе аналоговых электронных микросхем; - микропроцессорные защиты. 8 Лекция 2 1.4. Назначение, принципы построения и классификации устройств релейной защиты и автоматики. По назначению релейные защиты делятся на основные и резервные. Основные РЗ обеспечивают отключение повреждений в пределах защищаемого объекта. Резервные РЗ резервируют основную РЗ в случае отказа или вывода из работы основной. По способу обеспечения селективности РЗ делятся на РЗ с абсолютной селективностью (зона действия не выходит за пределы объекта) и РЗ с относительной селективностью (зона действия выходит за пределы объекта). По принципу действия измерительных органов (реле): тока, напряжения, сопротивления, направления мощности, частоты и т.д. По элементной базе: электромеханические, электронные, микропроцессорные. При этом релейная защита делится на следующие основные виды: - токовые (токовые отсечки, максимальные токовые, максимальные токовые направленные, дифференциальные); - потенциальные (по напряжению); - дистанционные; - частотные. 1.5. Основные требования, предъявляемые к устройствам релейной защиты и автоматики. Повреждения вызывают появление значительных аварийных токов и понижение напряжения, что приводит к разрушению или нарушению нормальной работы оборудования. К таким защитам предъявляются следующие основные требования: - надёжность; - селективность (избирательность); - чувствительность; - быстродействие; - устойчивость функционирования; Надёжность. Надёжность устройств РЗ зависит от многих факторов, основные из которых следующие: -резервирование; - сложность схемы; - надёжность комплектующих элементов; - уровень эксплуатации. Рассмотрим несколько подробней вопросы резервирования РЗ. Как и любая автоматика, РЗ должна быть зарезервирована, т.е. предполагается 9 возникновение ситуаций, когда РЗ или сам выключатель на каком- либо присоединении может отказать. В этом случае функцию отключения берёт на себя резервная защита. При этом резервная защита может быть ближней (ближнее резервирование) и дальней (дальнее резервирование). При ближнем резервировании защита установлена на этом же выключателе (подстанции). Дальнее резервирование осуществляется защитами смежных участков. Итак, ближнее резервирование – это когда защита резервируется другими (дополнительными) защитами, установленными на том же выключателе. Допустим, отказала основная защита (она, как правило, самая быстрая), выключатель отключается от резервной защиты. К системе ближнего резервирования можно отнести также устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ). При отказе выключателя повреждённого участка все его защиты действуют через УРОВ на отключение выключателей смежных элементов, через которые питается место КЗ. Но если отказал сам выключатель (не оборудованный УРОВ) и все защиты, установленные на этом выключателе, не могут его отключить, то вступает в действие дальнее резервирование, когда КЗ отключается не ближними выключателем, а следующим по линии распространения тока КЗ. Естественно, что этот выключатель отключается своими защитами и с бо̀льшим временем. Преимуществом дальнего резервирования является его высокая надёжность, а недостатком – большое время действия из-за условий селективности. Чем проще схема, надёжней элементы, выше уровень эксплуатации (уровень подготовки персонала, дисциплина выполнения регламентов проверки, самодиагностика, помехоустойчивость и т.д.) РЗ, тем она надёжней в работе. 2. Основные сведения по релейной защите. 2.1. Требования к реле защиты. Селективность – способность отключать только поврежденный участок сети. Рис.1.2.1 10 Основное условие для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей. Быстродействие – главное условие для сохранения устойчивости параллельной работы генераторов. Уменьшается время снижения напряжения у потребителей, повышается эффективность АПВ, уменьшается ущерб для оборудования. Номинальное напряжение, кВ 300...500 110...220 6...10 Таблица 1.1 Время действия релейной защиты, с 0,1...0,12 0,15...0,3 1,5...3 Критерий – остаточное напряжение не менее 60 % от номинального. Кроме того, нужно учитывать и время срабатывания выключателей: где tоткл=tз+tв, (1.1) tз – время действия защиты, tв – время отключения выключателя – 0,15...0,06 с. Быстродействующей считается защита, имеющая диапазон срабатывания – 0,1...0,2 с, самые быстродействующие – 0,02...0,04 с. В ряде случаев требование быстродействия является определяющим. 11 Быстродействующие защиты могут быть и неселективными, для исправления неселективности используется АПВ. Чувствительность – для реагирования на отклонения от нормального режима. Рис. 1.2.2 Резервирование следующего участка – важное требование. Если защита по принципу своего действия не работает за пределами основной зоны, ставят специальную резервную защиту. Чувствительность защиты должна быть такой, чтобы она действовала при КЗ в конце установленной зоны действия в минимальном режиме системы. Чувствительность защиты характеризуется коэффициентом чувствительности kч I к .мин , I с.з (1.2) где Iк.мин – минимальный ток КЗ, Iс.з – ток срабатывания защиты. kч  Надежность. Защита должна безотказно работать при КЗ в пределах установленной для неё зоны и не должна ложно срабатывать в режимах, при которых её работа не предусматривается. 2.2. Принцип выполнения. Различают два способа включения реле на ток и напряжение сети. Первичные реле – включены непосредственно (рис.1.5.1). Вторичные реле – через измерительные трансформаторы тока и напряжения (рис.1.5.2). 12 Рис. 1.5.1 Рис. 1.5.2 К достоинствам вторичных реле следует отнести: их изолированность от цепей высокого напряжения; удобство обслуживания; возможность выполнения их стандартными на одни и те же токи (5 или 1 А) и напряжение (100 В). Достоинство первичных состоит в отсутствии измерительных трансформаторов тока и напряжения, источников оперативного тока и контрольного кабеля. Первичные реле широко используются в цепях низкого напряжения. Различают два способа воздействия защит на выключатель: прямой и косвенный. Прямой – защите не требуется оперативный ток, однако реле должны развивать большие усилия, поэтому не могут быть очень точными (рис.1.5.3). Косвенный – отличаются большой точностью. Проще осуществляется взаимодействие между реле. Однако для реле косвенного действия необходим источник оперативного тока (рис.1.5.4). 13 Рис. 1.5.3 Рис. 1.5.4 2.3. Конструктивные особенности и основные параметры реле тока и напряжения. Пусковые органы – непосредственно и непрерывно контролируют состояние и режим работы защищаемого оборудования и реагируют на возникновение КЗ и нарушение нормального режима работы. Это различные реле – автоматические устройства, срабатывающие при определенном значении воздействующей на него величины. Логические органы – воспринимают команды пусковых органов и в зависимости от их сочетания, по заданной программе производят заранее предусмотренные операции. Реле также подразделяются на основные и вспомогательные. Типы основных реле: тока; напряжения; сопротивления; мощности (определяющие величину и направление (знак)). 14 Реле бывают максимальными – действующие при возрастании контролируемой величины, и минимальными – при снижении этой величины. Специальные реле: частоты; тепловые. Типы вспомогательных реле: времени; указательные (для сигнализации); промежуточные (передающие действие основных защит на отключение выключателей). Каждое реле конструктивно можно подразделить на две части – воспринимающую и исполнительную. Воспринимающая часть представляет собой обмотку, питающуюся током или напряжением. Исполнительная часть – это механическая система, воздействующая на контакты реле, заставляя их замыкаться или размыкаться. 2.4. Вспомогательные реле (времени, указательные, промежуточные). Для реле, реагирующих на две величины (реле сопротивления KZ и реле направления мощности KW), на вход измерительных органов необходимо подавать электрическую величину, пропорциональную геометрической сумме (или разности) напряжения Up и тока Ip. На рис.6.1 изображена структурная схема таких реле. Рис.1.6. Структурная схема реле сопротивления. Здесь: ИС- измерительная схема; СС-схема сравнения; ЛЧ-логическая часть; РС (KZ)-реле сопротивления. 15 Измерительная схема ИС может выполняться в виде двух согласующих трансформаторов. Реле направления мощности и реле сопротивления широко используются в защитах электрических сетей высокого напряжения и контактных сетей тягового электроснабжения. На входы этих реле от трансформаторов напряжения и тока подводятся две электрические величины: соответственно Up и Ip. В зависимости от их соотношения реле KW и KZ срабатывают или не срабатывают. Условия срабатывания этих реле удобно и наглядно представлять графически. Для этой цели вводят условную величину Zp, определяемую как отношение сигналов Up и Ip: Zp= UP  e j  R  jX IP (1.1) где Zp — комплексное отношение Up к Ip (сопротивление, измеряемое реле); Rp,Xp — соответственно активная и индуктивная составляющие отношения входных сигналов Up и Ip; φр — угол между векторами Up и Ip. Характеристики и свойства подобного рода реле удобно рассматривать в комплексной плоскости сопротивлений Zp (рис. 1.6). По действительной оси этой плоскости откладывают активные, а по мнимой — реактивные составляющие. Положение вектора Zp на комплексной плоскости зависит от величин Up, Ip, φp и определяется, следовательно, режимом работы электрической системы. Рассмотрим некоторую линию с двусторонним питанием, изображенную на рис. 1.7.. На подстанции П2 имеется реле KZ, к которому через трансформаторы напряжения TV и тока ТА подводятся Up и Ip. Рис.1.7. Комплексная плоскость сопротивлений. 16 Рис. 1.8. Схема подключения реле сопротивления к сети с двухсторонним питанием. Пусть в нормальном режиме мощность в линии направлена от шин П2 к шинам ПЗ. Примем это направление мощности за положительное (сплошная стрелка на рис. 18). Совместим начало координат комплексной плоскости с местом установки реле KZ. Изобразим на ней вектор сопротивления на зажимах реле в нормальном режиме Zpн (рис. 1.9). При активно-индуктивной нагрузке угол φрn не превышает, как правило, 20-40°, однако в некоторых режимах, например, при пусках мощных двигателей, он может быть и больше. Вектор Zpn располагается в квадранте I комплексной плоскости Z. В зависимости от значения и характера нагрузки конец вектора Zpn может оказаться в любой точке области Н. При активно-емкостной нагрузке вектор Zpn может смещаться в квадрант IV. Для режима короткого замыкания в линии характерно увеличение угла φрк до 50-80°. 17 Рис. 1.9. К анализу сопротивлений, измеряемых защитой. Сопротивление на зажимах реле в этом режиме обозначим Zpk. Если КЗ происходит, например, в точке к1 (см. рис. 1.8), то направление мощности по условию положительно, поэтому вектор Zpk =ZPK1 будет находиться в квадранте I комплексной плоскости (см. рис. 1.8). В зависимости от места замыкания на участке П2—ПЗ конец вектора Zpk1 может оказаться в любой точке области K1. Если же КЗ произойдет на участке П1—П2, например, в точке к2, то направление мощности на участке, где установлена защита, изменится на противоположное (штриховая стрелка на рис. 1.9). 18 Лекция 3 3. Защиты от перегрузок. 3.1. Максимально токовая защита с пуском по напряжению. МТЗ являются основным видом РЗ для сетей с односторонним питанием. Если рассматривать МТЗ ЛЭП, то она устанавливается в начале каждой ЛЭП со стороны источника питания, когда ЛЭП имеет самостоятельную РЗ, отключаемую в случае повреждения на ней самой или на шинах питающейся от неё подстанции (ПС), и резервирующую РЗ соседней ЛЭП. (рис.7.1.). Рис. 7.1. Схема сети с односторонним питанием (а) и ступенчатый график выдержки времени (б). Принцип обеспечения селективности достигается специальным выбором уставок реле времени на каждой из защит АК1, АК2, АК3 по ступенчатому принципу. При КЗ в какой – либо точке сети, например, в точке К1 (рис 7.1), ток КЗ проходит по всем участкам сети, расположенным между источником питания и местом повреждения, в результате чего приходят в действие все РЗ (АК1, АК2, АК3). Однако, по условию селективности, сработать на отключение должна только АК3, установленная на повреждённом участке ЛЭП. Для обеспечения указанной селективности МТЗ выполняются с выдержками времени, нарастающими от потребителей к источнику питания. При соблюдении этого принципа в случае КЗ в точке К1 раньше других сработает АК3 и отключит повреждённую ЛЭП. Защиты АК1, АК2, имеющие большие выдержки времени, не сработают на отключение. 19 Соответственно при КЗ в точке К2 быстрее всех сработает АК2, а АК1, имеющая большую выдержку времени, не успеет сработать. Разновидности МТЗ. МТЗ выполняются на электромеханических и статических (электронных) реле по трёх- и двухфазным схемам. По способу питания оперативных цепей МТЗ делятся на защиты с постоянным и переменным оперативным током. По характеру зависимости времени действия от тока МТЗ подразделяются защиты с независимой, зависимой и ограниченнозависимой характеристиками. 3.2. Назначение и способы выполнения пуска по напряжению. В сетях с двухстороннем питанием и в кольцевых сетях «простая» МТЗ не обеспечивает принцип селективности. В этих случаях применяют направленную МТЗ (рис.7.4). Дополнительным элементом здесь является реле направления мощности KW. Его токовая обмотка включается последовательно с обмоткой реле тока КА, обмотка напряжения подключается к трансформатору напряжения TV. Поскольку контакты реле КА и KW включены последовательно, защита срабатывает только при одновременном замыкании контактов КА и КW. Таким образом, данная защита реагирует не только на величину тока, но и на направление мощности. Для защиты высоковольтных сетей реле мощности должно действовать при направлении мощности КЗ от шин в линию. Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (рис.7.4), оборудованной направленной МТЗ, изображённой ниже на рис.7.5. Здесь направления мощности, при которых срабатывают реле мощности KW на каждом выключателе обозначены стрелками. Защиты выключателей Q2, Q4, Q6 (выдержки времени T2, T4,T6) реагируют на токи, протекающие через них от источника питания ЭС1, защиты на Q3, Q5, Q7 (выдержки времени Т3, Т5, Т7) на токи, протекающие через них от источника питания ЭС2. Принцип определения выдержек времени как для «простой» МТЗ: по встречно-ступенчатому принципу (с увеличением времени срабатывания по мере приближения к источнику питания). 20 При КЗ в точке К могут сработать защиты только на Q2, Q4, Q5, Q7, поскольку направление мощности для них, при которых они могут сработать (короткие стрелки), совпадают с действительным направлением S1, S2 мощности КЗ (длинные стрелки). При этом наименьшую выдержку имеют Q4 и Q5, как наиболее удалённые от своих источников питания, и при КЗ в точке К они отключат средний участок с соблюдением условия селективности. Рис. 3.1. Схема линии с двухсторонним питанием и принцип встречноступенчатого распределения выдержек времени. Направленная МТЗ трёхфазных линий устанавливаются в двух или трёх фазах, при этом реле направления мощности включается по 90градусной схеме (катушка тока включается на фазный ток, катушка напряжения – на междуфазное напряжение двух других фаз). Данная защита имеет и недостаток: вблизи места установки напряжение существенно падает и реле направления мощности может не сработать из-за т.н. «мёртвой зоны». Если эту защиту дополнить ТО, то «мёртвую зону» можно исключить. 3.3. Расчет тока и напряжения срабатывания. 1. Одноступенчатая МТЗ без асинхронной нагрузки. Ic.з.= Кн Iр.макс.- ток срабатывния защиты, (3.1) 21 где Кн.- коэффициент надёжности (1,15-1,25), Iр.макс.- максимальный рабочий ток защищаемого присоединения. 2. Многоступенчатая МТЗ без асинхронной нагрузки. Iс.з.  Кн  Ip. max . ., Кв (3.2) где Кв- коэффициент возврата реле ( для электромеханических реле 0,8-0,85;статических-0,9). 3. Многоступенчатая МТЗ с асинхронной нагрузкой. Icp  Кн  Ксзп , Кв (3.3) Ксзп – коэффициент самозапуска . Его величина зависит от удельного веса асинхронной нагрузки во всей нагрузке присоединения ( Ксзп = 1,1-1,4). где 3.4. Определение чувствительности. Реле времени и промежуточное для переменного оперативного тока. Для обеспечения селективности выдержки времени МТЗ выбираются по ступенчатому принципу (см. рис. 4.2.1). Разница между временем действия защит двух смежных участков называется ступенью времени (ступенью селективности): t=t2–t1. (3.7) Ступень времени t должна быть такой, чтобы при КЗ на линии w2, МТЗ II (см. рис. 4.2.1) не успевала сработать. Определение ступени селективности t При КЗ в точке К защита I работает в течение времени tзI=tввI+tпI+tвI, (3.8) где tввI – выдержка времени защиты I; tпI – погрешность в сторону замедления реле времени защиты I; tвI – время отключения выключателя Q1. 22 Условие несрабатывания защиты II при КЗ на линии w2 tввII>tввI+tпI+tвI. (3.9) Выдержка времени защиты II может быть определена как tввII=tввI+tпI+tвI+tпII+tзап, (3.10) где tпII – погрешность в сторону снижения выдержки времени защиты II; tзап – время запаса. Таким образом, минимальная ступень времени t может быть вычислена как t=tввII – tввI=tпI+tвI+tпII+tзап. (4.11) По формуле (4.11) определяется ступень времени для защит с независимой характеристикой времени срабатывания от тока. Рекомендуется принимать t =0,35...0,6 с. В курсовой работе следует принимать t =0,5 с. Выбор времени действия защит Для МТЗ с независимой выдержкой времени выдержка времени защит вычисляется по формуле (4.12), расчет начинается от МТЗ, установленных у потребителей электроэнергии (см. рис. 4.2.11): tвв(n)= tвв(n–1)+ t. (4.12) Рис. 3.2 t1=0; t2=0,5с; t3=1с; t4=1,5с; t5=2с. 23 Лекция 4 4. Разновидности максимальных токовых защит. 4.1. Направленная максимальная токовая защита. В сетях с двухстороннем питанием и в кольцевых сетях «простая» МТЗ не обеспечивает принцип селективности. В этих случаях применяют направленную МТЗ (рис.4.4). Дополнительным элементом здесь является реле направления мощности KW. Его токовая обмотка включается последовательно с обмоткой реле тока КА, обмотка напряжения подключается к трансформатору напряжения TV. Поскольку контакты реле КА и KW включены последовательно, защита срабатывает только при одновременном замыкании контактов КА и КW. Таким образом, данная защита реагирует не только на величину тока, но и на направление мощности. Для защиты высоковольтных сетей реле мощности должно действовать при направлении мощности КЗ от шин в линию. Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (рис.4.4), оборудованной направленной МТЗ, изображённой ниже на рис.4.5. Здесь направления мощности, при которых срабатывают реле мощности KW на каждом выключателе обозначены стрелками. Защиты выключателей Q2, Q4, Q6 (выдержки времени T2, T4,T6) реагируют на токи, протекающие через них от источника питания ЭС1, защиты на Q3, Q5, Q7 (выдержки времени Т3, Т5, Т7) на токи, протекающие через них от источника питания ЭС2. Принцип определения выдержек времени как для «простой» МТЗ: по встречно-ступенчатому принципу (с увеличением времени срабатывания по мере приближения к источнику питания). При КЗ в точке К могут сработать защиты только на Q2, Q4, Q5, Q7, поскольку направление мощности для них, при которых они могут сработать (короткие стрелки), совпадают с действительным направлением S1, S2 мощности КЗ (длинные стрелки). При этом наименьшую выдержку имеют Q4 и Q5, как наиболее удалённые от своих источников питания, и при КЗ в точке К они отключат средний участок с соблюдением условия селективности. 24 Рис. 4.1. Схема линии с двухсторонним питанием и принцип встречноступенчатого распределения выдержек времени. Направленная МТЗ трёхфазных линий устанавливаются в двух или трёх фазах, при этом реле направления мощности включается по 90градусной схеме (катушка тока включается на фазный ток, катушка напряжения – на междуфазное напряжение двух других фаз). Данная защита имеет и недостаток: вблизи места установки напряжение существенно падает и реле направления мощности может не сработать из-за т.н. «мёртвой зоны». Если эту защиту дополнить ТО, то «мёртвую зону» можно исключить. На рис.4.2. представлена схема направленной МТЗ, где дополнительным элементом является реле направления мощности KW. 25 Рис.4.2. Схема направленной МТЗ. Поскольку контакты реле КА и KW включены последовательно, защита срабатывает только при одновременном замыкании контактов обоих реле (защита реагирует не только на величину тока, но и на направление (фазу) тока. При этом реле направления мощности срабатывает при направлении мощности КЗ от шин в линию. 4.2. Реле направления мощности. В технике релейной защиты, в т.ч. и защитах тяговой сети переменного тока, наибольшее распространение получили реле полного сопротивления. Различают две разновидности реле полного сопротивления: ненаправленные (поведение реле зависит только от сопротивления Z и не зависит от сдвига φ между током и напряжением) и направленные (поведение реле зависит от сопротивления Z и от угла сдвига фаз φ). При применении направленных реле сопротивления можно не применять реле направления мощности. На рис.4.3. представлена характеристика другого вида реле: ненаправленного реле сопротивления. 26 Рис. 4.3. Ненаправленное реле сопротивления. Для защиты тяговых сетей железных дорог однофазного тока в России применяется преимущественно направленные реле полного сопротивления (за рубежом применяются также и реле активного или индуктивного сопротивления). 6.2. Типы схем сравнения двух электрических величин. В схемах сравнения могут сравниваться: - абсолютные значения подведённых величин; - фазы подведённых величин; - абсолютные значения величин и их фазы (одновременно). а) сравнение абсолютных значений подведённых величин. При сравнении абсолютных значений величин условие срабатывания определяется по условию: (4.4) / U1/ / U 2 /  0 Схема сравнения входных величин по фазе применяется для периодических сигналов, имеющих одинаковую частоту и имеет вид: f1 ≤Y1+Y2 ≥ f2 (4.5) где, f1, f2 - заданные постоянные углы; Y1 +Y2 - фазовый угол между входными сигналами U1 и U2. Существуют различные типа схем сравнения: - с применением согласующих трансформаторов; - дифференциально- выпрямительные; -демодуляторные (фазочувствительные выпрямители, фазоповоротные схемы); - дифференциально- демодуляторные; -времяимпульсные; -импульсные. 27 На рис. 4.5 приведена измерительная схема сравнения с применением согласующих промежуточных трансформаторов. На рис.4.7. приведена дифференциально – выпрямительная схема сравнения абсолютных значений величин. Рис.4.5. Схема сравнения на промежуточных трансформаторах. 28 Рис. 4.6. Схемы сравнения абсолютных значений входных величин: а) структурная схема; б) схема с циркуляцией токов; в) схема, реагирующая на равновесные напряжения. 4.3. Схема включения реле направления мощности и их анализ. Для повышения чувствительности МТЗ при КЗ и улучшения отстройки её от токов нагрузки применяется пуск при помощи реле минимального напряжения. 29 Рис. 4.3.1 Рис. 4.7 30 Защита может действовать на отключение только при условии срабатывания реле напряжения. При перегрузках ток возрастает, но защита не действует, даже если токовые реле КА приходят в действие. При КЗ напряжение на шинах подстанции снижается, реле минимального напряжения срабатывают, разрешая защите действовать на отключение. Для надежной работы блокировки при 2 – фазных КЗ устанавливаются 3 реле напряжения KV, подключаемые на линейные напряжения. В этом случае при двухфазном КЗ, например ВС, напряжение UВС будет равным нулю и реле KV2 замкнет свои контакты, разрешая защите действовать на отключение. Однако при такой схеме включения реле плохо реагируют на однофазные КЗ. Поэтому в сетях с заземленной нейтралью предусматривается дополнительное реле KV0, реагирующие на напряжение нулевой последовательности, появляющиеся при замыканиях на землю. В сети с изолированной нейтралью реле KV0 не устанавливается, так как защита должна действовать только при междуфазных КЗ. При обрыве цепей напряжения реле KV замыкают свои контакты и защита лишается блокировки, поэтому комплект защиты должен оснащаться устройствами контроля цепей напряжения, либо сигнализировать оперативному персоналу о снятии блокировки. 4.3.2. Ток срабатывания токовых реле Ток срабатывания токовых реле отстраивается не от максимальной нагрузки линии, а от длительной нормальной нагрузки Iн.норм в 1,5...2 раза меньшей максимальной: I с .з  где kн I н.норм , k воз kн – коэффициент надежности. (4.13) Чувствительность защиты существенно повышается. 31 4.4. Расчет тока и времени срабатывания. По условию селективности защита АК1 не должна срабатывать при КЗ за шинами ТП Б (эти повреждения отключаются защитой АК2). Поэтому зону защиты АК1 ограничивают расстоянием от ТП А до ТП Б. Выбирая точку КЗ1 на шинах ТП Б, находят наибольший ток КЗ в режиме максимума энергосистемы Iк max. Ток срабатывания защиты Iсз при этом должен быть больше максимального тока Ik.max., проходящего через неё при КЗ в конце участка и равен: 32 Iсз ≥ Кз•Iк.max, (4.14) где Кз = 1,2-1,3 (для РТ-40) и 1,5,-1,6 (для реле РТ-80). Поскольку Кз>1, то зона действия (Lз) ТО АК1 оказывается меньше расстояния между ТП А и ТП Б. Чувствительность защиты определяется по выражению: Кч  Ip. min . ≥1,2, Icp (4.15) где Iр.min.- ток, проходящий через защиту при двухфазном КЗ вблизи места установки в минимальном режиме энергосистемы. ТО может применяться и в линиях с двухсторонним питанием. Достоинство ТО: простота и быстродействие, а недостаток - наличие «мёртвой зоны» вблизи ТП Б. Для исключения мёртвой зоны ТО АК1 можно выполнить в виде двух отсечек, одна из которых не имеет выдержку времени (выбирается по условию (7.4). Вторая имеет выдержку времени, но с меньшим Iсз. В этом случае повреждения в более удалённых точках (за шинами ТП Б, в точке К2) 33 будут отключаться с выдержкой времени, а повреждения в зоне – без выдержки времени. Возможно также сочетание ТО и МТЗ. 4.5. Место установки направленной МТЗ в сети. Мертвая зона. Достоинством МТЗ является её простота, надёжность и небольшая стоимость. МТЗ обеспечивает селективность в радиальных сетях с одностороннем питанием. К недостаткам МТЗ относятся большие выдержки времени, недостаточная чувствительность при КЗ в разветвленных сетях и т.д. При этом в связи с выбором выдержек времени по ступенчатому принципу могут быть недопустимо большие времена отключения вблизи источника питания. Основное её применение в сетях до 10кВ. Направленные МТЗ имеют преимущества перед «простыми» МТЗ и применяются в кольцевых сетях до 35кВ с одним источником питания. Совместное действие токовой защиты с устройствами автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического включение резерва (АВР). АПВ позволяет осуществить ускорение действия защит с относительной селективностью. При этом первую ступень защиты (токовую отсечку) МТЗ выполняют так, чтобы она охватывала (при наличии АПВ) бо̀̀льшую часть линии (часто с нарушением селективности защиты). При этом излишнее срабатывание исправляется работой быстродействующей АПВ. Всё это ускоряет действие защиты. Сочетание неселективной ТО (работающей только с АПВ) с МТЗ называется токовой защитой с ускорением до АПВ. При другом сочетании работы (ТО и МТЗ) ТО выводится из работы, повреждённая линия отключается селективно МТЗ и включается повторно устройством АПВ, вводится ТО и отключает линию, если повреждение не устранено. Такое сочетание работы ТО и МТЗ называется токовой защитой с ускорением после АПВ. Иногда при отсутствии ТО ускорение достигается автоматическим выводом из действия реле времени МТЗ. При наличии устройств автоматического включения резерва (АВР) повреждённый участок линии подключается к резервному источнику питания, тогда МТЗ (с ускорением после АВР) его отключит. 34 Лекция 5 5. Токовая отсечка. 5.1. Принцип действия токовой отсечки. Основные органы, классификация схем. Характеристики токов и напряжений в ненормальных и аварийных режимах распределительных электрических сетей и основных электроприёмников . Одним из признаков появления КЗ, является увеличение тока в линии. Токовые защиты приходят в действие, при увеличении тока в фазах линии сверх определенного значения, в качестве реле реагирующих на возрастание тока служат максимальные токовые реле. Токовые защиты подразделяются на максимальные токовые защиты (МТЗ) и токовые отсечки. Главное различие между этими защитами заключается в способе обеспечения селективности. Селективность действия МТЗ достигается с помощью выдержки времени, токовых отсечек – выбором тока срабатывания. ЗАЩИТА ЛЭП С ПОМОЩЬЮ МТЗ МТЗ являются основным видом защит для сетей с односторонним питанием, при этом защита устанавливается вначале каждой линии со стороны источника питания (радиальная сеть с односторонним питанием). В нормальном режиме работы сети ни одна из защит не должна срабатывать, для этого ток срабатывания защиты Iс.з, принимается больше, чем ток проходящий по защищаемому участку. Под током Iс.з, понимают минимальный первичный ток защищаемого элемента, при котором защита срабатывает, ток проходящий при этом по обмотке реле называется током срабатывания реле Iс.р. При КЗ, например, в точке К1, ток КЗ проходит по всем участкам сети, расположенным между источником питания и местом повреждения, таким образом приходят в действие все защиты однако по условиям селективности должна сработать на отключение только 3 защита. Для обеспечения такой селективности МТЗ, выполняются с выдержками времени нарастающими от потребителя к источнику питания. Соответственно при КЗ в точке К2, быстрее всех срабатывает защита 2, а защита 1, имеющая большее время, не подействует. Рассмотренный принцип подбора выдержек времени называются ступенчатым. + + 1 G + 2 1 3 2 t* 3 К2 К1  t t1 М t2  t t3 Рис. 2.1. Согласование характеристик максимальных токовых L* 35 Каждая из трех защит на рис. 2.1 действует на отключение соответствующей линии, при повреждении на ней или на линиях противоположной подстанции. МТЗ могут выполняться с выдержками времени, не зависящими от тока в защищаемом участке (кривая 1 рис. 2.2), такие защиты при повреждении в любой точке защищаемого участка действуют с постоянной не зависимой от тока выдержкой времени. В таких защитах выдержка времени, создается специальным реле времени (защита с независимой характеристикой времени Рис. 2.2. Характеристики выдержек срабатывания). Также МТЗ могут времени МТЗ выполняться с выдержками времени, зависящими от величины тока в защищаемом участке, то есть по мере увеличения тока время срабатывания уменьшается кривая (2, рис.2.2). Такой характер выдержек времени имеет МТЗ, выполненная, например: индукционным реле тока или плавкими предохранителями – защита с зависимой или с ограниченно зависимой характеристикой времени срабатывания. На рис. 2.2 t1 и t2 – времена действия двух смежных защит (1 и 2), разность t  t1  t 2 - называется ступенью времени или ступенью селективности. Величина t , должна быть такой, чтобы при КЗ на каком ни будь участке сети (например, в точке К2) защита предыдущего участка (т.е. защита 1), не успевала сработать. Для защит с независимой характеристикой t выбирается согласно следующего выражения: t  t п ( 2)  t в ( 2)  t п (1)  t зап , (2.1) где t п( 2) , t п (1) - погрешности в сторону замедления реле времени защит 2 и 1; tв(2) - время отключения выключателя 2, с момента подачи импульса в катушку отключения до разрыва тока КЗ контактами выключателя; t зап запас по времени. Защиты с зависимой характеристикой, выполненные с использованием индукционных реле, могут продолжать работать по инерции после отключения тока КЗ, поэтому ступень времени t у таких защит должна быть увеличена на время инерционной ошибки реле tи, т.е. t  t п( 2)  t в ( 2)  t п (1)  t зап  t и (1) . (2.2) Выдержка времени для защиты 1, с независимой характеристикой определяется исходя из t и t2, т.е. t1=t2+ t . (2.3) 36 Выдержки времени защит с зависимой характеристикой также должны удовлетворять условию (2.3), но поскольку время действия этих реле зависит от тока, то необходимо задавать пределы тока, при которых это условие должно выполняться. Так, защита 1 должна иметь время на ступень t больше защиты 2(рис. 2.1), при всех КЗ в пределах зоны совместного действия защит 1 и 2 (т.е. на участке линии от 2 до 3 выключателей). Если при КЗ в точке К2 (начало зоны защиты 2) ток КЗ проходящий через защиты 1 и 2, равен Iк2max, то при всех КЗ за точкой К2, т.е. в зоне работы защиты 2, токи КЗ будут Рис. 2.3. Согласование выдержек меньше. Следовательно, условие времени защит с зависимыми селективности должно выполняться при токе Iк2max и всех токах меньше его. В случае КЗ на участке между выключателями 1 и 2, (ток КЗ больше Iк2max) время действия защиты 1, не должно согласовываться с защитой 2 и может быть сколь угодно малым. Иллюстрация выбора выдержек времени защит с зависимыми характеристиками приведена на рис. 2.3. 5.2. Расчет тока срабатывания и коэффициента чувствительности мгновенных токовых отсечек для линии с однородным питанием. Неселективная отсечка. После выбора I с.з по условию отстройки от токов нагрузки (то есть соблюдения второго требования), необходимо проверить Iс.з по условию чувствительности защиты, т.е. на соблюдение первого требования. Проверка ведется по минимальному значению тока КЗ Iк.з.min при повреждении в конце зоны защиты. Чувствительность характеризуется коэффициентом чувствительности Кч  I к.з. min . I с .з (2.9) Зона действия МТЗ должна охватывать защищаемую линию и следующий второй участок. При этом, для защищаемой линии Кч≥1,5, а на резервируемом участке Кч≥1,2. 5.3. Токовые отсечки с выдержкой времени. Отсечка, является разновидностью токовой защиты, позволяющей обеспечить быстрое отключение КЗ. Отсечки подразделяются на отсечки мгновенного действия (время срабатывания 0,02 с – без промежуточного 37 реле и 0,04-0,06 с с промежуточным реле), и отсечки с выдержкой времени (время срабатывания 0,2÷0,6 с). ОТСЕЧКА НА ЛИНИИ С ОДНОСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ Селективное действие токовой отсечки достигается тем, что ее ток срабатывания принимается больше тока КЗ, проходящего через защиту при повреждении вне защищаемого элемента. При этом действие защиты при повреждении на защищаемом участке обеспечивается благодаря тому, что ток КЗ в сети увеличивается по мере приближения места КЗ к источнику питания (см. рис. 2.6). Причем кривая изменения тока КЗ будет иметь различную крутизну в зависимости от режима работы системы и вида КЗ (на рис. 2.6 кривые 1 и 2 соответственно для максимального и минимального режимов работы). Ток Iс.з, выбирается больше максимального тока протекающего по защищаемой линии АБ при внешнем КЗ (в данном случае в точке К). Для схем включения реле на полные токи фаз расчетным обычно являются трех фазные КЗ в максимальном режиме, тогда Iс. з  К зап  I(к3.з) .вн.мах . (2.10) Ток срабатывания реле соответственно: (2.11) Коэффициент запаса К зап , определяется погрешностью в расчете тока КЗ; погрешностью реле; и наличием апериодической составляющей в полном токе КЗ. Для электромагнитных реле типа РТ-40, при наличии промежуточного реле Кзап=1,2÷1,3. В отсечках с индукционным реле типа РТ-80 Кзап=1,5÷1,6, а для отсечек с реле прямого действия типа РТМ Кзап=1,8÷2. I с.р  I с.з  К сх / n т Рис. 2.6. Принцип действия токовой отсечки на линии с односторонним питанием Исходя из рис.2.6 следует, что отсечка будет срабатывать на участках lотс (максимальный режим) или на участке l′отс (минимальный режим), lотс и l′отс – являются зонами, защищаемыми отсечкой, т.е. отсечка защищает не 38 всю линию (l), а только некоторою ее часть. Таким образом токовую отсечку нельзя использовать в качестве единственном или основной. Согласно ПУЭ рекомендуется использовать отсечку, если ее зона действия охватывает не менее 20 %. ЛЭП. Однако в некоторых случаях, при питании одиночного трансформатора, с помощью токовой отсечки можно защитить всю линию, если допустить ее срабатывание при повреждении в трансформаторе. Ток Iс.з при этом выбирается по максимальному току КЗ за трансформатором. 5.4. Ступенчатые токовые защиты. Защита от замыкания на землю в сети с большим током однофазного замыкания. Рис. 2.7 Принцип действия токовой отсечки на линии с В отличие от МТЗ отсечки могут использоваться на линиях с двухсторонним питанием (рис.2.7), IA и IB – законы изменения токов КЗ вдоль линии АВ, соответственно от генераторов А и В. Защиты не должны действовать за пределами защищаемой линии (т.е. в точках КА и КВ). Исходя из этого выбирается ток срабатывания защит А и Б, причем I с.з  I с.з.А  I с.з.В , величина I с.з , выбирается по большему току КЗ в точках КА или КБ ( в нашем случае Iк.з.А>Iк.з.В), тогда с учетом коэффициента запаса, Кзап, т.е. (2.12) При наличии двухстороннего питания возможны случаи качаний генераторов станции А относительно В (или наоборот) и выхода их из синхронизма, при этом по линии АВ могут протекать значительные уравнительные токи. Отсечки при этом не должны действовать. Для этого, при выборе I с.з , помимо соблюдения условия (2.12), необходимо еще соблюдать следующее условие: Iс.з  К зап  I ур .мах , (2.13) где I ур.мах  2Е / Х АВ - максимальное значение уравнительного тока, где Е – ЭДС генераторов; ХАВ – суммарное сопротивление ЛЭП от генераторов А до генераторов В. Ток срабатывания выбирается большим из двух значений полученных по условиям (2.12, 2.13). На рис. 2.7 lотс.А, lотс.В – соответственно зоны действия отсечек А и В, l0 – зона, защищаемая обеими отсечками. I с.з. А  I с. з.В  К зап  I к.з.А 39 Лекция 6 6. Назначения и принцип выполнения. МТЗ с нулевой последовательности. 6.1. Принцип действия, расчет тока и времени срабатывания. Защита рис.6.1 состоит из пускового токового реле 1 и реле времени 2. Токовое реле включено на фильтр тока нулевой последовательности. Реле времени создает выдержку времени, необходимую по условию селективности. Ток протекающий по реле 1 равен сумме вторичных токов 3-х фаз; т.е. I  I b  I c 3I 0 I p  Ia  Ib  Ic  a  . (6.1) nT nT При междуфазных КЗ (без земли), также при нагрузке и качаниях, защита нулевой последовательности не действует, т.к. в этих режимах I а  I b  I c  0 . Важным преимуществом данной защиты является то, что она не реагирует на нагрузку, потому ее не требуется отстраивать от токов нормального режима и перегрузок, что обеспечивает высокую чувствительность этой защиты, по сравнению с защитными реагирующими на фазные токи. В режиме когда имеет место баланс первичных токов I  I  I  0 , сумма вторичных токов I  I  I  0 , то есть в реле тока a b c a b c появляется остаточный ток - ток небаланса Iн.б., который может вызвать несвоевременное срабатывание защиты, при отсутствии тока I0. Таким образом, действительный ток реле определяется выражением: Ip  3I 0   I н.б . nT (6.2) Ток небаланса равен геометрической сумме намагничивающих токов трансформаторов тока. Сумма намагничивающих токов обычно не равна нулю, так как токи намагничивания имеют несинусоидальную форму и различаются по величине и фазе вследствие нелинейности и неидентичности характеристик намагничивания и неравенства в величине вторичных нагрузок трансформатора тока различных фаз. Значение тока Iн.б. мах. максимально в нулевом проводе звезды трансформатора тока при токе 3-х 40 фазного КЗ обусловленного повреждением в начале следующего участка (например для защиты 02 в точке К2- рис. 2.14). G 1 01 Т1 2 02 3 03 К2 t* 4 Т2 К4 К3 t1 t2 t 01 t02 t03 t3 t 4 L* Рис. 6.1. Радиальная сеть с односторонним питанием и характеристики выдержек времени МТЗ нулевой последовательности и МТЗ защиты от междуфазных КЗ Время действия защиты определяется по ступенчатому принципу. В качестве примера на рис. 2.14 показана радиальная сеть, где 1Т имеет заземленную точку, при этом токи нулевой последовательности будут протекать по поврежденной линии и замыкаться через заземленную нейтраль и точку КЗ только при повреждении на землю на участке между обмотками трансформаторов соединенных в звезду. При КЗ вне этого участка (например в т. К4) токи нулевой последовательности отсутствуют, следовательно защита нулевой последовательности 0З может выполняться без выдержки времени (т.е. tоз≈0), а время действия защит 02 и 01 нарастает по ступенчатому принципу. Данная сеть помимо защит нулевой последовательности защищается защитами от межфазных КЗ (1,2,3,4времена срабатывания: t1, t2, t3, t4). Из анализа этих характеристик видно, что защиту нулевой последовательности можно выполнить более быстро действующей, чем защиту включенную на фазные токи, что объясняется различных характером протекания полных фазных токов и токов нулевой последовательности. Ток срабатывания реле защит нулевой последовательности Iс.р выбирается из условия отстройки от тока небаланса, в частности от максимального его значения Iн.б.мах (как было отмечено ранее отстраивать Iс.р. от токов нормального режима и перегрузок нет необходимости), то есть I с.р  К зап  I н.б.мах , (6.3) где Кзап.=1,25 – учитывает погрешность и необходимый запас. Чувствительность защиты. Коэффициент чувствительности определяется выражением: К ч  3I 0 min / I с.з (6.4) где I0 min – минимальный ток нулевой последовательности при однофазном или 2-х фазном замыкании на землю в конце второго участка. Надежность считается достаточной если Кч≥1,5. Чувствительность защиты может быть повышена (то есть уменьшен Iс.р.), если например для защиты ОЗ принять, что tоз>t4, в итоге внешние междуфазные К.З. будут отключаться 4 защитой, таким образом, для защиты (ОЗ) ток небаланса Iн.б.мах., обусловленный внешними трех фазными КЗ будет 41 отсутствовать следовательно Iс.р. можно выбирать по току небаланса в нормальном режиме, который значительно меньше Iн.б.мах.. Однако при этом необходимо учитывать коэффициент возврата, для возврата реле (ОЗ) в исходное состояние после отключения внешнего К.З. защитой 4, таким образом: I с. р.  К зап.  I н.б.норм. / К в. (6.5) Ток Iн.б.норм находят методом измерения и его величины в зависимости от класса трансформатора колеблется от 0,01 до 0,1 А. Токовые направленные защиты нулевой последовательности, используют в сетях с заземленными нулевыми точками, расположенными с обеих сторон рассматриваемого участка, селективность их действия обеспечивается реле направления мощности. Выдержки времени на защитах действующих при одном направлении мощности, подбираются согласно известного ступенчатого принципа. Отсечки нулевой последовательности, применяются в сетях с глухозаземленной нейтралью для ускорения отключения КЗ на землю, реагирующие на ток нулевой последовательности. Принцип действия их такой же как у отсечек реагирующих на фазный ток. Отсечки нулевой последовательности выполняются простыми токовыми и направленными, мгновенными и с выдержкой времени. 6.2. Определения чувствительности. Чувствительность защиты. Коэффициент чувствительности определяется выражением: К ч  3I 0 min / I с.з (6.6) где I0 min – минимальный ток нулевой последовательности при однофазном или 2-х фазном замыкании на землю в конце второго участка. Надежность считается достаточной если Кч≥1,5. Чувствительность защиты может быть повышена (то есть уменьшен Iс.р.), если например для защиты ОЗ принять, что tоз>t4, в итоге внешние междуфазные К.З. будут отключаться 4 защитой, таким образом, для защиты (ОЗ) ток небаланса Iн.б.мах., обусловленный внешними трех фазными КЗ будет отсутствовать следовательно Iс.р. можно выбирать по току небаланса в нормальном режиме, который значительно меньше Iн.б.мах.. Однако при этом необходимо учитывать коэффициент возврата, для возврата реле (ОЗ) в исходное состояние после отключения внешнего К.З. защитой 4, таким образом: I с. р.  К зап.  I н.б.норм. / К в. (6.27) Ток Iн.б.норм находят методом измерения и его величины в зависимости от класса трансформатора колеблется от 0,01 до 0,1 А. Токовые направленные защиты нулевой последовательности, используют в сетях с заземленными нулевыми точками, расположенными с обеих сторон 42 рассматриваемого участка, селективность их действия обеспечивается реле направления мощности. Выдержки времени на защитах действующих при одном направлении мощности, подбираются согласно известного ступенчатого принципа. Отсечки нулевой последовательности, применяются в сетях с глухозаземленной нейтралью для ускорения отключения КЗ на землю, реагирующие на ток нулевой последовательности. Принцип действия их такой же как у отсечек реагирующих на фазный ток. Отсечки нулевой последовательности выполняются простыми токовыми и направленными, мгновенными и с выдержкой времени. Достоинства: простота схемы и высокая надежность; имеет меньшую выдержку времени и высокую чувствительность (так как нет необходимости отстройки от токов нагрузки); в более благоприятных условиях работает реле направления мощности (так как при КЗ в близи шин подстанции, напряжение подводимое к реле мощности выше, угол φ (между Up и Iр) всегда близок к оптимальному). Данная защита применяется в сетях с глухозаземленной нейтралью с напряжением сетей 110 кВ и выше, в качестве защиты от замыканий на землю. К недостаткам, свойственным принципу действия следует отнести то, что защита реагирует на токи в неполнофазном режиме и может работать ложно при обрыве фазного провода во вторичной цепи трансформатора тока. К сетям с малым током замыкания на землю, относятся сети с изолированной или заземленной через дугогасящую катушку нейтралью. Специфика таких сетей при однофазном замыкании на землю состоит в следующем: такое замыкание не вызывает короткого замыкания и не сопровождается снижением междуфазных напряжений и появлением повышенных токов в сети (так как ток замыкания в месте повреждения обычно не превышает несколько ампер, а при соединении нейтрали через дугогасящую катушку еще меньше). В связи с этим выполнение токовой защиты от однофазных замыканий на землю в таких сетях, реагирующих на установившиеся токи замыкания, связано с определенными трудностями. 6.3. Токовые отсечки нулевой последовательности. Принцип действия, расчет тока и времени срабатывания. В сетях переменного тока при нормальной работе, наряду с рабочими токами нагрузки по фазам проходят токи обусловленные емкостями фаз по отношению к земле. При этом распределенные емкости фаз могут быть заменены сосредоточенными емкостями СА, СВ, СС, напряжения фаз по отношению к земле равны соответствующим фазным напряжениям UA, UB, UC, относительно нейтрали системы. Векторы фазных напряжений образуют симметричную звезду, в результате напряжение нейтрали системы по 43 отношению к земле равно нулю, а через сосредоточенные емкости протекают равные по величине токи, опережающие соответствующие напряжения на 900, то есть U I A  j A  jcU A . (6.8) xc Аналогично для IB , IC , геометрическая сумма этих токов равна нулю, поэтому ток в земле отсутствует. При замыкании на землю, например фазы А (рис. 2.15), напряжения фаз относительно земли изменяются, а по отношению к нейтрали останутся (1) такими же. Таким образом U (A1)  0 ; U B(1)  U BA ; U C(1)  U CA ; U HA  U HK  U A . В итоге Рис. 6.2. Однофазное замыкание на землю в сети с изолированной нейтралью и его векторные диаграммы напряжений напряжение неповрежденных фаз В и С по отношению к земле повышается в 3 раза, то есть повышается до междуфазного. Одновременно с изменением фазных напряжений изменяются и полные фазные токи. Токи неповрежденных фаз I C(1) и I B(1) , будут замыкаться через точку К1 и поврежденную фазу, образуя ток: j 3U ф (1) (1) (1) I 3  ( I B  I C )  хС , (6.9) где Uф – фазное напряжение сети. Для практических расчетов тока I 3(1) в точке (А) могут служить упрощенные формулы: для воздушных линий I 3(1)  U  l / 350 ; (6.10) (1) для кабельных линий I 3  U  C уд.  l / 1,84 , (6.11) где U, кВ – линейное напряжение; l, км – длина электрической сети; Суд, мкФ/м – удельная емкость жилы кабеля по отношению к оболочке. Вследствие нарушении симметрии и баланса емкостных токов и фазных напряжений появляются составляющие нулевой последовательности: 44 напряжение U0к и ток I0, которые могут быть определены по следующим выражениям: (1) 1 I 0  ( I А  IВ  IC ) , (6.12) 3 1 (1) (1) (1) (1) U ок  (U A  U B  U C  U н , 3 (6.13) где Uн – напряжение, которое имела поврежденная фаза по отношению к земле в нормальном режиме и равно напряжению нейтрали. Токи, возникающие под действием U0к, замыкаются через емкости фаз относительно земли, токи нулевой последовательности всех фаз равны между собой и вычисляются следующим образом: I (01А)  I (01B)  I (01C)  I (01)   j U U 0к 1  j  I (31) . хС хС 3 (6.14) Таким образом, ток замыкания на землю в месте повреждения (1) (1) I 3  3I 0 . (6.15) Ток I0 в обмотках генератора будет отсутствовать, так как нулевая точка генератора изолирована, и сумма токов в фазах генератора равна нулю. Рис. 6.3. Распределение емкостных токов нулевой последовательности в сети при однофазном замыкании на землю. На рис. 6.3 показана схема сети в однофазном исполнении, состоящая из трех линий. При повреждении в точке К1, через место повреждения проходит ток (1) I 3 , обусловленный не только емкостью поврежденной линии С01, но и емкостями неповрежденных линий С02, С03, то есть (1) (1) (1) (1) I 3  3I 01  3I 02  3I 03 . (6.16) Таким образом от шин неповрежденной линии направляется ток нулевой (1) последовательности I 07 , величина которого определяется емкостью всех неповрежденных линий. 45 I (01Э)  I (021)  I (031) (6.17) В случае замыкания на землю на 2Л или 3Л линиях по 1Л к шинам будет (1) (1) протекать ток 3I 01 , если I 0(1э)  I 01 , то на 1Л может быть использована токовая защита нулевой последовательности. 46 Лекция 7 7. Специальные защиты нулевой последовательности. 7.1. Направленные токовые защиты нулевой последовательности. Длительная работа сети при однофазном замыкании недопустима, так как происходит нарушение междуфазной изоляции и однофазное замыкание может перейти в многофазное. Поэтому в протяженных сетях, помимо устройства контролирующего изоляции (рис. 2.17. а, б), должна быть предусмотрена селективная защита на каждом присоединении – обычно это токовая защита. Допустимые токи замыкания на землю должны быть не более 30 А в сетях 6-15 кВ, и не более 10 А в сетях 20-35 кВ (для предотвращения перехода однофазного замыкания в многофазное). Таким образом, допустимые токи замыкания на землю обычно меньше рабочих токов защищаемого элемента. Поэтому токовая защита от замыканий на землю выполняется с включением реле на фильтр тока нулевой последовательности. Защита срабатывает при прохождении по поврежденному участку тока нулевой последовательности 3I (01Э) ; обусловленного емкостями неповрежденных участков сети. Защита не должна срабатывать при повреждениях на других присоединениях сети, в этом случаи по защищаемой линии будет протекать ток 3I 0(1Л) , обусловленный емкостью самой линии. Следовательно, ее ток срабатывания (1) I с.з.  К зап.  3I 0 Л , (7.1) где Кзап.=4÷5 – для защит без выдержки времени; Кзап.≥2÷2,5 – для защит с выдержкой времени. Кзап. определяется броском емкостного тока в момент замыкания. Без выдержки времени выполняются защиты торфоразборок и других подобных сетей, в таких сетях токи однофазного замыкания не более 1÷1,5 А, а величина напряжения прикосновения не более 40 В. 7.2. Включения реле мощности на составляющие нулевой последовательности. Реле направления мощности является измерительным органом с двумя воздействующими величинами, сравниваемыми по фазе. Реле выполняется на основе четырёхполюсной системы и являются индукционными однофазными с цилиндрическим ротором. Конструктивно реле имеет замкнутый магнитопровод с четырьмя выступающими внутрь полюсами. В центре между полюсами установлен стальной цилиндрический сердечник, уменьшающий магнитное сопротивление межполюсное пространство. На стальной сердечник надет алюминиевый цилиндрический вращающийся ротор, на оси которого закреплены подвижные контакты. Противодействующий момент создаётся спиральной пружиной. На 47 магнитопровод надеты четыре последовательно соединённые обмотки напряжения и две последовательно соединённые токовые обмотки, размещённые на полюсах, одна из них подключается к ТТ и обтекается вторичным током Iр, а вторая - к ТН и обтекается током, пропорциональным напряжению Uр на зажимах обмотки. (см. рис.6.11) Каждый из токов создает магнитный поток. Поскольку один из магнитных потоков пропорционален току Iр, а второй напряжению Uр, то вращающий момент, возникающий на подвижной части реле оказывается пропорциональным величине мощности на зажимах реле, а его направление (знак) зависит от направления этой мощности. Рис.7.1. Индукционное реле направления мощности. На рис.6.11: 1- неподвижный магнитопровод; 2- токовая обмотка; 5обмотка напряжений; 3,4,6,9 –полюсы магнитопровода; 7-цилиндрический сердечник; 8- алюминиевый ротор; 9- ось. Токи в обмотках напряжения и тока создают два взаимно перпендикулярных (в пространстве) магнитных потоков Фн и Фт, которые наводят в алюминиевом роторе вихревые токи. Взаимодействие этих потоков с наведёнными вихревыми токами создаёт вращающий момент ротора: Ěâ  ę  Ôí  Ôň  sin  đ , (7.2) где φр - угол между потоками. Реле направления мощности (РНМ) применяются в различных устройствах 48 релейной защиты для определения знака мощности при КЗ. РНМ обычно включается через измерительные трансформаторы. Для их правильного включения необходимо точно знать «полярность» обмоток реле, полярность обмоток ТТ и ТН, к которым подключается реле. В защитах от междуфазных КЗ РНМ включаются по схемам, приведённым в табл.6.2. Таблица 7.1 Наименование схемы 300 Напряжения, Ток, подводимые подводимый к реле к реле uас iа uва iв uсв iс 600 с включением на разность фазных токов 600 с включением на фазные токи 90º Uав Uвс Uса uас uва uсв iа- iв iв- iс iс- iа uа uв uс - iв - iс - iа Векторные диаграммы токов и напряжений на реле Ic Ia Ib Реле направления мощности применяются для защиты линий с двухсторонним питанием, для определения знака мощности короткого замыкания. Они выполняются как на индукционном принципе (реле серий РБМ-170, РБМ-270), так и на электронной элементной базе (электронные серий РМ-11, РМ-12). 7.3. Ступенчатая токовая защита нулевой последовательности. Для определения тока срабатывания отсечек необходимо определить токи IКЗ(В)отG1 и IКЗ(А)отG2. 49 Рис. 7.2 Ток срабатывания защиты вычисляется по наибольшему из этих токов: IСЗ=kНIК(макс). (7.3) Во избежание неправильной работы отсечки при качаниях её ток срабатывания должен отстраиваться и от токов качания Iкач: IСЗkНIкач.макс, (7.4) где kН – коэффициент надежности, kН = 1,2...1,3; 2Е I кач.макс  , (7.5) X АВ где Е – ЭДС генераторов А и В, ЕА=ЕВ=Е=1,05UГЕН; XAB – суммарное сопротивление от генератора А до В: XGA+XGB+XC; X GA  X d – сверхпереходное сопротивление генераторов; XC – сумма сопротивлений всех остальных элементов, включенных между шинами генераторов. Ток срабатывания выбирается по большему из двух значений (7.4) и (7.5). Сеть с односторонним питанием 50 Мгновенная отсечка защищает только часть линии, чтобы выполнить защиту всей линии с минимальным временем действия применяется отсечка с выдержкой времени: Рис. 7.4 tТО1=tТО2+t. Практически tТО10,3...0,6 зависит от точности реле времени, IСЗ1=kНIСЗ2, где kН=1,1...1,2. (7.6) 51 Сеть с двусторонним питанием Рис. 7.5 где IСЗ1=kНIК1, IК1 – ток от системы при КЗ в конце зоны отсечки 2. (7.7) Токовая трехступенчатая защита Обычно МТЗ сочетают с мгновенной отсечкой (МО) и отсечкой с выдержкой времени (ОВВ), (рис. 7.5). 52 Лекция 8 8. Функционирования систем релейных защит. 8.1. Электрические величины, используемые в качестве информации о состоянии защищаемого объекта, характер их изменения в нормальных режимах и при коротких замыканиях. У каждого реле воспринимающий орган характеризуется номинальными током, напряжением, частотой и пределами регулирования уставки срабатывания. Пусть к реле подводится некоторая электрическая величина А (ток, напряжение). Максимальное реле срабатывает, если эта величина станет больше определенного значения Аср (т.е. А > Aср), которое называется уставкой срабатывания. Возврат максимального реле в исходное состояние происходит, если величина А станет ниже определенного значения Авр (т.е. А < Авр), называемого параметром возврата. Минимальное реле срабатывает, если А < Аср , и возвращается в исходное состояние при А > Авр . Коэффициентом возврата Кв называется отношение параметра возврата к параметру срабатывания: Кв=Авр/Аср (5.2) Для максимальных реле Кв < 1, для минимальных реле Кв > 1. У измерительных реле стремятся иметь коэффициент возврата близким к единице - это повышает чувствительность защиты. Для электромеханических реле тока и напряжения он равен 0,8 - 0,85, для электронных—0,9 - 0,98. Логические реле управляются измерительными. Напряжение на их воспринимающем органе появляется и исчезает скачком. Поэтому они не обладают высокой чувствительностью, а их коэффициент возврата равен 0,30,5. Время срабатывания электромеханических реле тем меньше, чем больше контролируемая величина А отличается от А. Для максимальных реле тока, например, время срабатывания при 1,2Iср равно 0,1 с, а при 3Iср равно 0,03 с. У электронных реле время срабатывания меньше и слабо зависит от превышения уставки срабатывания. Воспринимающий орган реле характеризуется нагревостойкостью, т.е. значениями тока или напряжения, которые допускаются длительно или кратковременно. Важно и значение мощности, которую реле потребляет во входных цепях переменного тока и напряжения и в цепи оперативного (постоянного или переменного) напряжения питания (собственное потребление). Эта мощность определяется как произведение тока на напряжение на соответствующих зажимах реле. Электромеханические реле в зависимости от конструкции потребляют в цепях тока 0,5 - 5 ВА и в цепях напряжения 1 - 40 ВА. Электронные реле в цепях тока и напряжения имеют собственное потребление на порядок ниже. В цепи оперативного питания они потребляют 3 -10 ВА. 53 Контактная система электромеханических реле и выходной орган электронных реле характеризуются числом контактов (выходов), их нормальным положением и коммутационной способностью. Промежуточные реле имеют до десятка мощных контактов. У измерительных реле число контактов, их масса, а следовательно, и коммутационная способность невелики. Это обусловлено необходимостью обеспечить высокую чувствительность реле и близкий к единице коэффициент возврата. Обычно они имеют 1 - 2 контакта, рассчитанных на коммутацию токов не более 2 А. Нормальным является положение контактов при обесточенной катушке электромеханического реле или, в общем случае, при отсутствии сигнала на входе реле. Различают контакты, работающие на замыкание (замыкающие контакты) и на размыкание цепи (размыкающие контакты). При подаче в катушку реле тока большего, чем ток срабатывания, замыкающие контакты замыкаются, а размыкающие—размыкаются. Для бесконтактных реле выходной сигнал характеризуется уровнями 0 и 1, соответствующими замкнутому и разомкнутому положениям контактов. Коммутационная способность контактов характеризуется мощностью, при которой обеспечивается замыкание и размыкание контактов. Эта мощность определяется как произведение напряжения питания коммутируемой цепи на ток, проходящий по контактам при условии, что напряжение и ток не превышают допустимых значений. а) Электромеханические реле, реагирующие на одну электрическую величину. На вход большого числа реле подается только одна электрическая величина—напряжение или ток. Эта величина сравнивается, как правило, с некоторым эталоном, например, механическим моментом пружины или стабилизированным напряжением. Для этого подводимая электрическая величина должна быть предварительно преобразована в величину, однородную эталону, в данном случае—в механический момент или напряжение постоянного тока. 8.2. Общие принципы построения релейных защит и автоматики. Устройства РЗ состоят из нескольких реле, соединенных друг с другом по определенной схеме. Реле – это есть автоматическое устройство, которое срабатывает при определенном значении входной величины. В релейной техники используются реле с контактами (электромеханические и бесконтактные), на полупроводниковых или на ферромагнитных элементах (с использованием насыщающихся магнитных систем). У первых при срабатывании замыкаются контакты. У вторых – при определенном значении 54 входной величины, скачкообразно меняется выходная величина (например, напряжение). Помимо реле реагирующих на электрические величины, для защиты электрических машин и аппаратов, применяются реле, реагирующие на неэлектрические величины, косвенным образом характеризующие появление повреждений или ненормальных режимов работы (например, реле реагирующие на повышение давления в маслонаполненных трансформаторах и реакторах или реле реагирующие на повышение температуры электрических машин и т.д.). Каждый комплект защиты подразделяется на две части: реагирующую (измерительная часть) и логическую (оперативная). Реагирующая часть является главной, она состоит из основных реле, которые постоянно получают информацию о состоянии объекта и подают соответствующие команды на логическую часть защиты. Логическая часть (оперативная), является вспомогательной, она воспринимает команду реагирующей части, и если их значение, последовательность, сочетание и т.д., будут соответствовать заданной программе производят заранее предусмотренные операции (например, подает управляющий импульс на отключение выключателей). В соответствии с таким делением, реле также делятся на группы: основные и вспомогательные. Так, в качестве основных реле применяют: реле: тока, напряжения, сопротивления, мощности, частоты, тепловое реле и т.д. К числу вспомогательных реле относятся: реле времени ( для замедления действия защиты); реле указательные – (для сигнализации и фиксации действия защиты); реле промежуточные (передающие действие основных реле на отключение выключателей). Каждое реле можно подразделить на две части воспринимающую и исполнительную. Воспринимающий элемент в электромеханических конструкциях имеет обмотку, которая питается током или напряжением защищаемого элемента в зависимости от типа реле (такие реле как: мощности и сопротивления имеют две обмотки). Исполнительный элемент электромеханического реле – представляет собой подвижную систему, которая перемещаясь под воздействием сил, создаваемых воспринимающим элементом, действует на контакты реле (замыкает или размыкает). Существуют также реле, в которых подвижная система действует непосредственно механическим путем на отключение выключателя. СПОСОБЫ ВКЛЮЧЕНИЯ РЕЛЕ И СПОСОБЫ ИХ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ Обмотки реле могут включаться на ток или напряжение сети непосредственно (первичные реле) или через измерительные трансформаторы тока и напряжения (вторичные реле). Наибольшее распространение 55 получили вторичные реле, т.к. имеют ряд преимуществ: изолированы от высокого напряжения и выполняются стандартными на одни и те же номинальные токи 5А или 1А и номинальное напряжение 100В; располагаются на некотором расстоянии от защищаемого объекта в удобном для обслуживания месте. Достоинство первичных реле: для их включения не требуется измерительных трансформаторов и контрольного кабеля. Такие реле используют для защиты маломощных объектов (трансформаторов, электродвигателей, ЛЭП) на напряжение до 10кВ. Существует два способа воздействия защиты на отключение выключателя: прямой и косвенный. В реле прямого действия исполнительный элемент воздействует непосредственно на расцепляющий рычаг выключателя. Такие реле устанавливаются непосредственно в приводе выключателя, поэтому их часто называют встроенными. В защите с реле косвенного действия исполнительный элемент замыкает контакты цепи обмотки электромагнита, называемого катушкой отключения выключателя. Питание этой катушки осуществляется от специального источника – источник оперативного тока. Электромагнит освобождает защелку, после чего выключатель отключается под действием пружины. Защиты с реле косвенного действия требуют дополнительный источник оперативного тока, однако усилия, развиваемые таким реле, могут быть незначительными, поэтому они отличаются большей точностью и малым потреблением. Кроме того, в защитах имеющих в своем составе несколько реле, проще реализовать взаимодействие между ними при помощи оперативного тока, а не механическим путем. Таким образом, наибольшее распространение получили защиты со вторичными реле косвенного действия. Как было показано ранее, защиты с реле косвенного действия могут быть выполнены только при наличии оперативного тока, который необходим для питания отключающего устройства выключателя и вспомогательных реле защиты. Оперативный ток также требуется и для питания цепей дистанционного управления выключателями, а также в схемах автоматики, телемеханики и сигнализации. Исходя из сказанного следует, что источник оперативного тока должен быть постоянно готов к действию, а его напряжение и мощность должны иметь достаточную величину как для действия вспомогательных реле защиты и автоматики, так и для надежного отключения (включения) соответствующих выключателей, независимо от состояния системы электроснабжения (режим КЗ или какой либо ненормальный режим). Для питания оперативных цепей применяют источники постоянного и переменного тока. В качестве источника постоянного тока используют установки, состоящие из аккумуляторных батарей и зарядного агрегата, с 56 напряжениями: 24, 48, 110, 220 В. Такие установки обеспечивают надежное питание независимо от состояния основной сети, в тоже время они дороже других источников оперативного тока, и требуется специальное помещение и квалифицированный уход, а также возникает необходимость в создании централизованной дорогостоящей, протяженной сети постоянного тока. Поэтому наибольшее распространение получил переменный оперативный ток. Для питания оперативных цепей переменным током используют ток или напряжение сети. В соответствии с этим, в качестве источников переменного тока служат: трансформаторы тока, напряжения, трансформаторы собственных нужд. Трансформаторы тока являются весьма надежным источником питания оперативных цепей для защит от КЗ, так как при КЗ на зажимах трансформатора тока увеличивается ток поэтому в момент срабатывания защиты мощность трансформатора тока возрастает, что и обеспечивает надежное питание оперативных цепей. Однако трансформаторы тока не обеспечивают необходимой мощности при повреждениях и ненормальных режимах, которые не сопровождаются увеличением тока на защищаемом элементе. Поэтому их нельзя использовать для питания защит от замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью; защит от витковых замыканий электрических Рис. 8.1. Схема питания оперативных цепей машин; защит ненормальных режимов, которые сопровождаются повышением или понижением напряжения и частоты. На практике находит применение следующая схема питания от трансформаторов тока (схема с дефунтированием катушки отключения выключателя) рис.1.2. Трансформатор тока, в данном случае, используется для питания токовых цепей защиты, так и для питания катушки отключения. Катушки отключения YАТ подключается к цепи трансформатора тока (ТА), при срабатывании защиты, причем реле тока (типа РТ- 85) имеет переходные контакты (для исключения разрыва цепи ТА), т.е. вначале YАТ подключается к ТА (замыкается нижний контакт) и затем YАТ дешунтируется (размыкается верхний контакт). Трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд не пригодны для питания оперативных цепей защиты от КЗ, так как при КЗ напряжение сети резко снижается, а в некоторых случаях становится равным нулю. Поэтому такие источники питания используются при повреждениях и ненормальных режимах, не сопровождающихся глубокими понижениями напряжения сети (например, для питания таких защит как: защита от перегрузки, от замыканий на землю, от повышения напряжения и т.д.). 57 Помимо использования мощности трансформаторов тока и напряжения, можно использовать энергию в предварительно заряженном конденсаторе, заряд которого осуществляется в нормальном режиме от сети. При исчезновении напряжения на подстанции, запасенная конденсатором энергия сохраняется, и он может питать оперативную цепь в момент действия защиты независимо от повреждения или ненормального режима в сети. Поэтому такие устройства также используются для питания защит и автоматов, которые должны работать при исчезновении напряжения на подстанции. Для повышения мощности и создания универсального источника, пригодного для питания защит как от КЗ так и от повреждений и ненормальных режимов не связанных с увеличением тока, были разработаны специальные комбинированные блоки питания. Постоянное напряжение на выходе такого блока определяется напряжением и током сети. При КЗ необходимое значение выходного напряжения обеспечивается за счет трансформатора тока, а при повреждениях – за счет трансформатора напряжения. 8.3. Информационная и логическая часть защиты, их функции. Реле и их разновидности. Реле можно разделить на следующие функциональные элементы: Воспринимающий орган (вход) электромеханических реле выполнен в виде катушки электромагнитного, индукционного, лектродинамического, индукционно-динамического или магнитоэлектрического механизма. Исполнительный орган (выход) выполняется в виде электрических контактов. У электронных реле входной сигнал подается на первичные катушки (обмотки) магнитных сердечников с прямоугольной петлей гистерезиса, на полупроводниковые схемы сравнения электрических величин или на управляющие электроды активных полупроводниковых элементов (транзисторов, тиристоров, интегральных микросхем). Исполнительный орган может быть выполнен в виде контактов электромагнитных, магнитоэлектрических, поляризованных реле или магнитоуправляемых контактов – герконов, либо с помощью бесконтактных элементов — транзисторов и тиристоров. При срабатывании реле с контактами последние замыкаются или размыкаются. В случае срабатывания бесконтактных реле меняется скачком выходной сигнал, например, ток в цепи или напряжение. 8.4. Классификация электрических реле. Основные узлы реле, выполненных на операционных компонентах. Реле – это автоматические устройства, реагирующие на изменение контролируемой ими величины (или направления) какого – либо параметра 58 и срабатывающие, когда значение этого параметра отклоняется от наперёд заданного значения (уставки) этого параметра. Релейная защита состоит из ряда самостоятельных элементов (реле), связанных определенным образом. На вход реле может быть подан непрерывный или дискретный сигнал (ток, напряжение, давление газов, температура и т. п.). На выходе же сигнал появится только в том случае, когда входной сигнал удовлетворяет определенным, наперед заданным условиям (достигает уставки срабатывания). Для построения электромагнитных реле используется следующие электромеханические системы: - с втягивающим якорем; - с поворотным якорем; - с поперечным движением якоря. Действие таких реле основано основано на притяжении стального подвижного якоря к электромагниту, по обмотке которого протекает ток Ip. При этом возникает магнитный поток Ф, замыкающийся через магнитопровод 1, якорь, воздушный зазор b. Он создаёт электромагнитную силу Fэ, стремящуюся притянуть якорь реле к электромагниту, чему препятствует пружина (тормозное усилие Fт) и сила трения в осях: 2 =k' I2 р , (5.1.) где к и к – коэффициенты пропорциональности. Реле можно разделить на следующие функциональные элементы: Воспринимающий орган (вход) электромеханических реле выполнен в виде катушки электромагнитного, индукционного, лектродинамического, индукционно-динамического или магнитоэлектрического механизма. Исполнительный орган (выход) выполняется в виде электрических контактов. У электронных реле входной сигнал подается на первичные катушки (обмотки) магнитных сердечников с прямоугольной петлей гистерезиса, на полупроводниковые схемы сравнения электрических величин или на управляющие электроды активных полупроводниковых элементов (транзисторов, тиристоров, интегральных микросхем). Исполнительный орган может быть выполнен в виде контактов электромагнитных, магнитоэлектрических, поляризованных реле или магнитоуправляемых контактов – герконов, либо с помощью бесконтактных элементов — транзисторов и тиристоров. При срабатывании реле с контактами последние замыкаются или размыкаются. В случае срабатывания бесконтактных реле меняется скачком выходной сигнал, например, ток в цепи или напряжение. По назначению реле подразделяют на измерительные (основные) и логические (вспомогательные). Измерительные реле контролируют режим работы защищаемого объекта. По роду контролируемой величины их подразделяют на реле тока, напряжения, направления мощности, сопротивления и т. п. Реле могут F  kФ ' 59 контролировать и неэлектрические величины, например, температуру масла трансформаторов (температурные реле), давление газов (газовые реле) и т.п. К измерительным реле предъявляют повышенные требования по чувствительности, точности работы, коэффициенту возврата, собственному потреблению. Логические (указательные) реле действуют по команде измерительных и используются в логической части схемы. К ним относятся реле времени (служат для замедления действия защиты), промежуточные реле (служат для передачи действия основных реле к отключающему механизму выключателя, для размножения сигнала на несколько цепей, для усиления мощности сигнала основных реле) и указательные реле (служат для сигнализации и фиксации действия защиты). В электронных, микроэлектронных и микропроцессорных (цифровых) реле (защитах) измерительные и логические органы объединены конструктивно или программно. По способу включения воспринимающего органа измерительные реле делят на первичные и вторичные. Катушки первичных реле включают непосредственно в защищаемую цепь, катушки вторичных реле включают во вторичные обмотки измерительных трансформаторов. По способу воздействия на объект управления различают реле прямого и косвенного действия. Реле прямого действия имеют подвижную систему, механически связанную с отключающим механизмом выключателя. Реле косвенного действия имеют контакты (или бесконтактный ключ), включенные в цепь катушки механизма отключения выключателя. Для питания этой катушки необходим источник оперативного постоянного или переменного тока. Первичные реле прямого действия не нуждаются в измерительных трансформаторах и источнике оперативного тока. Однако в установках высокого напряжения они требуют усиленной изоляции, оказываются громоздкими и имеют низкую чувствительность. Такие реле находят применение, главным образом, в установках с напряжением менее 1000 В. 60 Лекция 9 9. Измерительные трансформаторы тока. 9.1. Требования к точности трансформаторов тока и их выбор. Схемы соединения трансформаторов тока и реле, их анализ. Рассмотрим принципиальную схему трансформатора тока (ТТ) и его схему замещения (рис.9.1): Рис.9.1. Принципиальная схема и схема замещения трансформатора тока. Обозначения: F (I) - результирующая магнитодвижущая сила, намагничивающий ток; Z1, Z2 – сопротивление первичной и вторичной обмоток; Zн – сумма сопротивлений нагрузки вторичной обмотки (обмоток реле, приборов, проводов); Z - сопротивление ветви намагничивания; I1,I2 – ток в первичной и во вторичной обмотках; W1,W1 – число витков первичной и вторичной обмоток. Согласно закону полного тока: I1  W 1  I 2  W 2  F (9.1) Разделим выражение (2.1) на W 2 : W1 W1  I 2  I  или I 1  I 2  I  , W2 W2 W1 W1 I 1  I  I, I   I  W2 W2 I1 где , (9.2) Последнему выражению соответствует схема замещения, изображённая на рис.2.2, в которой сопротивления первичной обмотки Z 1 и ветви намагничивания Z приведены ко вторичной обмотке. Рис.9.2. Схема замещения трансформатора тока. 61 На основании схемы замещения построена векторная диаграмма, приведённая на рис.9.3. Из векторной диаграммы видно, что вторичный ток отличается от приведённого первичного по абсолютному значению на токовую погрешность I = I1- I2 , а по фазе на угол . Относительная токовая погрешность трансформатора (%): f1 I I2  100%  (1  )  100% , I 1 I 1 (9.3) Полная погрешность  трансформатора тока определяется по формуле:  100 1  (i 2  Kt  i1) 2 dt  100%  I1 T (9.4) Рис. 9.3. Векторная диаграмма трансформатора тока. где, I1, I2 – мгновенные значения первичного и вторичного токов; Т- период тока. Величина, находящаяся под знаком радикала, есть не что иное, как квадрат действующего значения тока намагничивания. Поэтому  ( I )  100% I1 (9.5). Идеальная трансформация, когда между первичным и вторичным токами сохраняется пропорциональность, соответствует условию I  = 0. При этом I 2  I1 W 1 I1  W 2 Kt (9.6) Чем меньше сопротивление Zн по сравнению с Z, тем меньше F и тем ближе условия трансформации к идеальным. Следовательно, нормальным для трансформатора тока является режим работы с малым сопротивлением вторичной цепи, т.е. режим короткого замыкания. При этом 62 не допускается размыкания вторичной обмотки, поскольку тогда весь первичный ток становится намагничивающим и магнитный поток в магнитопроводе трансформатора резко увеличивается. Это приводит к насыщению магнитопровода, возрастанию в нём потерь и недопустимому нагреву изоляции обмоток. Кроме того, на разомкнутой вторичной обмотке появляются опасные для людей и изоляции пики напряжения в несколько тысяч вольт. Трансформаторы тока (ТТ), как известно, выбираются по роду тока, классу точности и проверяются на устойчивость к действию токов КЗ. Используемые для подключения цепей релейной защиты трансформаторы тока дополнительно должны удовлетворять следующим трём условиям: - полная или относительная погрешность трансформаторов тока не должна превышать 10% (для предотвращения излишних срабатываний при КЗ вне зоны действия каждой ступени защиты); -токовая погрешность не должна превышать значений для выбранного типа реле, а угловая погрешность (для направленных реле) - не более 7° (для предотвращения отказов при КЗ в начале защищаемой зоны; -напряжение на выводах вторичной обмотки при КЗ в защищаемой зоне не должно превышать допустимых значений по условиям прочности изоляции вторичных цепей. ТТ тока по роду установки выпускаются для внутренних и наружных электроустановок, а также встроенные в силовые трансформаторы и масляные выключатели. По способу установки ТТ делятся на проходные и опорные. По конструкции первичной обмотки ТТ: - одновитковые стержневые (первичная обмотка в виде прямолинейного стержня); - одновитковые шинные (первичная обмотка в виде шины); - многовитковые (первичная обмотка петлевого, звеньевого, катушечного типов). Схемы включения трансформаторов тока и вторичных измерительных органов. В зависимости от назначения защиты и требований к ней применяются различные схемы соединения измерительных преобразователей (трансформаторов тока) и цепей тока измерительных органов (реле): - трёхфазная трёхрелейная схема соединения трансформаторов тока и реле в полную звезду; - трёхфазная четырёхрелейная схема соединения трансформаторов тока и реле в полную звезду; - двухфазная двухрелейная схема соединения трансформаторов тока и реле в неполную звезду; 63 - двухфазная трёхрелейная схема соединения трансформаторов тока и реле в неполную звезду; - трёхфазная трёхрелейная схема соединения трансформаторов тока в полный треугольник, а реле – в полную звезду; - двухфазная однорелейная схема соединения трансформаторов тока в неполный треугольник (на разность токов двух фаз). Во всех указанных схемах измерительные органы включаются на полные токи фаз. Однако токи в реле могут отличаться от вторичных токов фаз (токов во вторичной обмотке трансформаторов тока). Это отличие характеризуется коэффициентом схемы: Ксх.(m)  где или Ip , I 2ф (9.7) Iр- ток в реле; I2ф – вторичный фазный ток. Ксх (m)  Ip  Kt , I1ф (9.8) где I1ф – первичный фазный ток, Кt – коэффициент трансформации трансформатора тока. Указанные выше варианты схем соединения ТТ и реле рассмотрим на примере защиты блока «линия- трансформатор» (рис 2.5.). Значения Ксх. для различных схем соединения трансформаторов тока и обмоток реле даны в табл.2.1. Кроме того, Ксх. зависит от вида и места КЗ, группы соединения силового трансформатора. Трёхфазная четырёхрелейная. Здесь обмотки трансформаторов тока и реле соединяются в полную «звезду» (рис. 2.3). Для выполнения схемы необходимы четыре реле и три трансформатора тока. Причём в нулевую точку соединены одноимённые выводы трансформаторов тока с нулевым проводом (без нулевого провода недопустимо!). Эта схема применяется для защит, реагирующих на все виды КЗ. При нормальном режиме и 3-х фазном КЗ в реле проходят токи фаз, а в нулевом проводе их геометрическая сумма (при симметричном режиме она равна нулю). При двухфазных КЗ ток проходит только в двух повреждённых фазах (соответственно и в реле), а ток в неповреждённой фазе отсутствует. Теоретически ток в нулевом проводе также практически отсутствует при 3-х и 2-х фазных КЗ, но при неидентичности характеристик и погрешностей ТТ в нулевом проводе в нормальном режиме протекает ток небаланса, который возрастает при К.З. При однофазных КЗ ток протекает только по одной повреждённой фазе. 64 При двухфазных КЗ на землю ток протекает в двух повреждённых фазах, а в нулевом проводе геометрическая сумма токов, которая может вызвать срабатывание реле в нулевом проводе. Таким образом, в рассмотренной схеме реле, установленные в фазах, реагируют на все виды КЗ, а реле в нулевом проводе (т.н. токовая защита нулевой последовательности – ТЗНП), реагирующая только на КЗ на землю. Приведённая схема применяется в сетях 110кВ и выше для обеспечения надёжного отключения от всех видов КЗ. Необходимо подчеркнуть необходимость заземления вторичных обмоток трансформаторов тока и недопустимость их разрыва. Применяется и вариант предыдущей схемы, но без реле в нулевом проводе, которая имеет ограниченное применение по причине меньшей чувствительности. Рис.9.2.Схема «трёхфазная четырёхрелейная» при соединении трансформаторовов тока и обмоток реле в полную звезду. Двухфазная трёхрелейная (двухрелейная). Здесь ( рис 2.5 а) представлено соединение ТТ неполную звезду. При 3-х фазном К З и в нормальном режиме токи проходят по реле, включённым в фазы, а в нулевом (обратном) проводе по реле протекает ток, равный их геометрической сумме. При 2-х фазном КЗ появляются токи в одном или двух реле (в зависимости какие фазы повреждены). Ток в нулевом проводе равен нулю (при замыкании между фазами А и С) и равен току фазы А (при замыкании между фазами А и В), либо равен току фазы С (при замыкании между фазами В и С). При однофазном К.З. фазы А или С (в которых установлены ТТ) по катушкам реле и обратном проводе протекает ток КЗ, в фазе В (ТТ не установлен) ток КЗ не протекает, поэтому в сетях с изолированной нейтралью эта схема применяется только для защиты от междуфазных замыканий в сетях до 35кВ включительно и не применяется для сетей с глухозаземлённой нейтралью (с большими токами замыкания на землю). 65 Рис. 9.3. (а – двухфазная трёхрелейная; б – трёхфазная трёхрелейная; в – трёхфазная однорелейная схема (включение реле на разность токов); г – токовый фильтр нулевой последовательности) Трехфазная трёхрелейная. Здесь (рис.2.5 б) трансформаторы тока включены в полный треугольник, а реле – в полную звезду. Эта схема применяется для дифференциальных защит трансформаторов. В нормальном симметричном режиме по вторичным обмоткам ТТ проходят токи, векторы которых сдвинуты относительно друг друга на 120º, а через катушки каждого реле протекает ток, равный геометрической разности вторичных токов ТТ двух фаз: (9.9) Схема реагирует на все виды КЗ. Ксх. зависит от вида, места КЗ, сочетания повреждённых фаз и схем соединений ТТ и реле. Наименьшая чувствительность (Ксх =1) имеет место при некоторых видах КЗ; - при КЗ на землю токи нулевой последовательности не проходят через реле (геометрические разности векторов токов нулевой последовательности равны нулю, токи нулевой последовательности не выходят в схему защиты и замыкаются в треугольнике). Таким образом соединение ТТ в треугольник является как бы фильтром токов прямой и обратной последовательности. Ip1  Iŕ  Ib; Ip2  Ib  Ic; Ip3  Ic  Iа. Двухфазная однорелейная с включением ТТ в неполный треугольник(на разность токов двух фаз). На схеме рис. 2.5 (в) – реле включено на геометрическую разность токов двух фаз, для чего вторичные обмотки ТТ соединяются разноимёнными выводами. Схема реагирует на все виды КЗ за исключением КЗ на землю фазы без ТТ, поэтому применяется только при многофазных повреждениях. При симметричной нагрузке и трёхфазном КЗ ток в реле в 3 раз больше тока фазы (Ксх = 3 ). 66 При двухфазном КЗ между фазами А и С в точке К1(рис.2.6) ток через реле в 2 раза больше тока фазы (Ксх = 2). Рис.9.3. Схема блока «линия- трансформатор». При двухфазном КЗ между другими фазами через реле протекает ток одной фазы (Ксх = 1). Недостаток этой схемы – чувствительность к разным видам КЗ различна. Кроме того, она не реагирует на КЗ между фазой B и C за трансформаторами с соединением обмоток «звезда-треугольник», а также на замыкания на землю фазы B. Обычно она применяется для защит от многофазных замыканий на землю линий небольшой длины с изолированной нейтралью и электродвигателей небольшой мощности. Иногда применяется соединение трансформаторов тока в неполную звезду, но с двумя реле (в обратный провод реле не включается). 9.2. Определение нагрузки на трансформаторов тока. Условия работы трансформаторов тока в схемах релейной защиты и автоматики, безопасность их эксплуатации. С учетом тока нагрузки защищаемого элемента, его рабочего напряжения и вида РЗ выбирают тип ТТ и его номинальный коэффициент трансформации, после чего проводят проверку на термическую и динамическую стойкость. Выбранные таким образом трансформаторы тока проверяют на точность и надежность работы питающейся от них РЗ, исходя из следующих требований ПУЭ: 1) обеспечения точности работы измерительных органов РЗ при КЗ в расчетных точках электрической сети, выбираемых в зависимости от типа РЗ, при этом полная погрешность трансформатора тока ε не должна превышать 10%; 2) предотвращения отказа срабатывания РЗ при наибольших значениях тока КЗ в начале участка, защищаемого РЗ, вследствие чрезмерного увеличения погрешности трансформатора тока и искажения формы кривой вторичного тока, могущей вызвать вибрацию контактов у электромеханических реле, снижение чувствительности и быстродействия у полупроводниковых реле под влиянием высших гармоник; 3) ограничения напряжения во вторичных цепях ТТ и РЗ до допустимых значений при Iк max. Для выполнения первого требования, как правило, выбирается трансформатор тока класса Р с коэффициентом трансформации, обеспечивающим необходимую кратность тока при КЗ в требуемой для 67 рассматриваемой РЗ точке сети. Для выбора допустимой нагрузки при заданной кратности Красч = Iк.paсч/I1 TT и полной погрешности ТТ ε ≤ 10% используются кривые предельной кратности, построенные по заводским данным, или характеристики намагничивания, снятые при разомкнутой первичной обмотке – вольт-амперные характеристики U2 =f(Iнам). Выбор zh по кривым предельной кратности К10 = f(Zн). Этот метод является самым простым и им следует пользоваться как основным методом расчета требуемой точности работы ТТ класса Р: а) рассчитывают значение максимального первичного тока КЗ I1 расч max, при котором для рассматриваемой РЗ погрешность ε не должна превышать 10%; б) вычисляют максимальную кратность найденного первичного тока I1 расч max по формуле K расч max= I1 расч max / I1 ном.тт в) по заводской характеристике K10 = f(Z) для данного типа ТТ и принятого коэффициента трансформации КI определяют Zн.доп для Красч тах; г) определяют действительное сопротивление нагрузки Zн с учетом сопротивления проводов и реле и проверяют выполнение условия Zн ≤ Zн.доп. Если окажется, что Zн > Zн.доп, то необходимо или увеличить коэффициент трансформации КI ТТ, или выбрать ТТ, у которого при Красч тах допускается большее значение Zн.доп, или уменьшить Zн (за счет увеличения сечения жил соединительного кабеля или сокращения его трассы), либо принять ТТ с вторичным номинальным током 1 А. Выбор Zн по вольт-амперным характеристикам ТТ U2 = f(I2нам). При отсутствии сведений о погрешности ТТ его пригодность для данной РЗ и допустимую нагрузку вторичной цепи Zн можно приближенно оценить по характеристике зависимости вторичного тока намагничивания I2нам от вторичного напряжения U2. Характеристику снимают опытным путем по схеме, приведенной на рис.1, а. Меняя напряжение U2 на зажимах вторичной обмотки, измеряют соответствующий каждому значению U2 ток Iнам во вторичной обмотке, который является Iнам, поскольку первичная обмотка разомкнута. На основании полученных данных строится зависимость U2 = f(I2нам) (рис.1, б). Вследствие малого значения сопротивления вторичной обмотки Z2 принимается, что U2 ≈ E2, и тогда полученная характеристика может рассматриваться как зависимость Е2 = f(I2нам). На основании этой характеристики можно определить значения Е2 и I2нам, 68 при которых наступает насыщение (по точке Н – конец прямолинейной части), и, пользуясь формулой Е2= I2( Z2+ Zн), вычислить допустимую нагрузку Zн.доп при заданном токе КЗ I2 = I1/KI. Погрешность ε = I2HAM Н/I2%. Этот метод может применяться для проверки погрешности ТТ, имеющих малое сопротивление R2 по сравнению с Zн. Для выполнения второго условия используется зависимость параметра А от токовой погрешности ТТ А = f(fi). Начнем с рассмотрения поведения ТТ при кратностях первичного тока в насыщенной части характеристики намагничивания. 9.3. Измерительные трансформаторы напряжения. Определение нагрузки на трансформаторы напряжения. Условия работы трансформаторов напряжения в схемах релейной защиты и автоматики. Трансформатор напряжения по принципу действия и конструкции аналогичен обычному силовому трансформатору. На паспортах трансформаторов напряжения их коэффициенты указываются дробью, в числителе которой - номинальное первичное напряжение, а в знаменателе — номинальное вторичное напряжение. Так, например, если на паспорте трансформатора напряжения написано 6000 , то 100 это означает, что он предназначен для установки в сети с напряжением 6000 в и имеет коэффициент трансформации 60. Для правильного соединения трансформаторов напряжения между собой и правильного подключения к ним реле направления мощности, ваттметров и счетчиков заводы-изготовители обозначают (маркируют) выводные зажимы обмоток определенным образом: начало первичной обмотки — А, конец — X; начало вторичной обмотки — а, конец — х. При включении трансформаторов напряжения начала первичных обмоток присоединяются к фазам, а концы собираются в нулевую точку. При включении на междуфазные напряжения начала первичных обмоток подключаются к начальным фазам в порядке их электрического чередования друг за другом. Трансформаторы напряжения бывают трехфазные и однофазные. Последние в зависимости от назначения соединяются между собой в различные схемы. 69 А Х А Х А Х а х а х а х а б а б с А А А А А А Х Х Х Х Х Х х х а) б) х х х а а а а б с в) х а а а о О1 О2 г) Рис. 9.4. Схемы соединения обмоток однофазных трансформаторов напряжения На рис. 9.4 показано несколько схем соединения однофазных трансформаторов напряжения. На рис. 9.4а дана схема включения одного трансформатора напряжения на междуфазное напряжение. Эта схема применяется, когда для защиты или измерений нужно только одно междуфазное напряжение. На рис. 9.4б дано наиболее распространенное соединение двух трансформаторов напряжения в схему открытого треугольника (или неполной звезды). Эта схема применяется, когда для защиты или измерений нужны три междуфазных напряжения. На рис. 9.4в дано также распространенное соединение трех трансформаторов напряжения в схему звезды. Эта схема применяется, когда для защиты или измерений нужны фазные или междуфазные и фазные напряжения одновременно. На рис. 9.4г дано соединение трех трансформаторов напряжения в схему разомкнутого треугольника (на сумму фазных напряжений). Такое соединение применяется для получения напряжения нулевой последовательности, необходимого для включения реле напряжения и реле направления мощности защиты от однофазных КЗ в сети с заземленными нулевыми точками трансформаторов и для сигнализации при однофазных замыканиях на землю в сети с изолированными нулевыми точками трансформаторов. Как известно, сумма трех фазных напряжений в нормальном режиме, а также при трехфазных и двухфазных КЗ равна нулю. В этих условиях напряжение между точками О1 и О2 рассматриваемой схемы равно нулю (практически между этими точками имеется небольшое напряжение порядка 0,5—2 В, которое называется напряжением небаланса). При однофазном КЗ в сети с заземленными нулевыми точками трансформаторов (сети 110— 220 кВ) фазное напряжение поврежденной фазы становится равным нулю, а геометрическая сумма напряжений двух неповрежденных фаз оказывается равной фазному напряжению. В сети с 70 изолированными нулевыми точками трансформаторов (сети 35 кВ и ниже), при однофазных замыканиях на землю напряжения неповрежденных фаз становятся равными междуфазному напряжению, а их геометрическая сумма оказывается равной утроенному фазному напряжения. Для того чтобы в последнем случае напряжение на реле не превосходило номинального значения, равного 100 В, трансформаторы напряжения для сетей с изолированными нулевыми точками, вторичные обмотки которых соединяются в разомкнутый треугольник, имеют повышенный в 3 раза коэффициент трансформации, например 6000 . 100 / 3 Напряжение нулевой последовательности может быть также получено от специальных обмоток трехфазных трансформаторов напряжения. Трансформаторы напряжения имеют две погрешности: 1) погрешность в напряжении (или в коэффициенте трансформации), под которой понимается отклонение фактического коэффициента трансформации от номинального; 2) погрешность по углу, под которой понимается угол сдвига вторичного напряжения относительно первичного. Один и тот же трансформатор напряжения в зависимости от нагрузки на его вторичную обмотку может работать с различным классом точности, переходя из класса в класс при изменении нагрузки относительно его номинальной мощности. Поэтому в каталогах и паспортах на трансформаторы напряжения указываются два значения мощности: номинальная мощность в вольт-амперах, с которой трансформатор напряжения может работать в гарантированном классе точности, и предельная мощность, с которой трансформатор напряжения может работать при допустимом нагреве обмоток. Предельная мощность трансформатора напряжения в несколько раз превышает номинальную. Так, у трансформаторов напряжения типа НОМ-6 с коэффициентом трансформации 6000/100, для класса точности 1 номинальная мощность составляет 50 ВА, а предельная — 300 ВА. Первичные обмотки трансформаторов напряжения до 15 кВ подключаются к сети через предохранители высокого напряжения ПВ и ограничивающие сопротивления ОС. Главным назначением предохранителей является быстрое отключение от сети поврежденного трансформатора напряжения во избежание развития аварии и перехода ее в сеть. Ограничивающие сопротивления устанавливаются для уменьшения величины тока КЗ, если отключающая способность предохранителей недостаточна. Для защиты обмоток трансформатора напряжения от длительного прохождения тока КЗ при повреждениях во вторичных цепях устанавливаются предохранители низкого напряжения ПН (рис.9.4) или автоматы. 71 Лекция 10 10. Релейные защиты на микропроцессорных системах. 10.1.Требования, предъявляемые к микропроцессорным системам, используемых для реализации устройств, релейной защиты и автоматики. Рассмотрим один из наиболее применяемых блоков – БМРЗ –ФКС для фидеров контактной сети переменного тока 27,5кВ., выполняющий функции: -защита от КЗ фидеров контактной сети; -защита от перегрева проводов контактной сети; -автоматика присоединений; - регистрация аварийных режимов; - диагностика присоединений; - обнаружение места повреждения контактной сети; - и другие. Данная модификация для ТП содержит следующие виды защит: -токовую отсечку (ТО); -дистанционную четырёхступенчатую защиту (ДЗ1, ДЗ2, ДЗ3, ДЗ4); -защиту по минимальному напряжению (ЗМН). Содержит также автоматику присоединения: -блокировку включения высоковольтного выключателя (ВВ) при наличии внешнего сигнала «Блокировка ВВ» и внешнего сигнала срабатывания защиты от дуговых замыканий; -блокировки включения линейного (ЛР) и обходного (ОР) разъединителей при включённом положении ВВ; -автоматического двухкратного АПВ; -устройство резервирования при отказах выключателя (УРОВ); -возможность управления тремя коммутационными аппаратами (ВВ, ЛР, ОР); - регистрацию аварийных режимов и т.д. Блоки БМРЗ имеют гибкую аппаратную и программную структуру, позволяющую создавать на их основе разнообразные системы защиты, автоматики, управления и сигнализации. Таким образом, блоки БМРЗ являются современными цифровыми устройствами защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированное многофункциональное устройство, объединяющее различные функции (защиты, измерения, контроля, местного и дистанционного управления) и обеспечивающее высокую точность измерений, чувствительность и быстродействие. Все блоки, выпускаемые НТЦ «Механотроника», имеют однотипную структурную схему (рис17.3): -МАС- модуль аналоговых сигналов, имеющий до восьми входов тока и напряжения ВхА1-ВхА8 ; 72 -МВВх- модуль дискретных входных сигналов, имеющий 23 оптоэлектронных входов ВхД1-ВхД23; -Мпит.- модуль питания; -МАЦП-модуль аналогового преобразователя; -МЦП- модуль центрального процессора; -Мвых.- модуль дискретных релейных или бесконтактных выходов до23шт.; -интерфейсы связи с АСУ и ПЭВМ; -модуль лицевой панели; -КН-узел контроля оперативного напряжения. Для микропроцессорных (цифровых) защит на примере блоков БМРЗ Петербургским университетом путей сообщения (ПГУПС) разработано учебное пособие, где изложены основы применения и функциональные особенности нового поколения защит для электротяговых сетей переменного тока электрифицированных железных дорог. Здесь реализован современный подход к сосредоточению всех функций защит, автоматики, управления и сигнализации электротяговых сетей (ЭТС) в так называемых интеллектуальных терминалах присоединения (ИТП), объединяемые в АСУ энергообъекта, энергоучастка, энергосети, энергосистемы. Для решения общей сложной проблемы защиты ЭТС (создание полной и целостной системы РЗ и А на всех уровнях) использован, согласно теории иерархических структур, системный подход, т.е. метод декомпозиции (разбиения сложной системы на подсистемы). 10.2. Преимущества и недостатки устройств на микропроцессорных системах. Отечественный и зарубежный опыт показывает эффективность разработки и использования МП в системах РЗ и А в электроэнергетике. Их применение позволяет: - повысить надёжность; - реализовать принципиально новые возможности построения защит; - обеспечить её работу при неполной информации; - прогнозировать предаварийные ситуации; - реализовать самодиагностику защиты; - реализовать более качественные характеристики; - обработать большой объём информации, в т.ч. и от смежных объектов; - реализовать самонастраивающие (адаптивные) системы. Наибольший эффект МП системы РЗ и А реализуется при комплексном использовании когда выполняются не только функции релейной защиты, но и автоматики (АПВ, АВР. УРОВ и т.д.)., а также таких, как определение места повреждения, анализ причин, вызвавших срабатывание защиты. Возможно также построение многоуровневых автоматизированных систем 73 управления (АСУ) на базе МП блоков (например, БМРЗ), благодаря объединению функций защиты с функциями связи, передачи данных, регистрации и отображения информации (в т.ч. об аварийных ситуациях) (интерфейсы связи с АСУ и ПЭВМ), а также набором логических функций и других. Однако,существует и много проблем при применении МП систем РЗ и А: - отсутствует достаточно обоснованная теория МП защит, в т.ч. оптимальное построение её технического и программного обеспечения; - вопросы надёжности функционирования и т.д.; - проблемы с электромагнитной совместимостью и помехоустойчивостью, особенно в ситуации возрастания опасности преднамеренных дистанционных воздействий мощных направленных электромагнитных импульсов (терроризм); - функциональная избыточность («навороченность»), часто в рекламных целях; - относительно большая стоимость; - большая вероятность системной ошибки «благодаря» компьютерным вирусам; - избыточная чувствительность, приводящая к ложным срабатываниям; - быстрое устаревание программного продукта, требующего обновления (чаще, чем техники); - надёжность не выше, чем у релейных защит даже при наличии «самодиагностики»; - не облегчили работу обслуживающего персонала. По мнению некоторых экспертов энергетическая система России в общем пока не готова к переоснащению на МП технику (не было проведено проверки МП защит по всей энергосистеме России, отсутствие квалифицированного обслуживающего персонала, большая стоимость МП, заземляющие контуры не соответствуют требования МП техники и поэтому требуется реконструкция всех действующих подстанций, но в российских условиях легче снести подстанции, а на их месте построить новые (пример Казахстана) т.д. Кроме того, в некоторых публикациях дискуссионного характера вскрываются причины неоправданного (зачастую коммерческого и рекламного характера) наделение МП защит несуществующими преимуществами с целью получения большей прибыли! Несмотря на указанные недостатки внедрение МП защит всё равно происходит во всём мире. Причина лежит не столько в области электроэнергетики, сколько в области производства, т.к. производить МП защиты несравненно более выгодно, чем защиты на электромеханических реле. В этом случае можно полностью автоматизировать процессы производства и контроля параметров МП защит. 74 Несмотря на проблемы, связанные с внедрением МП защит, они получают всё большее распространение и вытесняют защиты на электромеханических реле. Однако, это дела не ближайшего будущего. Необходимо разработать поэтапную стратегию перевооружения и определить место МП защит (на каких объектах, в каком соотношении к электромеханическим реле и т.д.). При этом, учитывая, что электромеханические реле всё-таки более надёжные, то вполне оправдано дублирование МП защит защитами на электромеханических реле. Так что будущее за МП защитами! 10.3. Структура и основные алгоритмы релейной защиты и автоматики при использовании микропроцессорной системы. Основные задачи, решаемые в релейной защите и автоматике. Уже в конце 60-х годов прошлого века на базе средств вычислительной техники были разработаны первые варианты программных защит, где алгоритм функционирования задавался программой, реализующей математическую модель, описывающей процесс принятия решений при возникновении аварийных ситуаций в энергосистеме. При дальнейшем развитии технологии производства элементной базы осуществление этих принципов стало возможным на основе программируемых микропроцессоров (ПМП). Упрощенная функциональная схема микропроцессорной релейной защиты представлена на рис.17.1. Рис.17.1. Структурная схема микропроцессорной защиты. Здесь: ПТТ-промежуточный трансформатор тока; ПТН-промежуточный трансформатор напряжения; МП-микропроцессор; ЧФ-частотные фильтры; АЦП-аналогово-цифровой преобразователь; ЦАП-цифро-аналоговый преобразователь; СУ-сигнальное устройство; В-выключатель; ОП-оперативный персонал; РП-релейный персонал. Входными элементами являются промежуточные трансформаторы напряжения ПТН и тока ПТТ, выходные сигналы с которых поступают на частотные фильтры (ЧФ), которые пропускают составляющие тока и напряжения 50гц и не пропускают высокочастотные гармоники (помехи). Далее аналоговые сигналы необходимо преобразовать в дискретные при 75 помощи аналого - цифрового преобразователя (АЦП). Полученные дискретные сигналы в виде двоичного кода поступают на вход программируемой МП системы. Далее сигналы от МП поступают на следующие элементы: - на отключение выключателей (через ЦАП); - сигнальное устройство (СУ) к оперативному персоналу; - ПВМ к релейному персоналу. Микропроцессор МП – это программно- управляемое цифровое устройство, предназначенное для выполнения арифметических и логических операций в соответствии с заданной программой и на основе элементов дискретной логики: И, ИЛИ, НЕ, триггеров, резисторов и т.д. Структурная схема МП представлена на рис. 17. 2. Микропроцессор МП содержит: - арифметико - логическое устройство (АЛУ); - регистр операндов (РО); - регистр команд (РК); - оперативное запоминающее устройство (ОЗУ); - запоминающее устройство (ЗУ) команд и чисел; - регистр адреса (РА); - регистр признаков (РП); - устройство управления (РУ); - код операций (КОП); - генератор тактовых импульсов. Рис.17.2. Структурная схема микропроцессора. 76 Здесь: - АЛУ- реализует арифметические (сложение и вычитание), логические ( И, ИЛИ, НЕ) операции, выполнение которых определяется программой; -РО- предназначен для кратковременного хранения исходных двоичных чисел (операндов), хранения результатов вычислений; -РК- для записи команд выполняемой операции; -ЗУК( команд) – запоминающее устройство для хранения команд операций; -ЗУЧ (чисел) – запоминающее устройство чисел для хранения чисел; -ГТИ- генератор тактовых импульсов для синхронизации работы всех устройств МП; -РА- запоминающее устройство для хранения адреса команд, где с помощью счётчика команд формируется последовательность их выполнения; -РП- для формирования признаков результатов операций ( например, нулевого и отрицательного); -УУ- для обеспечения необходимой последовательности работы всех частей МП в соответствие с программой; -РО и РП образуют оперативое запоминающее устройство (ОЗУ); -ЗУК и ЗУЧ образуют внешнее постоянное запоминающее устройство (ПЗУ). Алгоритмы функционирования измерительных органов (ИО) МП систем РЗ и А существенно отличаются от алгоритмов аналоговых устройств (на электромеханической и полупроводниковой базе) систем РЗ и А, т.к. в первых сначала вычисляется значение измеряемой величины, а потом происходит сравнение с уставкой, то во вторых сначала фиксируется сам факт нахождение измеряемой величины в зоне срабатывания защиты независимо от значения этой величины. МП функционирует следующим образом: - подаётся питание; - в регистр адреса (РА) загружается первая команда; - первая команда передаёт управление управляющей команде; - управляющая команда тестирует МП (запоминающие устройства, внешние устройства и т.д.), переписывает основную программу (ОПр.) в (ОЗУ) и передаёт ей управление; - начинает работать основная программа, выполняющая функции системы РЗ и А в реальном масштабе времени: - ОПр вводит в ОП мгновенные значения входных сигналов, преобразованные в цифровую форму с помощью АЦП; - производит арифметические и логические действия в соответствии - алгоритмом; - осуществляет сравнение преобразованных чисел с уставкой пускового органа (ПУО); - если ПУО сработал, программа начинает работать сначала. 77 Перечисленные действия выполняются циклически непрерывно, пока не возникает необходимость либо отключить систему РЗ и А, перевести на сигнал, или изменить уставки. 78 Лекция 11 11. Максимальная токовая защита (МТЗ). 11.1. Принцип действия МТЗ. Основные органы, классификация схем. При коротком замыкании ток в линии увеличивается. Этот признак используется для выполнения токовых защит. Максимальная токовая защита (МТЗ) приходит в действие при увеличении тока в фазах линии сверх определенного значения. Токовые защиты подразделяются на МТЗ, в которых для обеспечения селективности используется выдержка времени, и токовые отсечки, где селективность достигается выбором тока срабатывания. Таким образом, главное отличие между разными типами токовых защит в способе обеспечения селективности. Защита линий с помощью МТЗ с независимой выдержкой времени МТЗ – основная защита для воздушных линий с односторонним питанием. МТЗ оснащаются не только ЛЭП, но также и силовые трансформаторы, кабельные линии, мощные двигатели напряжением 6, 10 кВ. 79 Рис. 11.1 Расположение защиты в начале каждой линии со стороны источника питания. На рис. 11.1 изображено действие защит при КЗ в точке К. Выдержки времени защит подбираются по ступенчатому принципу и не зависят от величины тока, протекающего по реле. Схемы защиты Трехфазная схема защиты на постоянном оперативном токе Схема защиты представлена на рис.11.2.2: Основные реле: Пусковой орган – токовые реле КА. Орган времени – реле времени КТ. Вспомогательные реле: KL – промежуточное реле; KH – указательное реле. 80 Рис. 11.2 Промежуточное реле устанавливается в тех случаях, когда реле времени не может замыкать цепь катушки отключения YAT из-за недостаточной мощности своих контактов. Блок-контакт выключателя SQ служит для разрыва тока, протекающего по катушке отключения, так как контакты промежуточных реле не рассчитываются на размыкание. Двухфазные схемы защиты на постоянном оперативном токе 81 В тех случаях, когда МТЗ должна реагировать только при междуфазных КЗ, применяются двухфазные схемы с двумя или одним реле, как более дешевые. Двухрелейная схема Рис. 11.3 82 Рис. 11.3 (продолжение) Достоинства 1. Схема реагирует на все междуфазные КЗ на линиях. 2. Экономичнее трехфазной схемы. Недостатки Меньшая чувствительность при 2 – фазных КЗ за трансформатором с соединением обмоток Y/–11 гр. (В два раза меньше чем у трехфазной схемы). 83 Рис. 11.4 При необходимости чувствительность можно повысить, установив третье токовое реле в общем проводе токовых цепей. Чувствительность повышается в два раза – схема становиться равноценной по чувствительности с трехфазной. Схемы широко применяются в сетях с изолированной нейтралью, где возможны только междуфазные КЗ. двухфазные схемы применяются в качестве защиты от междуфазных КЗ и в сетях с глухозаземленной нейтралью, при этом для защиты от однофазных КЗ устанавливается дополнительная защита, реагирующая на ток нулевой последовательности. 84 Одно-релейная схема Рис. 11.5 Схема реагирует на все случаи междуфазных КЗ. Достоинства Только одно токовое реле. Недостатки 1. Меньшая чувствительность по сравнению с 2 – релейной схемой при КЗ между фазами АВ и ВС. 85 2. Недействие защиты при одном из трех возможных случаев 2 – фазных КЗ за трансформатором с соединением обмоток Y/–11 гр. Рис. 11.6 3. Более низкая надежность – при неисправности единственного токового реле происходит отказ защиты. 86 Схема применяется в распределительных сетях 6...10 кВ и для защиты электродвигателей. 11.2. Расчет тока и времени срабатывания защиты. Определение чувствительности защиты. Защита должна надежно срабатывать при повреждениях, но не должна действовать при максимальных токах нагрузки и её кратковременных толчках (например, запуск двигателей).  Слишком чувствительная защита может привести к неоправданным отключениям.  Главная задача при выборе тока срабатывания состоит в надежной отстройке защиты от токов нагрузки. Существуют два условия определения тока срабатывания защиты. Первое условие. Токовые реле не должны приходить в действие от тока нагрузки: 87 Iс.з>Iн.макс, (11.1) где Iс.з – ток срабатывания защиты (наименьший первичный ток в фазе линии, необходимый для действия защиты); Iн.макс – максимальный рабочий ток нагрузки. Второе условие. Токовые реле, сработавшие при КЗ в сети, должны надёжно возвращаться в исходное положение после отключения КЗ при оставшемся в защищаемой линии рабочем токе. При КЗ приходят в действие реле защит I и II (рис.11.2.1). После отключения КЗ защитой I прохождение тока КЗ прекращается и токовые реле защиты II должны вернуться в исходное положение. Ток возврата реле должен быть больше тока нагрузки линии, проходящего через защиту II после отключения КЗ. И этот ток в первые моменты времени после отключения КЗ имеет повышенное значение из–за пусковых токов электродвигателей, которые при КЗ тормозятся вследствие понижения (при КЗ) напряжения: 88 Рис. 11.2.7 Iвоз>kзIн.макс . (11.2) 89 Увеличение Iн.макс, вызванное самозапуском двигателей, оценивается коэффициентом запуска kз.  Учет самозапуска двигателей является обязательным. При выполнении условия (11.2) выполняется и условие (11.1), так как IвозtввI+tпI+tвI. (11.9) Выдержка времени защиты II может быть определена как tввII=tввI+tпI+tвI+tпII+tзап, (11.10) где tпII – погрешность в сторону снижения выдержки времени защиты II; tзап – время запаса. 92 Таким образом, минимальная ступень времени t может быть вычислена как t=tввII – tввI=tпI+tвI+tпII+tзап. (11.11) По формуле (11.11) определяется ступень времени для защит с независимой характеристикой времени срабатывания от тока. Рекомендуется принимать t =0,35...0,6 с. В курсовой работе следует принимать t =0,5 с. Выбор времени действия защит Для МТЗ с независимой выдержкой времени выдержка времени защит вычисляется по формуле (11.4), расчет начинается от МТЗ, установленных у потребителей электроэнергии (см. рис. 11.4): tвв(n)= tвв(n–1)+ t. (11.12) Рис. 11.4 t1=0; t2=0,5с; t3=1с; t4=1,5с; t5=2с. 93 Лекция 12 12. Предотвращение замыканий на землю в системах электроснабжения. 12.1. Защита от замыкания на землю в сети с малым током однофазного замыкания. При отсутствии на линиях 10 кВ селективных защит от однофазных замыканий на землю «Правила» допускают поиск поврежденного элемента путем поочередного отключения присоединений. Поочередное отключение производится оперативным персоналом. При отключении поврежденного присоединения устройство контроля изоляции прекращает действовать на сигнал. Устройства контроля изоляции. В настоящее время практически все устройства контроля изоляции выполняются с использованием трансформаторов напряжения, либо трехфазных пятистержневых ТН типа НТМИ, либо трех однофазных ТН и даже двух однофазных ТН, соединенных по схеме открытого треугольника с заземленной нейтралью. Как правило, на питающих подстанциях устанавливаются ТН типа НТМИ. Рис. 12.1. Схемы включения (а) устройств контроля изоляции (PC) и максимальной защиты напряжения нулевой последовательности (РН) и векторные диаграммы напряжений при однофазном замыкании на землю (б и в) ТН — трансформатор напряжения; V1—V3 — вольтметры 94 Устройство контроля изоляции может быть выполнено несколькими способами (рис. 20,а). Например, с помощью трех вольтметров VI—V3, включенных на фазные напряжения вторичной обмотки трансформатора напряжения. Может быть установлен один вольтметр с переключателем. В нормальном симметричном режиме все три вольтметра показывают одинаковые фазные напряжения. При замыкании одной фазы на землю показания вольтметра этой фазы резко понизятся, вплоть до нуля при металлическом замыкании. Показания вольтметров других фаз увеличатся, вплоть до 1,73 фазного, также при металлическом замыкании. Для получения звукового сигнала при замыкании на землю в схему устройства может быть включено сигнальное реле PC. В нормальном режиме сумма фазных напряжений равна нулю и реле не работает. При замыкании на землю одной фазы напряжение нулевой точки N вольтметров становится равным сумме напряжений неповрежденных фаз и под влиянием этого напряжения реле срабатывает. Другим распространенным способом выполнения сигнализации замыканий на землю является использование специальной (третьей) обмотки трансформатора напряжения, соединенной по схеме, называемой разомкнутым треугольником, которая является фильтром напряжения нулевой последовательности 3U0 (рис. 20,а). В нормальном режиме сети 110 кВ при симметричных напряжениях фаз Л, В и С на выводах этой обмотки и на реле РН напряжение практически отсутствует (имеется только напряжение небаланса, значение которого обычно не превышает 1 В; наличие этого напряжения свидетельствует об исправности ТН, отсутствии обрывов и замыканий в его вторичных цепях). При однофазном металлическом замыкании на землю, например, провода фазы Л напряжение этой фазы относительно земли становится равным нулю, напряжения неповрежденных фаз В и С увеличиваются в 1,73 раза, а их геометрическая сумма становится равной утроенному значению фазного напряжения (рис. 20,6, в). Для того чтобы напряжение на реле РН в этих случаях не превышало стандартного номинального значения 100 В, трансформаторы напряжения с обмотками, соединенными по схеме «разомкнутый треугольник», имеют повышенный в 3 раза коэффициент трансформации: (12.1) Под воздействием напряжения нулевой последовательности 3£/0, которое при металлическом замыкании достигает 100 В, максимальное реле напряжения РН срабатывает на сигнал или на отключение. Последнее выполняется на подстанциях, откуда питаются линии, отключаемые при замыканиях на землю по условиям техники безопасности (см. выше). Защита по напряжению нулевой последовательности является здесь резервной по 95 отношению к основным селективным защитам этих линий, например типа ЗЗП-1М, и действует на отключение подстанции или секции с выдержкой времени 0,5—0,7 с для отстройки от основной защиты. В устройстве применяется реле РН (рис. 20,а) типа РН-53/60Д с минимальной уставкой 15 В [8]. Очевидно, что устройство контроля изоляции в виде максимальной защиты напряжения нулевой последовательности (реле РН на рис. 20,а) является очень простой, чувствительной и надежной защитой от замыканий на землю, но, к сожалению, неселективной. Обмотка разомкнутый треугольник используется также для питания других защит от замыканий на землю (ЗЗП-1М, ИЗС). 12.2. Назначение и принципы выполнения, основные требования, предъявляемые к защите от замыкания на землю. При невозможности обеспечить требуемое сопротивление естественными заземляющими устройствами необходимо предусматривать сооружение искусственных. Искусственные заземлители, как правило, выполняются из стали. Заземляющие устройства не должны иметь окраски, кроме мест сварных соединений горизонтальных и вертикальных заземлителей, а также горизонтальных заземлителей между собой. Указанные места окрашиваются битумной или другими аналогичными красками. Горизонтальные заземлители электроустановок выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть проверены на термическую стойкость и коррозионное разрушение. В случае опасности повышенной коррозии для заземлителей рекомендуется использовать сталь только круглого профиля и повышенного сечения. Если минимально допустимое сеченне определяется не термической стойкостью, а только механической прочностью, то сечение заземлителей в зависимости от агрессивности грунта принимается по табл. 1. При повышенной коррозии могут применяться также оцинкованные или омедненные заземлители. Активность грунта по отношению к стали в зависимости от одного из параметров — удельного сопротивления грунта, влияющего на скорость коррозии металла в грунте, приведена ниже. Коррозионная активность грунтов Уде ьное сопротивление грунта, Ом * м Весьма высокая До 5 Высокая 5 — 10 Повышенная 10 — 20 Средняя 20 — 100 96 Низкая Общие требования к конструктивному выполнению заземляющих устройств изложены в табл. 2. Таблица 1. Сечение заземлителей в зависимости от агрессивности грунтов Вид заземляющего устройства Со стальными вертикальными заземлителями Стальные горизонтальные заземлители * Заземлители Коррозионная активность грунта по отношению к стали Весьма высокая Рекомендуемые Допусти размеры заземлителей мые к применению заземлители Сталь круглая диаметром 16 мм * Высокая То же — Для мягких грунтов Сталь Повышенная, средняя сталь круглая угловая 63 х Низкая диаметром 12 мм 63 х 6 мм Для грунтов средней Для мягких твердости сталь грунтов диаметром 16 мм сталь угловая 50 х 50 х 5 мм Для средней твердости ста ь угловая 63 х 63 х х 6 мм Сталь круглая Стальна Весьма высокая, диаметром 16 мм я полоса 20 высокая Сталь круглая х 10, 30 х х диаметром 14 мм 10, 40 х 10 мм Стальная полоса 20 х 8, 30 х х 8, 40 х 8 мм Пов шенная, средняя Сталь круглая диаметром 12 мм Стальна я полоса 20 х 6, 30 х х 6, 40 х 6 мм Низкая Сталь круглая диаметром 10 мм Стальна я полоса 20 х 4, 30 других форм недопустимы по условиям коррозии. Примечание. При равном сечении целесообразней применять стальные полосы большей толщины, но меньшей ширины. Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно обеспечивать в любое время года при стекании с него тока замыкания на землю значения напряжений прикосновения, не превышающие 97 нормированных. Сопротивление заземляющего устройства при этом определяется по допустимому напряжению на заземляющем устройстве и току замыкания на землю. При определении значения допустимого напряжения прикосновения в качестве расчетного времени воздействия следует принимать сумму времени действия защиты и полного времени отключения выключателя. При определении допустимых значений напряжений прикосновения у рабочих мест, где в ходе производства оперативных переключений могут возникнуть КЗ на конструкции, доступные прикосновению производящему переключения персоналу, следует принимать время действия резервной защиты, а для остальной территории — основной защиты. Таблица 2. Требования к конструктивному выполнению заземляющего устройства Принцип нормирования заземляющего устройства Соблюдение требований к сопротивлению или напряжению прикосновения Требования к конструктивному выполнению 1. Заземляющие проводники, присоединяющие оборудование или конструкции к заземлителю, в земле прокладывать на глубине не менее 0,3 м. 2. Вблизи мест расположения заземляемых нейтралей силовых трансформаторов, короткозамыкателей прокладывать про дольные и поперечные горизонтальные заземлители (проводники) (в четырех направлениях). 3. При выходе заземляющего устройства за пределы ограждения электроустановки горизонтальные заземлители, находящиеся вне территории электроустановки, следует прокладывать на глубине не менее 1 м. Внешний контур заземляющего устройства в этом случае рекомен уется выполнять в виде многоугольника с тупыми или скругленными углами. Соблюдение требо 1. Продольные горизонтальные заземлители (проводники) ваний к сопротивле должны быть проложены вдоль осей электрооборудования со нию заземляющего стороны обслуживания на глубине 0.5 — 0,7 м от устройства поверхности земли и на расстоянии 0,8 — 1 м от фундаментов или Соблюдение оснований требований к оборудования. Допускается увеличение расстояний от напряжению фундаментов или оснований оборудования до 1.5 м с прикосновения прокладкой одного горизонтального заземлителя (проводника) для двух рядов оборудования, если стороны обслуживания обращены одна к другой, а расстояние между фундаментами или основаниями двух рядов не превышает 3 м. 2. Поперечные горизонтальные заземлители (проводники) следует прокладывать в удобных местах между оборудованием 98 на глубине 0.5 — 0.7 м от поверхности земли. Расстояние между ними рекомендуется принимать увеличивающимся от периферии к центру заземляющей сетки. При этом первое и последующие расстояния, начиная от периферии, не должны превышать соответственно 4; 5; 6; 7,5; 9; 11; 13,5; 16 и 20 м. Размеры ячеек заземляющей сетки, примыкающих к местам присоединения нейтралей силовых трансформаторов и короткозамыкателей к заземляющему устройству, не должны превышать 6x6 м. Горизонтальные заземлители (проводники) следует прокладывать по краю территории, занимаемой заземляющим устройством, так, чтобы они в совокупности образовывали замкнутый контур. 3. Если контур заземляющего устройства располагается в пределах внешнего ограждения электроустановки, то у входов и въездов на ее территорию следует выравнивать потенциал путем установки двух вертикальных заземлителей у внешнего горизонтального заземлителя напротив входов и въездов. Вертикальные заземлители должны быть длиной 3 — 5 м, а расстояние между ними должно быть равно ширине входа или въезда. Размещение продольных и поперечных горизонтальных заземлителей должно определяться требованиями ограничения напряжений прикосновения до нормированных значений и удобством присоединения заземляющего оборудования. Расстояние между продольными и поперечными горизонтальными искусств венными заземлителями не должно превышать 30 м, а глубина их заложения в грунт должна быть не менее 0,3 м. У рабочих мест допускается прокладка заземлителей на меньшей глубнне, если необходимость этого подтверждается расчетом, а само выполнение не снижает удобства обслуживания электроустановки и срока службы заземлителей. Для снижения напряжения прикосновения у рабочих мест в обоснованных случаях может быть выполнена подсыпка щебня слое толщиной 0,1 — 0,2 м. Таблица 3. Условия выравнивания потенциалов вокруг промышленной электроустановки или вокруг здания, в котором она размещена Условия для выравнивания потенциалов 1. Разрешается использование железобетонных фундаментов производственных зданий и сооружений в качестве заземлителей в соответствии с ПУЭ, если при этом обеспечивается допустимый уровень выравнивания потенциалов. Обеспечение условий выр внивания потенциалов с помощью Требования к устройствам аземляющим 1. Если заземляющее устройство промышленной или другой электроустановки соединено с заземлите л ем электроустановки выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью кабелем с металлической оболочкой или 99 железобетонных фундаментов, используемых в качестве заземлителей, определяется на основе требований, приведенных в данной таблице. Условия для выравнивания потенциалов броней или с помощью других металлических связей, то для выравнивания потенциалов вокруг такой электроустановки или вокруг здания, в котором она разме ена, необходимо соблюдение одного из условий, данных в таблице. Требования к заземляющим устройствам 2. Укладка в землю на глубине 1 м и на 2. Во избежание выноса расстоянии 1 м от фундамента здания или от потенциала не допускается питание периметра территории, занимаемой электропроводников, находящихся оборудованием, заземлителя, соединенного с за пределами заземляющих металлическими конструкциями устройств электроустановок строительного и производственного напряжением выше 1 кВ сети с назначения и сетью заземления (зануления), эффекгивно заземленной а у входов и у въездов в здание — укладка нейтралью, от обмоток проводников на расстоянии 1 и 2 м от напряжением до 1 кВ с заземленной заземлителя на глубине 1 и К 5 м нейтралью трансформаторов, соответственно и соединение этих находящихся в виде заземляющего проводников с заземлителем. устройства. При необходимости питание таких электроприемников может осуществляться от трансформатора с изолированной нейтралью на стороне напряжением до 1 кВ по кабельной линии, выполненной кабелем без металлической оболочки и без брони, или по ВЛ. Питание таких электроприемников может осуществляться также через разделительный трансформатор. Разделительный трансформатор и линия от его вторичной обмотки к электроприемнику, если она проходит по территории, занимаемой заземляющим устройством электроустановки, должны иметь изоляцию от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве. При невозможности выполнения указанных условий на территории, занимаемой такими электроприемниками, должно быть выполнено выравнивание по енциалов. 3. Наличие вокруг зданий асфальтовых 3. Если у какого-либо входа отмосток. в том числе и у входов и въездов. (въезда) отмостка отсутствует, у 100 этого входа (въезда) должно быть выполнено выравнивание потенциалов путем укладки двух проводников, как указано в условии 2, или соблюдено условие 1. При этом во всех случаях должны выполняться требования п. 2. Таблица 4. Условия заземления внешней ограды электроустановок Особенности электро установки I. Общий случай Особенности электроустановки 1. От электроустановки отходят ВЛ напряжением 110 кВ и выше. 2. Выполнение хотя бы одного из мероприятий, указанных в пп. 1, 2, невозможно. Условия заземления ограды Внешнюю ограду электроустановок не рекомендуется присоединять к заземляющему устройству . Для исключения электрической связи внешней ограды с заземляющим устройством расстояние от ограды до элементов заземляющего устройства, расположенных вдоль нее с внутренней, внешней или с обеих сторон, должно быть не менее 2 м. Выходящие за пределы ограды горизонтальные заземлители. трубы и кабели с металлической оболочкой и другие металлические коммуникации должны быть проложены посередине между стойками ограды на глубине не менее 0,5 м. В местах примыкания внешней ограды к зданиям и сооружениям, а также в местах примыкания к внешней ограде внутренних металлических ограждений должны быть выполнены кирпичные или деревянные вставки длиной не менее 1 м. Условия заземления ограды Ограду следует заземлить с помощью вертикальных заземлителей глубиной 2 — 3 м. установленных у стоек ограды по всему ее периметру через 20 — 50 м. Установка таких заземлителей не требуется для ограды с металлическими стойками и с теми стойками из железобетона, арматура которых электрически соединена с металлическими звеньями ограды. Металлические части ограды следует присоединить к заземляющему устройству и выполнить выравнивание потенциалов так, чтобы напряжение прикосновения с внешней и внутренней сторон ограды не превышало допустимых значений. При выполнении заземляющего устройства по допустимому сопротивлению должен быть проложен с внешней стороны ограды горизонтальный заземлитель на расстоянии 1 м от нее и на глубине 1 м. Этот заземлитель следует присоединять к заземляющему устройству не менее чем в четырех точках. *Не следует устанавливать на внешней ограде электроприемники напряжением до 1 кВ, которые питаются непосредственно от понижающих трансформаторов, расположенных на территории электроустановки. При размещении электроприемников на внешней ограде их питание следует 101 осуществлять через разделительные трансформаторы. Эти трансформаторы не допускается устанавливать на ограде. Линия, соединяющая вторичную обмотку разделительного трансформатора с электроприемником, расположенным на ограде. должна быть изолирована от земли на расчетное значение напряжения на заземляющем устройстве. Одним из важнейших условий монтажа безопасных заземляющих устройств является выполнение требований по выравниванию потенциалов (табл. 3). Ограждение электроустановок может быть соединено с заземляющим устройством. Условия заземления внешней ограды электроустановок приводятся в табл. 4. Сечение одиночного заземлителя с учетом коррозии. Скорость коррозии металла в грунте зависит от ряда свойств: воздухопроницаемости, электропроводности, наличия растворенных солей, температуры среды. Преобладание ионов С1 (засоленные почвы) и значения рН менее 7 (кислые, гумусовые, болотистые грунты) вызывают повышенную коррозионную активность. Рост температуры повышает коррозионную активность; при замерзании воды в земле эти процессы замедляются, с увеличением влажности почвы коррозия увеличивается, при снижении воздухопроницаемости коррозионный процесс тормозится. 12.3. Принципы выполнения селективных защит. Защиты, реагирующие на величину или направления естественного тока сети. Токовая направленная защита представляет собой МТЗ, дополненную реле направления мощности. Однофазная принципиальная схема ТНЗ представлена на рис. 7.3.1. 102 Рис. 12.2 Пусковой орган защиты: Орган направления: токовое реле КА. реле направления мощности KW. Орган времени: реле времени КТ. Работа схемы: при КЗ на защищаемой линии реле KW замыкает свои контакты, а при КЗ на смежных линиях – нет. В нормальном режиме при 103 направлении потока мощности от шин в линию реле KW может замыкать свои контакты, однако срабатывание защиты должно предотвращаться токовым реле КА, поэтому токовые реле должны быть отстроены от токов нагрузки. В тех случаях, когда токовые реле по условиям чувствительности не удаётся отстроить от максимальной нагрузки, применяется блокировка от реле минимального напряжения KV (рис. 7.3.2). Рис. 12.3 104 Сети с изолированной нейтралью ТНЗ устанавливается на двух одноименных фазах во всей сети. Сети с глухозаземленной нейтралью Защита устанавливается на трех фазах. Если защита служит для действия только при междуфазных КЗ – на двух фазах. 105 ТНЗ выполняются как на постоянном, так и на переменном оперативном токе. 12.4 Схема выполнена с дешунтированием катушки отключения, с токовыми пусковым органом и промежуточными реле KL1,KL2 с мощными переключающими контактами. Схема должна быть дополнена устройствами, контролирующими исправность цепей напряжения. 106 Рис. 7.3.3 107 Рис. 12.4 (продолжение) 12.4.Трансформаторы нулевой последовательности: принцип действия и конструктивные особенности. Нулевая последовательность фаз. Согласно теории симметричных составляющих любую несимметричную систему трех токов или напряжений - обозначим их А, В, С - можно представить в виде трех систем прямой, обратной и нулевой последовательностей фаз (рис. 12.5, а-в ). Первые две системы симметричны и уравновешены, последняя симметрична, но не уравновешена. 108 Система прямой последовательности (рис. 12.5, а ) состоит из трех вращающихся векторов A 1, B 1, C 1, равных по значению и повернутых на 120° относительно друг друга, причем вектор B1 следует за вектором А 1. Рис. 12.5. Принципиальная схема максимальной токовой защиты с пуском от реле минимального напряжения: КА - реле тока (токовый пусковой орган); КV - реле минимального напряжения (пусковой орган по напряжению); КТ - реле времени Система обратной последовательности (рис. 12.5, б ) состоит также из трех векторов A 2, B 2, C 2, равных по значению и повернутых на 120° относительно друг друга, но при вращении в ту же сторону, что и векторы прямой последовательности, вектор B 2 опережает вектор A 2 на 120°. Система нулевой последовательности (рис. 12.5, в ) состоит из трех векторов A 0, B 0, C 0, совпадающих по фазе. Очевидно, что сложение одноименных векторов этих трех систем дает ту несимметричную систему, которая была разложена на, ее составляющие: В качестве примера сложение векторов фазы С выполнено на рис. 12.5, г . Существует и метод расчета симметричных составляющих, согласно которому составляющая нулевой последовательности 109 Рис. 12.6. Симметричные составляющие: а, б, в - прямой, обратной и нулевой последовательности соответственно; г - сложение векторов трех последовательностей фазы С Рис. 12.7. Однофазное КЗ на землю на ненагруженной линии с односторонним питанием: а - схема линии; б - векторная диаграмма напряжения и тока для точки К ; в, г - векторные диаграммы напряжения и токов, построенные с помощью симметричных составляющих Таким образом, для нахождения A 0 надо геометрически сложить три составляющие вектора и взять одну треть от суммы. Целесообразность представления несимметричных систем тремя симметричными составляющими состоит в том, что анализ и расчеты напряжений и токов для системы нулевой последовательности могут выполняться независимо от систем прямой и обратной последовательностей, что во многих случаях упрощает расчеты. 110 Включение же защит на составляющие нулевой последовательности дает ряд преимуществ по сравнению с включением их на полные токи и напряжения фаз для действия при КЗ на землю. Практическое использование составляющих нулевой последовательности. Рассмотрим металлическое замыкание фазы А на землю в сети с эффективно заземленной нейтралью (рис. 12.7, а ). Этот вид повреждения относится к несимметричным КЗ и характеризуется тем, что в замкнутом контуре действует ЭДС E A, под действием которой в поврежденной фазе А проходит ток IA=Ik отстающий от E A на 90°; напряжение фазы А относительно земли в месте повреждения (точка К ) UAк =0 , так как эта точка непосредственно соединена с землей; токи в неповрежденных фазах IB и IC отсутствуют. С учетом сказанного на рис. 12.7, б построена векторная диаграмма для точки К . На рис. 12.7, в и г приведены векторные диаграммы напряжений и токов, построенные с помощью симметричных составляющих для того же случая однофазного КЗ. Сравнение диаграммы, представленной на рис. 12.7, б , с диаграммами рис. 12.7, в и гпоказывает, что вектор I к равен вектору 3I0 , а– ЕА =U B к + U C к =3U0к . Значит, полный ток фазы в месте повреждения может быть представлен утроенным значением тока нулевой последовательности, а ЭДС - ЕА - утроенным значением напряжения нулевой последовательности. Практически ток нулевой последовательности получают соединением вторичных обмоток трансформаторов тока в фильтр токов нулевой последовательности (рис. 12.8). Из схемы видно, что ток в реле КА равен геометрической сумме токов трех фаз: Ток в реле появляется только при однофазном или двухфазном КЗ на землю. Короткие замыкания между фазами являются симметричными системами, и соответственно этому ток в реле Iр=0 . Для получения напряжения нулевой последовательности вторичные обмотки трансформатора напряжения соединяют в разомкнутый треугольник (рис. 12.8) и обязательно заземляют нейтраль его первичной обмотки. В этом случае 111 Рис. 12.8. Соединение трансформаторов тока в фильтр токов нулевой последовательности В нормальном режиме работы и КЗ между фазами (без земли) геометрическая сумма напряжений вторичных обмоток, соединенных в разомкнутый треугольник, равна нулю, и поэтому Up также равно нулю (рис. 12.8, б). И только при однофазных (или двухфазных) КЗ на землю на зажимах разомкнутого треугольника появляется напряжение Up=3U0 (рис. 12.8, в ). Фазные напряжения систем прямой и обратной последовательностей образуют симметричные звезды, и поэтому суммы их векторов в схеме разомкнутого треугольника всегда равны нулю. Рис. 12.8. Соединение однофазных трансформаторов напряжении в фильтр напряжения нулевой последовательности: а - общая схема трансформатора напряжения; б - векторные диаграммы в нормальном режиме работы; с - то же при замыкании фазы А на землю в сети с заземленной нейтралью; PV - вольтметр контроля исправности цепей вторичной обмотки 112 Лекция 13 13. Дистанционная защита. 13.1.Назначения и принцип действия и характеристики выдержек времени. Дистанционной защитой (ДЗ) называется защита, работающая на принципе измерения (как правило) полного сопротивления при помощи реле сопротивления, рассмотренных выше. Время срабатывания (выдержка времени) дистанционной защиты зависит от сопротивления на зажимах реле Zp, т.е. t = f (Zp). Поэтому можно сформулировать: ДЗ – это такая защита, выдержка времени которой «автоматически» изменяется в зависимости от удалённости (сопротивления линии) до места КЗ до места установки защиты. Дистанционная защита является более быстродействующей по сравнению с МТЗ и более чувствительной, чем ТО, но и более сложной и дорогой, поэтому её применяют тогда, когда МТЗ и ТО не удовлетворяют необходимым требованиям (как правило, для линий 35 - 220кВ сложной конфигурации). 113 Характеристики выдержек времени дистанционных защит делятся на три группы (см. рис. 13.1.): а) - плавно-зависимые (наклонные); б) -ступенчатые; в) -комбинированные. В общем случае ДЗ имеет три органа: пусковой, дистанционный и выдержки времени. Для сетей с многосторонним питанием добавляется и орган направления мощности. В качестве пускового органа применяют электромагнитное токовое реле (как правило) или реле сопротивления. 114 В качестве дистанционного органа используются реле сопротивления. В качестве органа выдержки времени обычно применяют электромагнитное реле времени. Ступенчатая характеристика является наиболее распространённой (рис.13.1,б). Число ступеней выдержек времени одной защиты равно трём. Выдержка времени первой ступени равна собственному времени срабатывания (0,1-0,2 сек.). Выдержка времени второй и третьей ступеней рассчитываются и отличаются примерно на 0,7-1,0 сек. Реле с наклонными и комбинированными характеристиками конструктивно очень сложны и не имеют существенных преимуществ перед ступенчатой. 115 t а) Lpk( Zpk) б) t3 t1 1зона t2 2зона 3зона в) Рис.13.1. Характеристики дистанционных защит (зависимость времени срабатывания от сопротивления (расстояния): а) плавно-зависимая (наклонная); б) ступенчатая; в) комбинированная. Защищаемый участок линии (в соответствии с выдержками времени) делится (как правило) на три зоны: 116 - первая зона - это такое расстояние, в пределах которой защита действует с выдержкой времени первой ступени (в данном случае равной собственному времени срабатывания) и покрывает, как правило, расстояние 70-80% от всей длины защищаемой линии; - вторая зона – это расстояние, в пределах которого защита действует с выдержкой времени второй ступени и охватывает 30-40% длины смежного участка; - третья зона - резервная и охватывает остальную часть линии. 13.2. Дистанционные органы, требования к ним. Схемы включения реле сопротивления. Напомним, что характеристика срабатывания реле сопротивления на комплексной плоскости представляет собой пограничную линию, которая отделяет область срабатывания от области несрабатывания реле. В практике релейной защиты встречаются несколько видов характеристик: -круговая с центром в начале координат; -круговая, проходящая через начало координат; -круговая с центром координат внутри окружности («смешанная» или промежуточная между первой и второй); 117 -эллиптическая; -в виде многоугольника; -в виде треугольника и т. д. На рис.13.3. представлена круговая характеристика, проходящая через начало координат, являющаяся характеристикой направленного реле полного сопротивления. На рис.13.4.представлены другие характеристики различных защит. 118 Рис.13.4. Виды характеристик различных защит: а) круговая с центром в начале координат; б) круговая с центром координат внутри окружности; в) эллиптическая; г,е) треугольные; д,ж) в виде многоугольника; д) трёхступенчатая характеристика для тяговой подстанции (защита УЭЗФМК). Реле с круговой характеристикой (рис.8.4,а) является ненаправленным, т.к. его сопротивление равно радиусу окружности Zcp. и не зависит от от угла сдвига φp между Up и Ip. Реле с такой характеристикой применяется в тех случаях, когда не требуется различной чувствительности к реактивной и активной составляющей полного сопротивления, например, в защитах шин 6 -10кВ, а при применении такого реле для 35-110кВ необходимо дополнительно устанавливать реле направления мощности. Реле с круговой характеристикой (рис.13.4,б) является «смешанной». Окружность этой характеристики смещена вниз по линии наибольшей чувствительности в квадрант III на величину сопротивления смещения Zсм. Реле с такой характеристикой работает надёжно как при КЗ в первом квадранте, так при КЗ за «спиной» реле в III квадранте. Поэтому это реле не является направленным и используется для защиты шин подстанций. На рис 13.4(в) изображена характеристика направленного реле, имеющая вид эллипса. Полное сопротивление такого реле равно большой оси эллипса. По сравнению с круговой эллиптическая характеристика имеет 119 меньшую рабочую область, что даёт возможность лучше отстроить реле от перегрузок и качаний. На рис.13.4(г) приведена характеристика, обладающая той особенностью, что чем ближе к месту установки защиты находится точка КЗ, тем большая величина переходного сопротивления требуется для её срабатывания. Например, при КЗ у поста секционирования реле с такой характеристикой, установленное на ТП, сработает при сопротивлении более 45-50 Ом. Характеристика на рис.13.4(ж) аналогична 13.4(г), но обладает лучшими характеристиками. Характеристика на рис.13.4 (е), имеющая вид треугольника, применяется обычно для третьей (резервной) зоны ДЗ. Она позволяет отстроиться от Zp при больших значениях тока нагрузки, чему соответствует минимальное значении вектора сопротивления при нагрузке Zp. max .  0,9 Uн Ip. max . и допускает срабатывание реле при значительном переходном сопротивлении. Характеристика на рис.13.4(д) в виде четырёхугольника отличается от круговых тем, что в большей степени совпадает с контуром области расположения векторов Zp при КЗ и является наиболее рациональной. 120 Характеристики в виде многоугольников или образованные из сочетания дуг окружностей с отрезками прямых принято называть сложными и позволяют повысить чувствительность РС к повреждениям через переходное сопротивление и увеличить зону действия на протяжённых ЛЭП и т.д. Такие виды характеристик реализуются на электронных реле сопротивления. 13.3. Классификация схем дистанционных защит, их структурные формулы: основные органы защиты, особенности их выполнения. При трёхфазных КЗ все три ДО находятся в одинаковых условиях (к каждому из них подводится междуфазное напряжение). При двухфазных КЗ (например, между фазами В и С), только один ДО, включённый на напряжение повреждённых фаз, получает напряжение, пропорциональное от подстанции до точки КЗ. Реле сопротивления, выполняющие функции пускового органа, включаются на междуфазные напряжения и фазный ток (таблица 13.2) 121 Таблица 13.1. 122 Схемы включения на междуфазные напряжения и фазный ток не применяются для включения реле сопротивления в качестве ДО первой и второй зон, т.к. при трёхфазном и двухфазном КЗ не выполняется условие одинаковости сопротивлений линий до точки повреждения. Для реализации включения РС согласно таблицы 8.1. используются промежуточные трансформаторы тока или трансреакторы (датчики тока) в которых имеется две первичные и одна вторичная обмотки. Рис.13.5. Схема включения трёхсистемной ДЗ с применением трансреакторов. 123 В этом случае трансформаторы тока включаются в звезду. При включении трансформаторов тока в треугольник применяется схема без трансреакторов т. к. в этом случае через реле протекает ток, равный разности токов двух фаз. На рис. 13.5 и 13.6. ДЗ имеют трёхсистемное исполнение (комплекты реле во всех трёх фазах), однако, они требуют большого количества реле. Имеются также ДЗ двух и односистемного исполнения, в которых количество реле меньше, но необходимо осуществлять переключение цепей тока и напряжения в зависимости от вида повреждения. Известны односистемные защиты, построенные на использовании элементов дискретной логики (дистанционная защита ДЗ-10 для линий 6-10кВ и др.), принцип действия которых изображён на рис.13.6. 124 Рис. 13.6. Структурная схема односистемного реле сопротивления. Здесь:ЕА-нуль-орган; Д1-максиселектор; Д2-миниселектор. Схема работает следующим образом. На вход Д1 подаются сигналы, пропорциональные разности фазных токов, а на вход ячейки Д2 - сигналы, пропорциональные междуфазным напряжениям. На выходе Д1 формируется постоянное напряжение, пропорциональное наибольшему из входных сигналов, на выходе Д2 – наименьшему из входных сигналов. Таким образом, нуль-орган ЕА сравнивает наибольшую из разностей фазных токов Imax с наименьшим из междуфазных напряжений Umin. При этом условие срабатывания имеет вид: кн •Umin. ≤ кт • Imax. (13.1.) Отсюда: 125 U min . Кt  или Im ax. Кн Zp. ≤ Zcp (13.2.) Причём, сопротивление Zp при трёхфазных и двухфазных имеет одинаковое значение и пропорционально расстоянию до места КЗ. Схемы ДЗ, реагирующие на однофазные КЗ Этот вид ДЗ включаются по схеме с токовой компенсацией. Схема предусматривает три реле сопротивления, каждое из которых включается согласно таблицы 8.3. Таблица 13.2. 126 Напряжение Здесь к3Io - ток, пропорциональный току нулевой последовательности (НП). При однофазном КЗ правильно срабатывают только одно реле сопротивления (комплект реле), включённое на напряжение и ток 127 повреждённой фазы. Два других реле, включённое на ток и напряжение неповреждённых фаз, не срабатывают, т.к. Zp > Z1, где: Zp- сопротивление на зажимах реле; Z1- сопротивление нулевой последовательности. Схема включения ДЗ при однофазных КЗ фаз В и С и для КЗ на землю любых двух фаз аналогична представленной на рис.8.6, но имеет отличия. Вторая первичная обмотка Wo включена на ток к3Iо (НП), а число обмоток фазы Wф подбирается так, чтобы Wф 1  Wo K (рис.8.8.) Результирующий поток первичных обмоток Фрез.= Фф+ кФо= Iф+к3Io. Поэтому вторичный ток трансреактора будет пропорционален току Iф+к3Io (схема и предназначена для получения этого тока). 128 Рис.13.7 Схема включения реле сопротивления. Реле сопротивления при этом реагирует на однофазные КЗ с токовой компенсацией в виде Iф+к3Io. 129 Лекция 14 14. Дифференциальная токовая продольная защита. 14.1.Назначения и принцип действия, способы выполнения. Особенности обусловлены значительным расстоянием между концами защищаемой линии, при этом должны быть выполнены следующие дополнительные условия: - между подстанциями, (определяющими защищаемый участок), прокладываются вспомогательные провода, необходимые для соединения между собой трансформатор тока. - в схему защиты включается два реле тока, по одному на каждом конце линии, необходимые для отключения выключателей с обеих сторон. Выполнение этих требований усложняет защиту, увеличивает ее стоимость и отрицательно сказывается на чувствительности и надежности. 1. Особенности, связанные с большой длиной вспомогательных проводов. По вспомогательным проводам непрерывно циркулируют вторичные токи I2 трансформатора тока. Значение этих токов и величина сопротивления проводов определяет мощность отдаваемую трансформатора тока, равную I 22  R , при номинальном вторичном токе I2ном.=5А, и допустимой нагрузки для трансформатора тока, сопротивление соединительных проводов R должно быть не более 1÷2 Ом. В этом случаи дифференциальная защита может быть использована на ЛЭП длиной всего несколько сотен метров. При больших длинах снижение нагрузки на трансформатора тока достигается а) б) Рис. 14.1 Продольная дифференциальная защита линии: а – схема включения реле; б – принципиальная схема защиты 130 использованием промежуточных трансформаторов тока (ПТТ) – (рис. 2.22). В схемах применяют реле тока дифференциального типа – 1ТД, 2ТД. В качестве вспомогательных проводов желательно использовать существующие кабели телемеханики. Для осуществления защиты действующей при всех видах КЗ, необходимо использовать шести дифференциальных реле и не менее четырех вспомогательных проводов. Для уменьшения числа вспомогательных проводов и реле в схеме используют комбинированные фильтры, на выходе которых получают токи пропорциональные I1+К2I2 или I1+К0I0. Использование таких фильтров позволяет сократить число реле вспомогательных проводов до двух, и тем самым снизить вероятность нарушения связи между трансформаторами тока. 2. Особенности защиты обусловленные включением в ее схему двух дифференциальных реле. Вторичный ток I2I, распределяется на две параллельные ветви: первая ветвь – обмотка реле 1КА, вторая ветвь – обмотка реле 2КА плюс вспомогательные провода. Таким образом сопротивление второй ветви будет больше следовательно часть тока проходящего через вторую ветвь (и через обмотку второго реле) будет меньше, чем через обмотку реле 1КА. Аналогично и для тока I2II. Таким образом даже при отсутствии погрешностей трансформаторов тока, в обмотках реле, при нормальной работе и внешних КЗ, будут протекать токи небаланса I′н.б., с ростом сопротивления вспомогательных проводов, ток I′н.б. растет, что требует соответствующего загрубления защиты. При КЗ в зоне защиты ток в каждом реле составляет только часть полного тока повреждения, так как вторая его часть проходит по обмотке второго реле. Для повышения надежности и чувствительности защиты используют реле с торможением. Оценка продольной дифференциальной защиты. Достоинство: не требует отстройки по току и времени от защит смежных участков; не реагирует на качания; обеспечивает селективное и мгновенное отключение сети любой конфигурации. Недостатки: по своему принципу действия не реагирует на внешние КЗ, поэтому не может осуществляться резервирование на смежных участках, следовательно установка дифференциальной защиты в качестве единственной недопустима. С увеличением длины защищаемой зоны, защита приобретает дополнительные отрицательные свойства: резко возрастает стоимость защиты, связанная с вспомогательными проводами; появляется вероятность повреждения вспомогательных проводов и как следствие неправильная работа защиты, поэтому необходимо специальное устройство, контролирующее исправность вспомогательных проводов; с появлением дополнительного тока небаланса I′н.б., возникает необходимость использовать дифференциальное реле с торможением, для повышения чувствительности, что приводит к усложнению защит. 131 Таким образом продольно дифференциальная защита применяются для защит ЛЭП небольшой длины (110-220 кВ, длиной до 15÷20км), где они обеспечивают требованиям чувствительности и достаточной надежности. Промышленностью выпускается защита типа ДЗЛ. 14.2.Ток небаланса. Расчет тока срабатывания, определения чувствительности. При внешних КЗ и нагрузке обеспечить полный баланс вторичных токов, поступающих в реле не удается: Iнб = I1 –I2 (14.1) В общем случае ток небаланса можно разложить на ряд составляющих: Iнб = Iнб.ТА + Iнб.рег+ Iнб.ком+ Iнб.нам (14.2) где: Iнб.ТА – ток небаланса из-за погрешностей трансформаторов тока; Iнб.рег – погрешность при изменении коэффициента трансформации N силового трансформатора; Iнб.ком – ток небаланса из-за неточности компенсации токов в плечах защиты; Iнб.нам – составляющая, вызванная наличием тока намагничивания Iнам у силового трансформатора. Составляющая Iнб.ТА имеет наибольшую величину и является основной: где: Iнб.ТА = IIIнам – IIнам IIнам, IIIнам - токи намагничивания трансформаторов тока. (14.3) Iнб.рег - Компенсация неравенства первичных токов, осуществляемая с помощью компенсирующего трансформатора или вспомогательного автотрансформатора, обеспечивается при определенном значении коэффициента трансформации силового трансформатора N. Этот коэффициент может изменяться, особенно значительно у силовых трансформаторов оснащенных РПН. Обычно параметры компенсирующих устройств подбираются для среднего значения N. При отклонении от него на N появляется ток небаланса: 132 где: (14.4) Iскв - сквозной ток, протекающий через трансформатор. Iнб.ком - Появляется в тех случаях, когда регулирующие возможности компенсирующих устройств не позволяют подобрать расчетные значения y или na, необходимые для полной компенсации. Iнб.нам - Ток намагничивания Iнам силового трансформатора нарушает расчетное соотношение между первичным и вторичным токами силового трансформатора: Iнб.нам = Iнам (14.4) В нормальном режиме Iнам составляет 1–5% от Iном. Ток намагничивания резко возрастает при увеличении напряжения на трансформаторе, при КЗ ток намагничивания резко уменьшается. 14.3. Способы уменьшения тока небаланса и повышения чувствительности. Величина тока небаланса достигает значительной величины у трансформаторов с РПН, из-за составляющей - Iнб.рег. Из-за конструктивных ограничений часто бывает значительна составляющая Iнб.ком. Особенна велика составляющая Iнб.ТА – причины этого: 1. Конструктивная разнотипность трансформаторов тока, применяемых на стороне высшего и низшего напряжения силовых 133 трансформаторов. Особенно резко отличаются характеристики трансформаторов тока, встраиваемых в вводы масляных выключателей (UНОМ = 35 кВ и выше), от характеристик выносных трансформаторов тока, применяемых на напряжении 10 и 6 кВ. 2. Большое сопротивление нагрузки, присоединенной ко вторичным обмоткам трансформаторов тока и значительным различием сопротивлений плеч. 3. У трех обмоточных трансформаторов, кратность токов при внешних КЗ для различных групп трансформаторов тока получаются неодинаковыми. Через одну группу протекает суммарный ток КЗ, через две другие лишь часть этого тока. В результате группа ТА3 (см. рис. 9.2.6.) будет намагничиваться сильнее, токи намагничивания этих трансформаторов увеличатся. Рис. 9.2.6. Ток небаланса оценивается по приближенной формуле, исходя из предположения, что при максимальном токе короткого замыкания, погрешность трансформаторов тока не превышает 10%: Iнб.ТА = kодн 0,1 Iк.макс (14.5) где: kодн - коэффициент однотипности, учитывающий различие в погрешности трансформаторов тока, образующих дифференциальную схему; kодн = 0,5–1. При существенном различии условий работы и конструкций трансформаторов тока - kодн = 1. Значение полного тока небаланса: (14.6) Простейшее решение: IC.P. > Iнб – значительно ограничивает чувствительность защиты. Ток небаланса стараются уменьшить. Так как основной составляющей являетсяIнб.ТА, главный путь уменьшения тока небаланса – правильный подбор трансформаторов тока и их вторичной нагрузки. Трансформаторы тока не должны насыщаться при максимальном значении тока сквозного КЗ. 134 Однако, даже после принятых мер, ток небаланса все равно остается достаточно большим. Для исключения ложного действия защиты от токов небаланса применяют: 1. дифференциальные реле, включенные через быстро насыщающиеся вспомогательные трансформаторы (БНТ); 2. дифференциальные реле с торможением. 135 Лекция 15 15. Особые конструкции релейной защиты. 15.1. Реле с быстронасыщающимися трансформаторами типа РНТ и реле с магнитным торможением типа ДЭТ. Быстронасыщающийся трансформатор реле РНТ-565 является одновременно и промежуточным трансформатором для компенсации неравенства вторичных токов в плечах диф.защиты и имеет для этой цели 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. Чтобы при сквозном К.З. не сработала ложно диф.защита нужно правильно включить правильно рабочую и уравнительные обмотки в схему и так подобрать число витков обмотках, чтобы скомпенсировать неравенство токов в плечах. Токи в обмотках направлены встречно. Расчет производится в следующем порядке: 1. Определяется ток срабатывания защиты по условиям: а) кн=1-1,3 б) кн=1,3; Принимается большее значение тока срабатывания. 2. Определяются первичные токи во всех обмотках защищаемого трансформатора и вторичные токи в плечах диф.защиты. 3. Определяется вторичный ток срабатывания, отнесенный к стороне с большим вторичным током: 136 где nT1 – коэффициент трансформации ТТ с большим вторичным током. 4. Определяется расчетное число витков обмоток БНТ со стороны с большим вторичным током, которая называется основной: В соответствии с имеющимися на обмотках отпайками для регулирования числа витков выбирается ближайшее меньшее число витков: 5. Определяется число витков со стороны с меньшим вторичным током, которая называется неосновной из условия, чтобы при прохождении через трансформатор сквозного тока, ток во вторичной обмотке был равен нулю. Это выполняется, когда суммарный магнитный поток в сердечнике БНТ равен нулю. Что имеет место при: Принимается меньшее или большее значение числа витков, которое можно установить на этой обмотке. 6. После расчета числа витков обмоток БНТ и подбора отпаек вычисляется ток небаланса, вызванный неточной компенсацией вторичных токов в плечах диф.защиты. Определяют суммарный Iнб.. Вновь определяют Iс.з. по . если он получается больше, определенного по 1-му условию расчет производят снова (пересчитать число витков обмоток БНТ). Расчет повторяется до тех пор пока ток срабатывания защиты с учетом I3нб.расч. станет равным или меньшим тока срабатывания, определенного предыдущим расчетом. 7. Определяется кч. Коэффициент чувствительности можно определить по полному току К.З. отнесенному к основной стороне по формуле: где Iср.1 – вторичный ток срабатывания, отнесенный к основной стороне В диф.защитах, установленных на трансформаторах с РПН или многообмоточных трансформаторах с несколькими питающими обмотками токи небаланса в уставившемся режиме имеют значительную величину. В этом случае диф.реле с БНТ получается мало чувствительной вследствие того, что ее ток срабатывания приходится увеличивать до (3-4)Iном трансформатора. 137 Ток Iс.з. под влиянием тока, протекающего в тормозной обмотке реле, возрастает, что повышает надежность отстройки защиты от токов небаланса. При К.З. в зоне ток К.З., протекающий по тормозной обмотке, загрубляет реле (увеличивается ток Iср.), но несмотря на это чувствительность тормозного реле оказывается выше чем у реле РНТ (точки “а” и “б”). Чувствительность тормозного реле при К.З. в зоне можно повышать, если тормозные обмотки включать не во все плечи, и только там, где это необходимо для торможения при внешнем К.З. Для обеспечения достаточной надежности действия защиты при повреждениях в зоне и селективности при внешних К.З. коэффициент кт принимают (30-60)%, а наименьший Iср при Iт=0 составляет (30-40)%Iном.т. Наличие торможения не устраняет возможность срабатывания реле от бросков токов намагничивания, т.к. Iр=Iторм., что соответствует условиям К.З. в зоне защиты. Секции ωТА и ωТВ так, что созданный магнитный поток Фт замыкается по крайним стержням. Поток Фт наводит ЭДС в ω2А и ω2В (ЕТА и ЕТВ), которые равны и взаимно уничтожаются, в результате ток Iт не создает тока в реле и служит для подмагничивания крайних стержней и насыщая их, ухудшая трансформацию тока из рабочей во вторичную. Поток Фр, создаваемый в ωр, замыкается по крайним стрежням и наводит в секциях ω2 согласно направленные ЭДС: 138 Сопротивление Rм увеличивается при насыщении тока Iт. Чем больше ток Iт, тем меньше ток в реле Iр: Iр=ктIт При внешнем К.З. ток протекая по ωт насыщает крайние стрежни магнитопровода, в результате чего ток Iср возрастает, ухудшая трансформацию Iнб., появляющийся в рабочей обмотке трансформатора. При К.З. в зоне ток в ωр больше ток Iт. 1. Ток Iт=0. Под влиянием МДС F рабочей обмотки происходит намагничивание сердечника НТТ в соответствии с зависимостью мгновенных значений магнитной индукции в правом и левом стрежнях от величены МДС. МДС рабочей обмотки распределяется поровну на создание магнитных потоков в левом и правом стержнях НТТ. НТТ является насыщающимся, поэтому зависимость В от F имеет нелинейный характер. Если предположить, что кривая изменения магнитной индукции имеет синусоидальный характер, то амплитудные значения ЭДС в каждой обмотке можно считать пропорциональными амплитудным значениям магнитной индукции в соответствующих стержнях. ЭДС в сердечнике отстает от F на 900. Магнитные потоки в крайних стержнях совпадают по фазе с МДС F и вектора ЭДС Е вторичных обмоток отстают на 900: 139 2. Токи в рабочей и тормозной обмотках совпадают по фазе. Если по тормозной обмотке протекает ток, совпадающей по фазе с током рабочей обмотки, то в левом стержнем НТТ рабочая и тормозная МДС Fр и Fт складываются, а в правом – вычитаются. В левом стрежне МДС создает магнитную индукцию +В”лев. В тот же момент в правом стержне МДС создает магнитную индукцию +В”пр.. Во вторичных обмотках наводятся совпадающие по фазе ЭДС Е''лев. и Е''пр. , пропорциональные максимальным значениям этих магнитных индукции. Суммарная ЭДС вторичных обмоток равна . Из-за насыщения стали левого стержня , следовательно, уставки реле загрубляется и в данных условиях реле не срабатывает. Для срабатывания реле необходима большая рабочая МДС. Если увеличить МДС тормозной обмотки Fт в два раза, то в левом стержне НТТ заметно возрастает МДС . Однако из-за насыщения стали НТТ это приведет лишь к небольшому увеличению магнитной индукции +В''пр. . В правом стержне НТТ изменяется не только величина, но и знак суммарной МДС . Вызываемая в правой обмотке магнитная индукция В''пр. наводит ЭДС в правой обмотке другого знака. Результирующая ЭДС станет меньше предыдущего случая. Следовательно, для того, чтобы реле сработало, требуется еще большее увеличение МДС рабочей обмотки. 3.Токи тормозной и рабочей обмоток сдвинуты по фазе на 900. Если Iт и Iр сдвинуты на 900, то торможение оказывается меньшим, чем при совпадении фаз тока. Если ток в тормозной обмотке отстает от тока рабочей обмотке на 900, то в левом стержне НТТ тормозная МДС Fт отстает от рабочей МДС Fр на 900. Суммарная ЭДС пропорциональная максимальному значению суммарной МДС и отстает от нее на 900. В правом стержне НТТ тормозная МДС Fт опережает рабочую МДС Fр на 900. Суммарная ЭДС суммарной МДС вторичной обмотки пропорциональная максимальному значению и отстает от нее на 900. Суммарная ЭДС на выходе равна сумме ЭДС обмоток правого и левого стержней. 140 Сопоставляя векторные диаграммы можно установить, что при одинаковых значениях рабочих и тормозных МДС эффект торможения оказывается меньшим при угловом сдвиге Fт относительно Fр на 900, чем при совпадении их по фазе или сдвиге на 1800. Тормозные характеристики. Тормозная МДС, ухудшая условия трансформацию между первичной и вторичной обмотками, приводит к увеличению МДС срабатывания. Зависимость МДС срабатывания реле от изменения МДС тормозных обмоток называется тормозной характеристикой. Поскольку МДС срабатывания зависит не только от абсолютной величины МДС торможения, но и от угла сдвига между рабочей и тормозной МДС, от соотношения величины тормозных токов в тормозных обмотках, от схемы включения этих обмоток, то существует семейство характеристик. Кривые I и II представляют собой соответственно наибольшую и наименьшую зависимость Fср=f(Fт). Характеристика I используется при определении чувствительности защиты, а II - при определении числа витков тормозной обмотки. Верхняя тормозная характеристика I соответствует характеристики при совпадении углов между векторами токов тормозной и рабочей обмоток. Это означает, что при любом другом угле эффект торможения будет меньшим и для срабатывания реле будет требоваться меньшее Fраб. Тормозная характеристика для любого другого угла будет всегда располагаться ниже. 141 Нижняя II характеристика соответствует характеристики при угле между векторами Iр и Iт в диапазоне 900±300. Это означает, что при этом угле реле имеет минимальное значение МДС срабатывания. Коэффициент торможения кт определяется по характеристикам реле Fср=f(Fт) при выбранном числе витков срабатывания рабочей и тормозной обмоток: 15.2. Дифференциальная токовая продольная защита линий с проводным каналом связи Селективность токовых защит и дистанционной защиты обеспечивается соответствующим выбором параметров их срабатывания, т.е. это защиты с относительной селективностью. Продольная дифференциальная токовая защита не реагирует на внешние короткие замыкания по принципу действия, т.е. относится к защитам с абсолютной селективностью, а следовательно, является быстродействующей защитой. Измерительный орган (реле тока) продольной дифференциальной токовой защиты включается на разность токов по концам защищаемого объекта (рис. 15.8, а). В реле защиты проходит ток Iр, равный разности вторичных токов измерительных трансформаторов тока ТА1 и ТА2 I12 и I22. При внешнем коротком замыкании в точке К1 токи I1 и I2 по концам защищаемого объекта одинаковы, и ток Iр = I12 – I22 принципиально равен нулю (рис. 15.8, б). При коротком замыкании на защищаемом объекте в точке К2 в реле защиты проходит практически арифметическая сумма вторичных токов короткого замыкания от источников питания ЭС1 и ЭС2 и защита срабатывает (рис. 15.8, в). 142 Теоретически ток срабатывания защиты мог бы быть равен нулю. Однако, если учитывать наличие погрешностей измерительных трансформаторов тока защиты, ток в реле защиты при отсутствии короткого замыкания на защищаемом объекте равен току небаланса, значение которого тем больше, чем больше ток в первичных обмотках трансформаторов тока. Поэтому ток срабатывания защиты отстраивается от тока небаланса, имеющего место при максимальном токе, проходящем через защищаемый объект при внешнем КЗ: Различные модификации продольной дифференциальной токовой защиты широко используются для защиты от коротких замыканий генераторов, трансформаторов, сборных шин, мощных электрических двигателей и других объектов. Реализация такой защиты на линии электропередачи встречает серьезные трудности, связанные с большой протяженностью этого защищаемого объекта. Необходимость прокладки вдоль защищаемой линии электропередачи проводной линии связи, требуемой для объединения вторичных обмоток трансформаторов тока защиты, усложняет и удорожает защиту, а также значительно снижает ее надежность. Поэтому продольная дифференциальная токовая защита используется для защиты линий электропередачи протяженностью не более 15 км и только в случае необходимости отключения короткого замыкания без выдержки времени. 143 Лекция 16 16. Токовые и направленные защиты. 16.1. Направленные защиты с высокочастотной блокировкой. Короткие замыкания на мощных линиях электропередачи, как правило, необходимо отключать без выдержки времени с целью сохранения устойчивости энергосистемы. Защиты с относительной селективностью в общем случае обеспечить быстрое отключение поврежденной линии не могут, а продольная дифференциальная токовая защита линии, как отмечалось, имеет ограниченное применение. Для создания защиты с абсолютной селективностью необходимо иметь информацию с противоположного конца защищаемой линии. При коротком замыкании в точке К (рис. 15.10) срабатывают органы направления мощности защиты 1, 3, 4, а защиты 2 не срабатывает, так как направление мощности короткого замыкания на этом конце линии от линии к шинам. Защита 2 посылает высокочастотный сигнал, запрещающий (блокирующий) срабатывание защиты 1, а защиты 3 и 4 срабатывают и отключают поврежденную линию. Таким образом, рассматриваемая защита имеет две части: релейную и высокочастотную. Релейная часть защиты содержит измерительный орган направления мощности, два измерительных (пусковых) органа тока и логический орган. Ток срабатывания первого пускового органа отстраивается от рабочего тока линии, а ток срабатывания второго пускового органа превышает ток срабатывания первого на 10 %. Логический орган реализует пуск приемопередатчика высокочастотной части защиты при несрабатывании органа направления мощности и срабатывании первого пускового органа, а также обеспечивает действие защиты на отключение выключателя линии при срабатывании органа направления мощности, второго пускового органа тока и при отсутствии высокочастотного сигнала. Пусковые органы тока могут быть заменены дистанционными пусковыми органами. 144 Высокочастотная часть защиты обеспечивает генерацию, передачу и прием высокочастотного сигнала. Высокочастотный сигнал связи организуется по контуру провод одной фазы защищаемой линии — земля. Для предотвращения распространения высокочастотного сигнала на соседние линии электропередачи и уменьшения затухания этого сигнала по концам выбранной фазы линии устанавливаются высокочастотные заградители ВЗ (рис. 15.11), представляющие собой большое сопротивление для тока высокой частоты (30—500 кГц) и практически нулевое сопротивление для тока промышленной частоты. Высокочастотная аппаратура защиты (фильтр присоединения ФП и приемопередатчик ПП, содержащий генератор ГВЧ и приемник ПВЧ высокой частоты) подключаются к проводу линии через конденсатор связи С, изолирующий эту аппаратуру от высокого напряжения защищаемой линии. Конденсатор связи представляет собой очень большое сопротивление для тока промышленной частоты (> 1200 кОм) и малое сопротивление для тока высокой частоты. Приемопередатчик ПП связан с фильтром присоединения ФП посредством высокочастотного кабеля ВК. Фильтр присоединения состоит: из воздушного трансформатора ВТ и конденсатора С1. Обмотки ВТ имеют отпайки, что позволяет изменять число витков обмоток, а следовательно, и индуктивность ВТ. Назначением ФП является согласование (настройка в резонанс на частоте ПП) сопротивлений ВК и С. Обмотка ВТ, подключенная к конденсатору связи С, защищена разрядником Р, что предотвращает попадание высокого напряжения на аппаратуру защиты в случае пробоя конденсатора связи С. 145 Направленная защита с высокочастотной блокировкой обладает абсолютной селективностью и имеет хорошую чувствительность, что предопределило ее широкое использование для защиты линий электропередачи. Поскольку при качаниях в энергосистеме защита может ложно сработать, если центр качаний находится на защищаемой линии, защита оснащается устройством блокировки от качаний. 16.2. Расчет уставок пусковых органов. Это является следующим важным этапом расчета уставок. Как известно, минимальный ток срабатывания направленных токовых защит не требуется отстраивать от емкостного тока защищаемого присоединения при внешнем ОЗЗ (см. рис. 2). Его надо отстраивать от суммарного максимального тока небаланса IнбS, который может протекать по рассматриваемому устройству защиты при внешнем ОЗЗ и вектор которого может располагаться в пределах зоны срабатывания защиты: IСЗmin = kнIнбS , 1) где kн– коэффициент запаса, значение которого можно принять равным 1,2 (для микропроцессорных терминалов иногда допускается kн = 1,1–1,15). Строго говоря, значение IнбS необходимо рассчитать с учетом рекомендаций, приведенных в [11]. Отстроиться от экстремальных небалансов, возникающих, например, при явлениях феррорезонанса, как правило, не удается, но от «рядовых» небалансов отстроиться необходимо. Сложность в том, что в процессе проектирования защиты обычно нет достаточной информации для вычисления некоторых составляющих суммарного небаланса и пользоваться рекомендациями [11] чаще приходится уже в процессе эксплуатации, когда необходимая информация доступна. В процессе проектирования защиты можно исходить из обратного: обеспечения необходимой чувствительности. Например, при расчете уставок защиты кабельной линии, при ОЗЗ на которой не бывает больших переходных сопротивлений, можно определить значение IСЗmin следующим образом: IСЗmin = IR / kч.норм, 2) где kч.норм = 1,5–2 – нормируемый коэффициент чувствительности. Выбранное по (2) значение IСЗmin обеспечивает необходимую чувствительность защиты с запасом в режиме, когда заземляющий резистор исправен и нормально работает. Для обеспечения необходимой чувствительности защиты при выходе из строя заземляющего резистора следует дополнительно к (2) обеспечить справедливость условия (3): IСЗmin = I'СS / kч.норм, 3) 146 где I'СS – суммарный минимальный емкостный ток сети за вычетом емкостного тока защищаемого присоединения в реальном «минимальном» режиме сети. Из двух полученных по (2), (3) значений IСЗmin, необходимо принять меньшее. В процессе эксплуатации придется убедиться в том, что выбранное по условиям (2), (3) значение IСЗmin соответствует также условию (1), т.е. защита не сработает излишне при внешних ОЗЗ от реально существующих в сети небалансов. Рис. 6. Зависимая характеристика выдержки времени защиты от ОЗЗ При расчете уставок защиты воздушной линии, кроме условий (2), (3), необходимо в соответствии с рекомендациями [12] рассчитать максимальное переходное сопротивление RПЕР, при котором защита будет способна отключить ОЗЗ и проверить, соответствуют ли они условиям эксплуатации. Желательно, чтобы защита была способна «чувствовать» ОЗЗ через переходное сопротивление порядка 3–5 кОм. ВЫБОР УСТАВКИ ПО НАПРЯЖЕНИЮ СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТЫ UСЗmin Опыт показывает, что небаланс по напряжению нулевой последовательности 3 0неб чрезвычайно редко (при отсутствии феррорезонанса) превышает значение 2,5 В. В связи с этим можно принять UСЗmin = 5–7,5 В. При этом следует иметь в виду, что рассматриваемое устройство защиты от ОЗЗ будет чувствительнее стандартных устройств сигнализации по 3 0, имеющих уставку порядка 20 В, т.е., например, при срабатывании защиты на сигнал устройство сигнализации может и не сработать. ВЫБОР УСТАВКИ ПО ВРЕМЕНИ СРАБАТЫВАНИЯ tср 147 Время срабатывания защиты отходящего фидера определяется несколькими факторами: видом силовой установки, наличием распределительных пунктов или подстанций, питающихся от изображенных на рис. 1 фидеров, и т.д. Возможны также постоянная выдержка времени, не зависящая от входных сигналов защиты, и «токозависимая» выдержка времени типа изображенной на рис. 6. В предыдущих статьях отмечалось, что защиты от ОЗЗ, не имеющие выдержки времени или с выдержкой времени порядка 0,1–0,2 с, в большей степени, чем при наличии выдержки времени 0,5–2,0 с, подвержены действию помех и «склонны неправильно работать» в переходных режимах. Однако имеются силовые объекты, например, карьеры и шахты, для которых нормативно определяется мгновенно действующая первая ступень защиты (защита отходящего фидера) и нормируется на уровне 0,5–0,7 с время действия второй ступени – защиты ввода. Для многих других силовых объектов вполне возможно введение выдержки времени порядка 0,5–2,0 с, что позволяет повысить помехозащищенность и в некоторых случаях несколько снизить уставки пусковых органов. Например, в схеме по рис. 1 в случае, если отходящие фидеры питают распределительные пункты (РП) или подстанции, необходимо выдержку времени выполнить на уровне 1–1,5 с, чтобы на питаемых РП можно было принять выдержку времени 0,5 с. Следует иметь в виду, что вследствие более высокой по сравнению с традиционными реле точностью работы микропроцессорных терминалов ступень селективности для них может быть принята на уровне порядка 0,25 с. На рис. 6 изображена токозависимая выдержка времени. В действительности МЭК и фирмы-производители предлагают потребителям больше 10 стандартных характеристик такого рода (см., например, их описание в [13]). Считается, что такие характеристики повышают селективность защиты. Действительно, при ОЗЗ по поврежденному присоединению протекает сумма емкостных токов остальных фидеров и ток заземляющего резистора. Если на защитах всех присоединений установить одинаковую токозависимую характеристику, то защита поврежденного присоединения сработает раньше (с выдержкой времени t2) и подействует на его отключение, в то время как выдержка времени защит неповрежденных присоединений (t1) еще не истекла. При действии защит на сигнал после срабатывания первой из защит действие остальных необходимо блокировать, иначе впоследствии по положению сигнальных реле невозможно будет выявить поврежденное присоединение. ВРЕМЯ ЗАПОМИНАНИЯ Во многих западных микропроцессорных терминалах имеется опция запоминания «клевка» защиты на время до 0,3 с. Эта опция весьма полезна, например, при установке защиты на отечественных кабелях с бумажномасляной изоляцией, ОЗЗ в которых характеризуются «прерывистой» дугой. В кабеле возникает ОЗЗ, дуга разлагает мастично-масляную пропитку. В 148 образовавшемся газовом пузыре дуга гаснет и образуется бестоковая пауза, во время которой защита от ОЗЗ, если она имеет задержку на срабатывание, может вернуться в исходное состояние. Затем дуга загорается снова и весь процесс повторяется. Опция запоминания клевка защиты не дает ей вернуться в исходное состояние во время бестоковой паузы, если эта пауза длится не более 0,3 с (эту величину можно регулировать). 16.3. Фильтровая направленная защита с высокочастотной блокировкой. Основные функциональные элементы ВЧЗ. Упрощенная схема, поясняющая принцип выполнения и структурные элементы ВЧЗ, показана на рис. 13.11. Релейная часть РЗ состоит из трех основных элементов: пускового органа (ПО), органа направления мощности (OHM) KW и блокирующего реле КБ. Пусковой Орган выполняется при помощи двух комплектов реле, один из которых ПО2 пускает передатчик ВЧ-поста, а второй П01 управляет цепью отключения РЗ. Для пуска РЗ при междуфазных КЗ применяются токовые реле, включенные на полный ток фазы, а в случае недостаточной их чувствительности - PC. Пуск РЗ в комплектах защиты отзамыканий на землю обычно осуществляется посредством токового реле НП. В некоторых схемах используется реле тока и напряжения ОП. Орган направления мощности осуществляется посредством обычных РНМ. В комплектах защиты от замыканий на землю РНМ включается на ток и напряжение НП. В РЗ от несимметричных КЗ РНМ питается током и напряжением ОП и НП. Реле мощности приходит в действие при мощности КЗ, направленной от шин в ЛЭП: срабатывая, оно останавливает передатчик (при помощи реле КБ1), подает ток в рабочую обмотку блокирующего реле КБ2 и замыкает цепь отключения РЗ. При направлении мощности к шинам KW не действует и разрешает пуск передатчика. Блокирующее реле КБ2 управляется током ВЧ. При наличии ВЧ-сигнала блокирующее реле КБ2 размыкает цепь отключения, не позволяя РЗ действовать на отключение. В качестве КБ2 обычно используется поляризованное реле с двумя обмотками рабочей и тормозной. Рабочая обмотка получает питание при срабатывании KW и КБ1 и действует на замыкание контактов поляризованного реле. Тормозная обмотка питается выпрямленным током ВЧ, получаемым от ВЧприемника, и действует на размыкание контактов реле КБ2. При одновременном питании рабочей и тормозной обмоток реле КБ2 не действует. Работа защиты в различных режимах. Внешнее КЗ. При внешнем КЗ на обоих концах ЛЭП срабатывают ПО1 и ПО2. Они пускают передатчики и подают плюс к контактам КН . На конце ЛЭП, где мощность КЗ направлена от ЛЭП к шинам, РНМ не действует, 149 разрешая реле запустить передатчик, который посылает блокирующий ток ВЧ. Этот ток принимается приемником этой же РЗ, поступает в тормозную обмотку блокирующего реле КБ2 и не позволяет ему действовать. На питающем конце ЛЭП, где мощность КЗ направлена от шин в ЛЭП, реле направления мощности KW срабатывает, останавливает передатчик своего комплекта, подает плюс к контактам блокирующего реле КВ2 и ток в его рабочую обмотку, подготавливая, таким образом, РЗ к действию. Однако цепь отключения РЗ остается разомкнутой контактами блокирующего реле КБ2, в тормозную обмотку которого поступает блокирующий сигнал с противоположного конца ЛЭП. Благодаря этому предотвращается срабатывание РЗ на питающем конце ЛЭП и дополнительно осуществляется блокировка РЗ на приемном конце ЛЭП, цепь отключения которой уже разомкнута контактами РНМ. Таким образом, при внешнем КЗ блокирующий ВЧ- импульс посылается только с того конца ЛЭП, где РНМ не действует, что и обеспечивает селективность. КЗ на защищаемой ЛЭП. При КЗ на защищаемой ЛЭП и двухстороннем питании места повреждения мощность КЗ на обоих концах ЛЭП направлена от шин в ЛЭП. В обоих комплектах РЗ срабатывают пусковые реле П01 и П02 и КН . Реле мощности размыкают при помощи промежуточных реле КБ1 цепь пуска ВЧ-поста. Вследствие бездействия обоих передатчиков сигнал ВЧ отсутствует, и реле КБ2 срабатывает, разрешая РЗ произвести отключение ЛЭП. При качаниях ПО тока и сопротивления могут приходить в действие. Поэтому поведение РЗ в этих условиях будет зависеть от поведения РНМ, которое определяется положением точки ЭПК. Если последний окажется в пределах защищаемой ЛЭП, то знаки мощности по ее концам будут положительными (т. е. направленными от шин в ЛЭП). В этом случае РЗ подействует неправильно и отключит ЛЭП. На всех остальных участках сети, где ЭПК расположен вне защищаемой ЛЭП, направления мощности по их концам будут различными и РЗ будет блокироваться, как и при внешних КЗ. Для предотвращения неправильных отключений применяется специальная блокировка, запрещающая работать ВЧЗ при качаниях. Пусковые реле, реагирующие на составляющие НП и ОП, при качаниях, возникающих в симметричном режиме, не действуют, поэтому блокировать такие ВЧЗ при качаниях не требуется. Аналогичные схемы могут выполняться на ИМС. Особенности пускового органа защиты. Из принципа действия ВЧЗ и работы схемы следует, что непременным условием правильной работы РЗ при внешних КЗ является пуск ВЧ-пере- датчика на ближнем к месту КЗ (т. е. приемном) конце ЛЭП. При несогласованной чувствительности ПО на противоположных концах ЛЭП это условие может быть нарушено. Так, например, если при внешнем КЗ в точке К1 реле ПО2 (рис. 13.11), пускающее ВЧ-передатчик на приемном конце ЛЭП, не сработает из-за 150 недостаточной чувствительности, а реле ПО1, пускающее РЗ на питающей стороне ЛЭП, окажется более чувствительным и подействует, то это РЗ неправильно отключит ЛЭП из-за отсутствия блокирующего сигнала с приемного конца. Для исключения этого ПО выполняется из двух комплектов реле: одного - ПО2 для пуска ВЧ-передатчика и второго - ПО1 в цепи отключения. При этом реле ПО2 должно быть в 1,5-2 раза чувствительнее реле ПО! на своем и противоположном концах ЛЭП. При выполнении этого условия имеется полная гарантия, что более чувствительные реле П02 обеспечат пуск ВЧ-передатчика, если пришли в действие более грубые пусковые реле ПО1 в цепи отключения. Такой принцип пуска предусмотрен на рис. 13.11. Имеется и второй способ, при котором ПО состоит из одного комплекта, управляющего как ВЧ, так и релейной частями РЗ. В этом случае ПО на каждом конце ЛЭП пускают ВЧ - пост как своего комплекта, так и на противоположной стороне ЛЭП. Такой принцип пуска получил название дистанционного. При дистанционном пуске несогласованность в чувствительности ПО на любом конце ЛЭП не представляет опасности, так как при работе одного пускового реле запускаются оба ВЧ-поста, и блокирующий импульс с приемного конца ЛЭП будет, таким образом, обеспечен, даже если установленное там пусковое реле не подействует. Уставки пусковых реле. Оба пусковых комплекта реле П0! и П02 должны быть отстроены от максимальной нагрузки (если они на нее реагируют) и надежно действовать при КЗ на противоположном конце защищаемой ЛЭП. Токовые реле отстраиваются от нагрузки по формуле: Исходя из этого уставка пусковых реле ПО2, пускающих ВЧпередатчик, выбирается по выражению (13.2) или (13.3), а уставки ПО1, управляющих цепью отключения, принимаются в 1 5-2 раза грубее, чем уставки ПО2. Чувствительность реле, управляющих отключением, проверяется по КЗ на противоположном конце ЛЭП, коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5-2. По принципу своего действия ВЧЗ не реагирует на перегрузки, поскольку в этом режиме мощности по концам ЛЭП имеют разные направления, так же как и при внешнем КЗ. Поэтому для повышения чувствительности можно не считаться с маловероятными или кратковременными перегрузками (например, токами самозапуска и т. п.) и отстраивать реле ПО2 от нормальной нагрузки. При этом пусковые реле ПО1, управляющие цепью отключения, должны быть отстроены от максимальной нагрузки. Реле, питающиеся от фильтров тока или напряжения НП или ОП, на нагрузку не реагируют, но их необходимо отстраивать от небаланса при нагрузочном режиме. Контроль исправности ВЧ-канала и приемопередатчика. Нарушение ВЧ-канала или неисправности в постах 151 приводят к неправильной работе РЗ при внешних КЗ. В связи с этим в схеме РЗ предусматривается устройство контроля за исправностью ВЧ-канала. Для этой цели установлены кнопка К и миллиамперметр (рис. 13.11). Периодически дежурный персонал, нажимая кнопку К, пускает передатчик и по показанию миллиамперметров, установленных в выходной цепи приемников, проверяет значение тока приема на обоих концах ЛЭП. Пепь от кнопки К заводится через контакты реле КБ1 с тем, чтобы проверка не препятствовала правильной работе РЗ, если во время проверки возникнет КЗ. Для контроля исправности ВЧ-канала в современных ВЧЗ применяются автоматические Устройства с пуском от часов в определенное время суток. При выявлении неисправности устройство дает сигнал, по которому защита выводится из работы вручную или автоматически. Схемы направленных высокочастотных защит. Направленная защита с ВЧ-блокировкой. Защита состоит из двух полукомплектов: одного - от междуфазных КЗ, сравнивающего направление мощности в фазах, и второго - от КЗ на землю, реагирующего на знак мощности НПВ комплекте от междуфазных КЗ применяются РНМ, включенные на ток фазы и соответствующее напряжение, а в качестве пусковых - реле тока и PC. Комплект от КЗ на землю использует РНМ, включенные на мощность НП, и пусковые токовые реле НП. При КЗ на землю предусматривается блокировка междуфазного комплекта для предупреждения его неправильного действия под влиянием токов в неповрежденных фазах. Комплект от междуфазных КЗ должен иметь блокировку при качаниях, а в схемах с пуском от PC - и блокировку при неисправностях в цепях напряжения. Несмотря на простоту принципа действия, полные схемы подобных ВЧЗ сложны. Поскольку ВЧЗ не реагирует на КЗ за пределами защищаемой ЛЭП, она должна дополняться резервными РЗ: ДЗ от междуфазных КЗ и ступенчатой МТЗ НП от КЗ на землю. Дистанционная защита в сочетании с ВЧ-блокировкой. Дистанционная РЗ имеет органы направления мощности (самостоятельные или направленные ДО) и ПО. Используя эти элементы и добавляя к ним блокирующие реле и ВЧ-часть, можно получить комбинированную ВЧЗ, выполняющую функции основной и резервной РЗ с меньшим числом реле, чем в предыдущем варианте. Контакты блокирующего реле в схеме комбинированной ВЧЗ шунтируют контакты реле времени второй (или третьей) зоны, разрешая защите действовать без выдержки времени при КЗ на защищаемой ЛЭП. Такая комбинированная ВЧЗ при помощи ВЧ-блокировки обеспечивает мгновенное двустороннее отключение КЗ в пределах защищаемой ЛЭП. Комплект же дистанционной РЗ позволяет отключать КЗ на шинах, резервировать РЗ следующего участка, а также служить резервом при КЗ на защищаемой ЛП в случае отказа ВЧ-блокировки. Характеристика 152 дистанционной РЗ с ВЧ-блокировкой приведена на рис. 13.12, штриховкой отмечено ускорение, достигаемое с помощью ВЧ-блокировки. Принцип выполнения таких схем поясняется на рис. 13.13. Пусковые реле П01 и П02 и OHM KW1 (или направленный ДО) ДЗ управляют работой ВЧ-поста и блокирующего реле КБ, как показано на схеме. При КЗ на защищаемой ЛЭП, когда передатчики с обеих сторон ЛЭП остановлены, контакт блокирующего реле КБ.1 шунтирует контакты KTII.1 реле времени KT.II второй зоны ДЗ, и она срабатывает без выдержки времени. При внешнем КЗ блокирующее реле недействует, и РЗ работает как дистанционная, резервируя следующий участок сети с помощью второй и третьей зон. Для предупреждения неправильной работы при качаниях цепь блокирующего реле заведена через контакты блокировки при качаниях АКВ.1 ДЗ. Поскольку ДЗ используется в России только как защита от междуфазных КЗ, необходимо предусматривать аналогичное сочетание резервной МТЗ нулевой последовательности с ВЧ-блокировкой. Преимущество комбинированного исполнения направленной ВЧЗ с резервной РЗ заключается в уменьшении числа реле. Недостатком совмещения резервной и основной РЗ является отсутствие взаимного резервирования между ними. Фильтровая направленная защита с ВЧ-блокировкой. В фильтровых ВЧЗ орган направления мощности и пусковой орган реагируют на составляющие ОП. Такое исполнение РЗ дает ряд преимуществ. Фильтровые ВЧЗ получаются односистемными, они не реагируют на нагрузку и качания в симметричных режимах. Фильтровые ВЧЗ от несимметричных повреждений отличаются простотой. Они могут выполняться с одним РНМ, совмещающим функции OHM и ПО. На рис. 13.15 представлена схема с реле направления мощности KW двустороннего действия. Релe KW включено на ток и напряжение ОП. Вторым элементом является блокирующее реле КБ , действующее, как и в предыдущих схемах. При внешнем КЗ РНМ на приемном конце ЛЭП замыкает контакты KW.2 и пускает ВЧ-передатчик, который посылает блокирующий сигнал на противоположный конец ЛЭП, где KW замыкает контакт KW.1. Блокирующее реле КБ не позволяет ВЧЗ сработать на отклкючение. При КЗ в зоне РНМ на обоих концах ЛЭП замыкают контакты KW.1, ВЧ-пере датчики бездействуют, и реле КБ срабатывают на отключение с обеих сторон. При симметричных КЗ ВЧЗ не действует. Для устранения этого недостатка ВЧЗ нужно дополнить комплектом от трехфазных КЗ. Известно два варианта выполнения такой защиты: с РНМ ОП, переключаемым при симметричных КЗ на мощность фазы, и с трехфазным быстродействующим РНМ ОП, реагирующим и при симметричных КЗ на мощность ОП, возникающую в начальный момент. Последний вариант разработан ВНИИЭ для ЛЭП 750 кВ. 153 16.4. Дистанционная и токовая направленная защита нулевой последовательности с приставкой высокочастотной блокировки. Основные функциональные элементы ВЧЗ. Упрощенная схема, поясняющая принцип выполнения и структурные элементы ВЧЗ, показана на рис. 13.11. Релейная часть РЗ состоит из трех основных элементов: пускового органа (ПО), органа направления мощности (OHM) KW и блокирующего реле КБ. Пусковой Орган выполняется при помощи двух комплектов реле, один из которых ПО2 пускает передатчик ВЧ-поста, а второй П01 управляет цепью отключения РЗ. Для пуска РЗ при междуфазных КЗ применяются токовые реле, включенные на полный ток фазы, а в случае недостаточной их чувствительности - PC. Пуск РЗ в комплектах защиты отзамыканий на землю обычно осуществляется посредством токового реле НП. В некоторых схемах используется реле тока и напряжения ОП. Орган направления мощности осуществляется посредством обычных РНМ. В комплектах защиты от замыканий на землю РНМ включается на ток и напряжение НП. В РЗ от несимметричных КЗ РНМ питается током и напряжением ОП и НП. Рис.16.2. Упрошенная схема направленной ВЧЗ (р - рабочая и т - тормозная обмотки блокирующего реле КБ1) Реле мощности приходит в действие при мощности КЗ, направленной от шин в ЛЭП: срабатывая, оно останавливает передатчик (при помощи реле КБ1), подает ток в рабочую обмотку блокирующего реле КБ2 и замыкает цепь отключения РЗ. При направлении мощности к шинам KW не действует и разрешает пуск передатчика. Блокирующее реле КБ2 управляется током ВЧ. При наличии ВЧ-сигнала блокирующее реле КБ2 размыкает цепь отключения, не позволяя РЗ действовать на отключение. В качестве КБ2 обычно используется поляризованное реле с двумя обмотками рабочей и тормозной. Рабочая обмотка получает питание при срабатывании KW и КБ1 и действует на замыкание контактов поляризованного реле. Тормозная обмотка питается выпрямленным током ВЧ, получаемым от ВЧприемника, и действует на размыкание контактов реле КБ2. При одновременном питании рабочей и тормозной обмоток реле КБ2 не действует. 154 Работа защиты в различных режимах. Внешнее КЗ. При внешнем КЗ на обоих концах ЛЭП срабатывают ПО1 и ПО2. Они пускают передатчики и подают плюс к контактам КН . На конце ЛЭП, где мощность КЗ направлена от ЛЭП к шинам, РНМ не действует, разрешая реле запустить передатчик, который посылает блокирующий ток ВЧ. Этот ток принимается приемником этой же РЗ, поступает в тормозную обмотку блокирующего реле КБ2 и не позволяет ему действовать. На питающем конце ЛЭП, где мощность КЗ направлена от шин в ЛЭП, реле направления мощности KW срабатывает, останавливает передатчик своего комплекта, подает плюс к контактам блокирующего реле КВ2 и ток в его рабочую обмотку, подготавливая, таким образом, РЗ к действию. Однако цепь отключения РЗ остается разомкнутой контактами блокирующего реле КБ2, в тормозную обмотку которого поступает блокирующий сигнал с противоположного конца ЛЭП. Благодаря этому предотвращается срабатывание РЗ на питающем конце ЛЭП и дополнительно осуществляется блокировка РЗ на приемном конце ЛЭП, цепь отключения которой уже разомкнута контактами РНМ. Таким образом, при внешнем КЗ блокирующий ВЧ- импульс посылается только с того конца ЛЭП, где РНМ не действует, что и обеспечивает селективность. КЗ на защищаемой ЛЭП. При КЗ на защищаемой ЛЭП и двухстороннем питании места повреждения мощность КЗ на обоих концах ЛЭП направлена от шин в ЛЭП. В обоих комплектах РЗ срабатывают пусковые реле П01 и П02 и КН . Реле мощности размыкают при помощи промежуточных реле КБ1 цепь пуска ВЧ-поста. Вследствие бездействия обоих передатчиков сигнал ВЧ отсутствует, и реле КБ2 срабатывает, разрешая РЗ произвести отключение ЛЭП. При качаниях ПО тока и сопротивления могут приходить в действие. Поэтому поведение РЗ в этих условиях будет зависеть от поведения РНМ, которое определяется положением точки ЭПК. Если последний окажется в пределах защищаемой ЛЭП, то знаки мощности по ее концам будут положительными (т. е. направленными от шин в ЛЭП). В этом случае РЗ подействует неправильно и отключит ЛЭП. На всех остальных участках сети, где ЭПК расположен вне защищаемой ЛЭП, направления мощности по их концам будут различными и РЗ будет блокироваться, как и при внешних КЗ. Для предотвращения неправильных отключений применяется специальная блокировка, запрещающая работать ВЧЗ при качаниях. Пусковые реле, реагирующие на составляющие НП и ОП, при качаниях, возникающих в симметричном режиме, не действуют, поэтому блокировать такие ВЧЗ при качаниях не требуется. Аналогичные схемы могут выполняться на ИМС. Особенности пускового органа защиты. Из принципа действия ВЧЗ и работы схемы следует, что непременным условием правильной работы РЗ при внешних КЗ является пуск ВЧ-пере- датчика на ближнем к месту КЗ (т. е. 155 приемном) конце ЛЭП. При несогласованной чувствительности ПО на противоположных концах ЛЭП это условие может быть нарушено. Так, например, если при внешнем КЗ в точке К1 реле ПО2 (рис. 13.11), пускающее ВЧ-передатчик на приемном конце ЛЭП, не сработает из-за недостаточной чувствительности, а реле ПО1, пускающее РЗ на питающей стороне ЛЭП, окажется более чувствительным и подействует, то это РЗ неправильно отключит ЛЭП из-за отсутствия блокирующего сигнала с приемного конца. Для исключения этого ПО выполняется из двух комплектов реле: одного - ПО2 для пуска ВЧ-передатчика и второго - ПО1 в цепи отключения. При этом реле ПО2 должно быть в 1,5-2 раза чувствительнее реле ПО! на своем и противоположном концах ЛЭП. При выполнении этого условия имеется полная гарантия, что более чувствительные реле П02 обеспечат пуск ВЧ-передатчика, если пришли в действие более грубые пусковые реле ПО1 в цепи отключения. Такой принцип пуска предусмотрен на рис. 13.11. Имеется и второй способ, при котором ПО состоит из одного комплекта, управляющего как ВЧ, так и релейной частями РЗ. В этом случае ПО на каждом конце ЛЭП пускают ВЧ - пост как своего комплекта, так и на противоположной стороне ЛЭП. Такой принцип пуска получил название дистанционного. При дистанционном пуске несогласованность в чувствительности ПО на любом конце ЛЭП не представляет опасности, так как при работе одного пускового реле запускаются оба ВЧ-поста, и блокирующий импульс с приемного конца ЛЭП будет, таким образом, обеспечен, даже если установленное там пусковое реле не подействует. Уставки пусковых реле. Оба пусковых комплекта реле П0! и П02 должны быть отстроены от максимальной нагрузки (если они на нее реагируют) и надежно действовать при КЗ на противоположном конце защищаемой ЛЭП. Токовые реле отстраиваются от нагрузки по формуле: Исходя из этого уставка пусковых реле ПО2, пускающих ВЧпередатчик, выбирается по выражению (13.2) или (13.3), а уставки ПО1, управляющих цепью отключения, принимаются в 1 5-2 раза грубее, чем уставки ПО2. Чувствительность реле, управляющих отключением, проверяется по КЗ на противоположном конце ЛЭП, коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5-2. По принципу своего действия ВЧЗ не реагирует на перегрузки, поскольку в этом режиме мощности по концам ЛЭП имеют разные направления, так же как и при внешнем КЗ. Поэтому для повышения чувствительности можно не считаться с маловероятными или кратковременными перегрузками (например, токами самозапуска и т. п.) и 156 отстраивать реле ПО2 от нормальной нагрузки. При этом пусковые реле ПО1, управляющие цепью отключения, должны быть отстроены от максимальной нагрузки. Реле, питающиеся от фильтров тока или напряжения НП или ОП, на нагрузку не реагируют, но их необходимо отстраивать от небаланса при нагрузочном режиме. Контроль исправности ВЧ-канала и приемопередатчика. Нарушение ВЧ-канала или неисправности в постах приводят к неправильной работе РЗ при внешних КЗ. В связи с этим в схеме РЗ предусматривается устройство контроля за исправностью ВЧ-канала. Для этой цели установлены кнопка К и миллиамперметр (рис. 13.11). Периодически дежурный персонал, нажимая кнопку К, пускает передатчик и по показанию миллиамперметров, установленных в выходной цепи приемников, проверяет значение тока приема на обоих концах ЛЭП. Пепь от кнопки К заводится через контакты реле КБ1 с тем, чтобы проверка не препятствовала правильной работе РЗ, если во время проверки возникнет КЗ. Для контроля исправности ВЧ-канала в современных ВЧЗ применяются автоматические Устройства с пуском от часов в определенное время суток. При выявлении неисправности устройство дает сигнал, по которому защита выводится из работы вручную или автоматически. Схемы направленных высокочастотных защит. Направленная защита с ВЧ-блокировкой. Защита состоит из двух полукомплектов: одного - от междуфазных КЗ, сравнивающего направление мощности в фазах, и второго - от КЗ на землю, реагирующего на знак мощности НП. Каждый комплект выполняется по схеме, приведенной на рис. 13.11. В комплекте от междуфазных КЗ применяются РНМ, включенные на ток фазы и соответствующее напряжение, а в качестве пусковых - реле тока и PC. Комплект от КЗ на землю использует РНМ, включенные на мощность НП, и пусковые токовые реле НП. Рис. 16.3. Характеристика дистанционной релейной защиты с ВЧблокировкой 157 Рис. 16.4. Принципиальная схема дистанционной РЗ в сочетании с ВЧ-блокировкой (для одной фазы) При КЗ на землю предусматривается блокировка междуфазного комплекта для предупреждения его неправильного действия под влиянием токов в неповрежденных фазах. Комплект от междуфазных КЗ должен иметь блокировку при качаниях, а в схемах с пуском от PC - и блокировку при неисправностях в цепях напряжения. Несмотря на простоту принципа действия, полные схемы подобных ВЧЗ сложны. Поскольку ВЧЗ не реагирует на КЗ за пределами защищаемой ЛЭП, она должна дополняться резервными РЗ: ДЗ от междуфазных КЗ и ступенчатой МТЗ НП от КЗ на землю. Дистанционная защита в сочетании с ВЧ-блокировкой. Дистанционная РЗ имеет органы направления мощности (самостоятельные или направленные ДО) и ПО. Используя эти элементы и добавляя к ним блокирующие реле и ВЧ-часть, можно получить комбинированную ВЧЗ, выполняющую функции основной и резервной РЗ с меньшим числом реле, чем в предыдущем варианте. Контакты блокирующего реле в схеме комбинированной ВЧЗ шунтируют контакты реле времени второй (или третьей) зоны, разрешая защите действовать без выдержки времени при КЗ на защищаемой ЛЭП. Такая комбинированная ВЧЗ при помощи ВЧ-блокировки обеспечивает мгновенное двустороннее отключение КЗ в пределах защищаемой ЛЭП. Комплект же дистанционной РЗ позволяет отключать КЗ на шинах, резервировать РЗ следующего участка, а также служить резервом при КЗ на защищаемой ЛП в случае отказа ВЧ-блокировки. Характеристика дистанционной РЗ с ВЧ-блокировкой приведена на рис. 13.12, штриховкой отмечено ускорение, достигаемое с помощью ВЧ-блокировки. Принцип выполнения таких схем поясняется на рис. 13.13. Пусковые реле П01 и П02 и 158 OHM KW1 (или направленный ДО) ДЗ управляют работой ВЧ-поста и блокирующего реле КБ, как показано на схеме. При КЗ на защищаемой ЛЭП, когда передатчики с обеих сторон ЛЭП остановлены, контакт блокирующего реле КБ.1 шунтирует контакты KTII.1 реле времени KT.II второй зоны ДЗ, и она срабатывает без выдержки времени. При внешнем КЗ блокирующее реле недействует, и РЗ работает как дистанционная, резервируя следующий участок сети с помощью второй и третьей зон. Для предупреждения неправильной работы при качаниях цепь блокирующего реле заведена через контакты блокировки при качаниях АКВ.1 ДЗ. Поскольку ДЗ используется в России только как защита от междуфазных КЗ, необходимо предусматривать аналогичное сочетание резервной МТЗ нулевой последовательности с ВЧ-блокировкой. Схема подобной РЗ приведена на рис. 13.14. Рис. 16.5. Фильтровая направленная ВЧЗ с двусторонним реле направлении мощности. Преимущество комбинированного исполнения направленной ВЧЗ с резервной РЗ заключается в уменьшении числа реле. Недостатком совмещения резервной и основной РЗ является отсутствие взаимного резервирования между ними. Фильтровая направленная защита с ВЧ-блокировкой. В фильтровых ВЧЗ орган направления мощности и пусковой орган реагируют на составляющие ОП. Такое исполнение РЗ дает ряд преимуществ. Фильтровые ВЧЗ получаются односистемными, они не реагируют на нагрузку и качания в симметричных режимах. Фильтровые ВЧЗ от несимметричных повреждений отличаются простотой. Они могут выполняться с одним РНМ, совмещающим функции OHM и ПО. На рис. 13.15 представлена схема с реле направления мощности KW двустороннего действия. Релe KW включено на ток и напряжение ОП. Вторым элементом является блокирующее реле КБ , действующее, как и в предыдущих схемах. При внешнем КЗ РНМ на приемном конце ЛЭП замыкает контакты KW.2 и пускает ВЧ-передатчик, который посылает блокирующий сигнал на противоположный конец ЛЭП, где KW замыкает контакт KW.1. Блокирующее реле КБ не позволяет ВЧЗ сработать на отклкючение. При КЗ в 159 зоне РНМ на обоих концах ЛЭП замыкают контакты KW.1, ВЧ-пере датчики бездействуют, и реле КБ срабатывают на отключение с обеих сторон. При симметричных КЗ ВЧЗ не действует. Для устранения этого недостатка ВЧЗ нужно дополнить комплектом от трехфазных КЗ. Известно два варианта выполнения такой защиты: с РНМ ОП, переключаемым при симметричных КЗ на мощность фазы, и с трехфазным быстродействующим РНМ ОП, реагирующим и при симметричных КЗ на мощность ОП, возникающую в начальный момент. Последний вариант разработан ВНИИЭ для ЛЭП 750 кВ. 160 Лекция 17 17. Продольные защиты линий с высокочастотными каналами связи. 17.1. Дифференциально-фазная защита. Защита применяется в качестве основной быстродействующей защиты линий 110 кВ и выше. Она основана на принципе сравнения фаз токов, проходящих по концам защищаемой линии. Принято считать положительными токи, направленные от шин в линию. При внешнем КЗ (рис. 17.1, а) токи по концам линии имеют разные фазы, они сдвинуты на угол, близкий к 180°. Защита в этом случае блокируется и не действует на отключение. При повреждении в защищаемой зоне (рис. 17.1, б) токи, направленные от шин подстанции в линию, будут положительными. Защитой сравниваются эти токи, и, если они совпадают по фазе, подается импульс на отключение выключателей. Таким образом, местоположение КЗ устанавливается сравнением фаз токов. Фазы токов сравниваются косвенным путем при помощи высокочастотных (ВЧ) сигналов, передаваемых по каналу, в качестве которого используется защищаемая линия. На каждом конце линии защита имеет однотипные органы (полукомплекты), действующие на ее пуск и отключение выключателей. На структурной схеме (рис. 17.2) показаны основные органы одного полукомплекта защиты: - пусковой орган ПО, состоящий из группы быстродействующих реле, пускает высокочастотный передатчик-генератор высокой частоты ГВЧ, при всех видах повреждений в зоне чувствительности, производит переключение в схеме органа сравнения фаз ОСФ и подготовляет цепь отключения. Отметим, что для надежного блокирования защиты при внешнем КЗ передатчики пускаются до начала сравнения фаз, а останавливаются после отключения повреждения; - орган манипуляции ОМ - управляет работой передатчика так, что он генерирует импульсы тока высокой частоты лишь при положительной полуволне проходящего по линии тока КЗ (рис.17.2, в), при отрицательной полуволне передатчик не работает. Манипулирующие токи по концам линии сфазированы таким образом, что при внешнем КЗ передатчики работают в разные полупериоды; - орган сравнения фаз ОСФ сравнивает ВЧ сигналы, получаемые приемником высокочастотных сигналов ПВЧ от передатчиков обоих полукомплектов. Если на вход приемника поступает сплошной ВЧ сигнал (рис. 17.1, г), ток в выходной цепи приемника отсутствует, и реле органа сравнения фаз не действует на отключение выключателя. Если ВЧ сигнал прерывистый (рис. 17.1, д), на выходе приемника появляется ток и реле органа сравнения фаз срабатывает на отключение выключателя линии. 161 При внешнем КЗ оба приемника принимают сплошной ВЧ сигнал, так как промежутки между сериями одного передатчика заполнены серией импульсов другого. При КЗ на защищаемой линии оба передатчика работают одновременно. Их ВЧ импульсы накладываются друг на друга, а промежутки между сериями импульсов остаются незаполненными. Перерывы ВЧ сигнала ведут к срабатыванию выходного реле защиты. Отметим некоторые особенности, имеющие значение при обслуживании дифференциально-фазных ВЧ защит. Токи нагрузки и качания в системе не приводят к срабатыванию защиты, так как в указанных режимах токи по концам линии имеют разные знаки и защита работать не будет. Если на линии, включаемой (или включенной) с одной стороны под напряжение, произойдет КЗ, защита на этом конце линии подействует на отключение, так как от защиты другого конца линии не поступит блокирующего сигнала. Нарушения в цепях напряжения защит (ДФЗ-2, ДФЗ-201 и др. ) не вызывают неправильного срабатывания. В этом случае отключать защиту не обязательно. Однако при отсутствии на линии резервной защиты следует включить временную защиту от трехфазных КЗ и принять меры по восстановлению питания цепей напряжения. Защиты типов ДФЗ-201 и ДФЗ-504 имеют блокировку, исключающую их неправильное действие при случайном перерыве питания постоянным током. Такой блокировки не имеют защиты типов ДФЗ-2 и ДФЗ-402. Поэтому при исчезновении на этих защитах постоянного тока их следует незамедлительно отключить. Из принципа действия дифференциально-фазной защиты вытекает, что ее срабатывание возможно при внешнем КЗ, если нарушается по любой причине непрерывность ВЧ сигнала на входе приемника. К нарушениюВЧ сигнала могут привести повреждения в релейной части защиты и повреждения ВЧ каналов, которыми связываются полукомплекты защиты. Во избежание неправильного действия защиты исправность ее ВЧ части проверяется оперативным персоналом или автоматически. Для автоматического контроля исправности ВЧ каналов применяют устройства контроля серий КВЧ. Они измеряют соответствующие параметры с каждого конца линии, причем одна часть параметров контролируется постоянно, другая - периодически при пуске устройства контроля от контактных часов. Устройство контроля каждого полукомплекта защиты пускается 2 раза в сутки. Таким образом, канал ВЧ контролируется 4 раза в сутки со сдвигом по времени на 6 ч (или на 4 ч на линиях с ответвлениями). Постоянно контролируется ток покоя приемника при отсутствии ВЧ сигнала и исправность цепей накала ламп ВЧ поста. При периодическом контроле устройством КВЧ измеряют параметры схемы защиты с одного конца линии и посылают сплошной (неманипулированный) ВЧ сигнал защите противоположного конца. Сигнал 162 принимается дополнительным приемником устройства КВЧ, которое в свою очередь посылает в линию ответный неманипулированный сигнал. В случае исправности ВЧ канала через 0,2 с схема устройства КВЧ обоих полукомплектов защиты возвращается в исходное положение. Длительность всего цикла проверки около 1 с. Если при контроле будет обнаружено отклонение от уставок реле, с помощью которых осуществлялась проверка, устройство КВЧ автоматически отключит свой полукомплект защиты и подаст сигнал о его неисправности. С другого конца линии защита должна отключаться вручную, так как автоматическое отключение ее последует лишь при пуске собственного устройства контроля, когда наступит время контроля.(Контрольное устройство КВЧ-4 обладает способностью дополнительного пуска, если в заданный момент времени оно не получит вызывного сигнала от КВЧ другого конца линии. Эти устройства осуществляют такжедополнительную двухстороннюю проверку ВЧ канала после КЗ на защищаемой линии, когда возрастет вероятность повреждения ВЧ канала.) На подстанциях, обслуживаемых ОВБ, отключение неисправной защиты часто выполняется способом пуска устройства КВЧ по каналам телемеханики. Перед включением в работу дифференциально-фазной защиты должен проверяться ее ВЧ канал. Дня этого кратковременно нажимают кнопки "Пуск" устройств КВЧ с обоих концов линии. Если при этом не выпадают сигнальные блинкеры, канал считается исправным и защита вводится в работу. Ручной пуск устройства КВЧ возможен в любое время и даже при замкнутых контактах часов. При КЗ в сети и срабатывании пусковых органов защиты начатый цикл контроля канала ВЧ мгновенно прерывается, устройство КВЧ блокируется и схема защиты восстанавливается для нормальной работы. Защита предназначена для быстрого отключения электрических цепей, включенных на сборные шины, при КЗ на сборных шинах или на любом другом оборудовании, входящем в зону действия защиты. Зона се действия ограничивается трансформаторами тока, к которым подключены реле защиты. На КЗ за пределами зоны дифференциальная защита шин не реагирует. В основу выполнения защиты положен принцип сравнения токов электрических цепей при КЗ и других режимах работы. Для выполнения защиты дифференциальное реле КА подключают к трансформаторам тока присоединений, как показано на рис. 7.26. При таком включении ток в реле всегда будет равен геометрической сумме вторичных токов присоединений. 163 Рис. 17.1. Сравнение защитных высокочастотных сигналов при КЗ: а - внешнее КЗ; б - КЗ в защищаемой зоне; в - генерация импульсов ВЧ сигналов при положительной полуволне тока; г - сигнал ВЧ на входе приемника сплошной - КЗ в незащищаемой зоне; д - то же прерывистый (сигналы имеют скважности) -КЗ в защищаемой зоне Рис.17.2. Структура полукомплекта дифференциально-фазной защиты: Z - заградитель; С - конденсаторы связи; 1 - полукомплект защиты 164 Рис. 17.3. Токи в реле дифференциальной токовой защиты тин при К3 на шинах (а) и внешнем КЗ (б) 165 Рис. 17.4. Принципиальная схема дифференциальной токовой защиты двойной системы шин: SA1 – ключ управленияшиносоединительно говыключателя Q1; SA2 – то же обходного выключателя Q2;ИТО1 – реле избирательного токового органа Iситемы шин; ИТО2 – то же II системы шин; ПО – реле общего пускового органа;KA0 – реле токовое сигнального комплекта; Kl1KL6 – реле промежуточное;KL7-KL8 – реле промежуточные с выдержкой времени;KL0 – реле промежуточное сигнального комплекта; SG9-SG14 – испытательные блоки; S – рубильник нарушения фиксации;SX1-SX5 – накладки; 1 – кнопка диблокировкисигнального реле; 2 – кнопка, шунтирующая миллиамперметр 166 Рис. 17.5. Принцип действия дифференциально-фазной защиты шин (а) и фазы токов в присоединениях при КЗ в зоне действия защиты (б) и вне зоны (в) При КЗ на шинах (рис. 17.3, а) вторичные токи присоединений будут иметь одно направление и через реле будет проходить сумма этих токов IP=I1+I2+I3. Если IP>Iсз, реле сработает. При внешнем КЗ (рис. 17.3, б) ток в обмотке реле IP=I1+I2+(–I3)=0, реле работать не будет, если оно отстроено от тока небаланса, появляющегося вследствие погрешности трансформаторов тока. Основанные на общем принципе дифференциальные защиты шин могут отличаться друг от друга по схеме, что связано с приспособлением их к той или иной главной схеме подстанции. В эксплуатации находятся дифференциальные защиты шин для подстанции с одной и двумя системами шин, а также для подстанций с реактированными линиями и несколькими источниками питания. Наибольший интерес с точки зрения обслуживания их оперативным персоналом представляют дифференциальные токовые защиты шин с двумя системами шин с фиксированным распределением присоединений, которое часто используется как одно из средств ограничения токов КЗ в сетях 110-220 кВ. Ниже рассматривается одна из таких защит. Отличительной особенностью защиты (рис. 17.4) является избирательность в отключении поврежденной системы шин, если соблюдено установленное распределение присоединений по шинам. Селективность действия обеспечивается применением в схеме двух избирательных органов (комплектов реле) ИТО1, ИТО2 и общего пускового токового органа 167 (комплекта реле) ПО. Реле каждого избирательного комплекта подключены к трансформаторам тока присоединений, зафиксированных за данной системой шин, и действуют на отключение выключателей только этих присоединений. Реле общего пускового комплекта подключены к трансформаторам тока присоединений обеих систем шин и поэтому срабатывают при КЗ на любой системе шин. На внешние КЗ они не реагируют, даже если нарушена фиксация присоединений. Работа защиты. При КЗ на одной системе шин сработают токовые реле общего пускового комплекта ПО и подадут оперативный ток на отключение шиносоединительного выключателя (реле KL3) и одновременно на избирательные токовые органы ИТО1 и ИТО2. Отключение выключателей присоединений поврежденной системы шин произойдет в результате срабатывания промежуточного реле соответствующего избирательного комплекта. В случае нарушения установленной фиксации присоединений оба избирательных элемента защиты могут сработать при внешнем КЗ, так как токи в них не балансируются. Однако это не приведет к отключению присоединений, поскольку постоянный ток на реле избирательных токовых органов подается общим пусковым комплектом, в реле которого токи будут уравновешены, и он не сработает. Если при нарушении фиксации присоединений КЗ возникает на одной из рабочих систем шин, то сработают все три комплекта защиты и отключаются обе системы шин. Для сохранения селективности действия защиты в случае изменения фиксации присоединений необходимо переключение из одного избирательного комплекта в другой токовых и оперативных цепей присоединений, переведенных на другую рабочую систему шин. В схеме защиты (рис. 17.5) предусмотрен рубильник "Нарушение фиксации присоединений", шунтирующий цепи постоянного тока обоих избирательных токовых органов. Включением этого рубильника из схемы защиты исключаются контакты реле избирательных комплектов ИТО1 и ИТО2. Рубильник включают перед началом операций с коммутационными аппаратами, нарушающих установленную фиксацию присоединений. Он должен быть также включен, когда в работе находится одна система шин и на нее включены все присоединения. При включенном рубильнике защита действует на отключение сразу всех выключателей. Если рубильник будет включен при работе обеих систем шин и фиксированном распределении присоединений, то в случае КЗ на одной системе шин защита неселективно подействует на отключение выключателей обеих систем шин непосредственно от общего комплекта. Для опробования напряжением одной из системы шин с помощью ШСВ в схеме защиты предусмотрена автоматическая блокировка, замедляющая отключение выключателей присоединений рабочей системы шин в случае включения ШСВ на КЗ. Блокировка выполнена с помощью реле KL7, имеющего при возврате большую выдержку времени, чем время 168 отключения ШСВ. Именно на это время реле KL4 снимает минус оперативного тока с реле KL1 и KL2 избирательных комплектов, благодаря чему они не смогут отключать выключатели присоединений. Команда на отключение ШСВ подается без замедления от реле KL3, как только подействует реле пускового комплекта. Если отключение ШСВ по какойлибо причине затянется, по истечении времени возврата реле KL7 произойдет отключение рабочей системы шин. Аналогичная блокировка (реле KL8) предусмотрена и на случай опробования напряжением обходной системы шин с помощью обходного выключателя. На момент опробования вторичные цепи трансформаторов тока обходного выключателя должны быть выведены из схемы защиты (вынуты крышки испытательных блоков SG9 и SG10). Иначе возможное КЗ на обходной системе шин окажется внешним КЗ, и защита не сработает. В процессе вывода в ремонт выключатели электрической цепи должны вноситься соответствующие изменения в схему защиты тин. Так, при выводе в ремонт выключателя электрической цепи и замене егошиносоединительным выключателем из схемы защиты шин исключаются вторичные цепи трансформаторов тока выводимого выключателя и одного комплекта трансформаторов тока ШСВ, а цепи другого комплекта трансформаторов тока ШСВ используются в схеме защиты как цепи трансформаторов тока присоединения. Все операции в токовых цепях выполняются с помощью испытательных блоков. Производятся переключения и в цепях оперативного тока защиты. Выходные цепи избирательных комплектов, подающих команды на отключение "своих" выключателей, объединяются, а действие пускового комплекта на отключение ШСВ исключается. 17.2. Расчет уставок дифференциально-фазных защит. Схема работает следующим образом. На вход Д1 подаются сигналы, пропорциональные разности фазных токов, а на вход ячейки Д2 - сигналы, пропорциональные междуфазным напряжениям. На выходе Д1 формируется постоянное напряжение, пропорциональное наибольшему из входных сигналов, на выходе Д2 – наименьшему из входных сигналов. Таким образом, нуль-орган ЕА сравнивает наибольшую из разностей фазных токов Imax с наименьшим из междуфазных напряжений Umin. 169 При этом условие срабатывания имеет вид: кн •Umin. ≤ кт • Imax. (17.1.) Отсюда: U min . Кt  или Im ax. Кн Zp. ≤ Zcp (17.2.) Причём, сопротивление Zp при трёхфазных и двухфазных имеет одинаковое значение и пропорционально расстоянию до места КЗ. 170 Лекция 18 18. Дифференциальная токовая поперечная защита. 18.1. Направленная поперечная защита параллельных линий. Защита основана на сравнении токов одноименных фаз параллельных ЛЭП. Принцип ее действия рассмотрим на примере защиты сдвоенной линии, такие линии используются в распределительных сетях напряжением 2÷10 кВ. Реле тока включается на разность токов двух одноименных фаз сдвоенной линии по схеме с циркуляционными токами. Ток в реле I p  I 2 I  I 2 II . (18.1) Поэтому как и в продольной дифференциальной защите, при нормальной работе и внешних КЗ (за пределом сдвоенной линии точка К1) по обмотке реле проходит только ток небаланса. В защите используются обычное токовое реле, ток срабатывания которого: I c.p.  К зап.  I н.б. расч . max , (18.2) где Кзап.= 1,3. 1 2 Ток I н.б.расч . max , определяется исходя из I к.з.вн. max ; т. е. I н.б.расч . max  0,1  К одн.  К апер. Величина К одн.  К апер.  1 , (принимаемая рекомендации по этим коэффициентам. а) I к.з.вн. max . 2n Т во внимание (18.3) принятые ранее б) Рис. 18.1. Поперечная дифференциальная токовая защита сдвоенных линий: а – схема включения реле; б – распределение токов при КЗ 171 В случае КЗ на одной из ЛЭП (например в т. К2 – рис. 2.23) в реле КА появляется ток, и если Iр=I2I – I2II ≥ Iс.р, то происходит срабатывание КА. При удалении точки КЗ (К2) от места установки 1 ТА, ток в поврежденной линии уменьшается (I2I), а в неповрежденной возрастает (I2II) – рис. 2.23б, при этом ток в реле Iр – уменьшается и в близи шин противоположной подстанции (Б), его величина становится меньше Iс.р.. Защита на этом участке не работает, этот участок (lм.з) называется мертвой зоной дифференциальной токовой защиты. Величина мертвой зоны не должна превышать 10% длины защищаемой линии. Достоинства: простота, надежность , быстрота, не реагирует на качание. Недостатки: не защищает сборки сдвоенной линии и шины подстанции; не способна определить на какой из параллельных ЛЭП произошло КЗ, поэтому не может использованная на параллельных ЛЭП с выключателями на каждой из них, когда требуется и имеется возможность отключить только поврежденную линию; наличие мертвой зоны. Это исключает ее применение в качестве единственной защиты сдвоенных линий. 18.2. Выбор принципов защиты электрических сетей. Пусковой орган защиты служит для пуска ее в действие только при возникновении повреждения на одной из защищаемых линий. Для обеспечения этого его установка выбирается исходя из следующих требований: • пусковой орган не должен срабатывать при внешних КЗ, для этого I с. р.  К зап.  I н.б. max расч. , (18.4) где ток Iн.б.max расч. определяется по выражению для дифференциальной токовой защиты; • пусковой орган не должен срабатывать от тока нагрузки при нормальной работе только одной линии, то есть когда одна из ЛЭП в нормальном режиме отключена с противоположной стороны, т. е. I с. р.  К зап.  I раб. max /( К в  nT ) , (18.5) где Iраб max – максимально возможный рабочий ток при работе только одной линии; • пусковой орган не должен реагировать на ток в неповрежденной фазе, при однофазных и двухфазных КЗ в сетях с глухозаземленной нейтралью, в режиме каскадного отключения защиты. Так как при КЗ на землю по неповрежденным фазам протекает ток I н.ф.  I н  КI к (смотри направленную МТЗ), а в режиме каскадного отключения весь этот ток протекает по одной из ЛЭП, в итоге пусковые органы защиты неповрежденных фаз могут прийти в действие. Таким образом должно выполняться следующее условие: I с. р  К зап.  I н.ф / nТ . (18.6) В этом случае, если при выборе Iс.р определяющим является условие (18.49), то целесообразно дифференциальную защиту от многофазных КЗ 172 выводить из действия при КЗ на землю. При этом Iс.р выбирается исходя из (18. 7), (18.8), из которых обычно определяющим является (18.9) условие. Общие принципы выполнения поперечной дифференциальной направленной защиты нулевой последовательности Необходимость выполнения данной защиты, обусловлена тем, что в некоторых случаях пусковые органы реагирующие на полные токи и напряжения фаз, не обеспечивают требуемой чувствительности защиты при однофазных КЗ на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью. При этом более чувствительным оказывается токовый пусковой орган нулевой последовательности, включенный на разность токовой нулевой последовательности параллельных ЛЭП (I и II). При этом ток протекающий по реле тока и токовой обмотке реле мощности оказывается равным 3I  3I 0 II I р  0I . (18.7) nT Для получения тока 3I0 используется нулевой провод трансформаторов тока, соединенных по схеме 3-х фазной звезды (рис. 18.2). Ток срабатывания выбирается по выражению (18.7). 18.3. Основные и резервные защиты. Принципиальное отличие данной защиты (рис. 18.2) от рассмотренной ранее дифференциальной токовой защиты состоит в наличии реле направления мощности, что дает возможность определить поврежденную линию и отключать только ее. Поэтому дифференциальная токовая направленная защита применяется на параллельных линиях с самостоятельными выключателями. Токовая обмотка реле направления мощности включается последовательно с обмоткой реле тока на разность токов одноименных фаз параллельных линий, а к обмотке напряжения подводится напряжение с шин, обычно соответствующее 900 – градусной схеме включения реле. Защита имеет два органа пусковой (реле тока) и избирательный (реле направление мощности). В качестве избирательного органа направления используется реле направления мощности двухстороннего действия т. е. в зависимости от направления тока в токовой катушке – замыкает одни из двух своих контактов. 173 Рис.18.2. Поперечная дифференциальная токовая направленная защита Принцип действия схемы. При КЗ на 1Л, например в точке К1, срабатывают токовые реле КА и КА′, замыкая свои контакты, реле направления мощности KW и KW′, четко определяют поврежденную линию, оба реле имеют положительные вращающие моменты +М2, +М′2, под действием которых они замыкают контакты в цепи промежуточных реле 1KL и 1KL′, действующих с двух сторон на отключение 1Л линии. При повреждении 2Л в точке К1 угол между токами и напряжениями подводимыми к реле изменяется на 1800, в результате оба реле мощности KW и KW′ имеют отрицательные моменты и замыкают контакты промежуточных реле 2KL и 2KL′, в итоге происходит отключение выключателей Q2 и Q2′. Реле тока может не сработать из-за малой величины тока в его обмотке, при КЗ у шин противоположной подстанции. Так например, в точке К1 которая будет расположена у шин подстанции Б, не сработает реле KA, однако как следует из векторной диаграммы (рис. 2.24б), достаточным для срабатывания оказывается ток в реле KA′, в итоге выключатель Q1′ будет отключен. После этого, весь ток КЗ в точке К1 от подстанции А пойдет через линию 1Л, в результате величина тока для срабатывания реле KA становится достаточной и произойдет отключение выключателя Q1. Таким образом, будет иметь место поочередное (каскадное) отключение выключателей повреждений линии. Зона каскадного действия может быть рассчитана по следующему выражению: lк  I с. з l . I к. з Наличие зоны каскадного действия увеличивает время отключения поврежденной линии примерно в два раза. Величина этой зоны не должна превышать 25% длины защищаемой линии. Реле направления мощности, как и в схеме токовой направленной защиты, имеет мертвую зону по напряжению, то есть не действует 174 вследствие недостаточного напряжения, подводимого к нему, при металлических трех фазных КЗ у места установки защиты. Мертвая зона не должна быть больше 10% длины защищаемой линии. Мертвая зона комплекта защиты подстанции Б располагается в зоне каскадного действия комплекта защиты подстанции А (и наоборот), таким образом в случаи трех фазного металлического КЗ в мертвой зоне произойдет отказ обоих защит. Принимая во внимание, что мертвая зона lм.з мала, и мала вероятность КЗ в этой зоне, а также наличие отсечки от междуфазных замыканий, то обычно никаких мер по устранению мертвой зоне не предусматривается. Поперечная дифференциальная направленная защита, при отключении одной из линий теряет способность работать селективно. Поэтому одновременно с отключением одной из ЛЭП, защита автоматически выводится из действия. Для этого оперативный ток подводится к защите через последовательно включенные блок - контакты выключателей Q1 и Q2. При отключении одного из выключателей Q1 или Q2, соответствующий блок контакт размыкается и защита у шин подстанции А выводится из действия. Аналогичным образом работают блок - контакты у выключателей Q1′ и Q2′. 175 Лекция 19 19. Классификация, назначение и выполнение устройств системной автоматики. 19.1. Области автоматизированного управления состояниями схем питания потребителей и электроприёмников. Автоматическое включения резерва (АВР). Основные технические требования, предъявляемые к устройствам (АВР). Согласно ПУЭ все потребители электрической энергии делятся на три категории: I категория — к потребителям этой группы относятся те, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный материальный ущерб, угрозу для безопасности государства, нарушение сложных технологических процессов и пр. II категория — к этой группе относят электроприёмники, перерыв в питании которых может привести к массовому недоотпуску продукции, простою рабочих, механизмов, промышленного транспорта. III категория — все остальные потребители электроэнергии. Таким образом, кроме неудобств в повседневной жизни человека, длительный перерыв в электропитании может привести к угрозе жизни и безопасности людей, материальному ущербу и другим, не менее серьёзным последствиям. Бесперебойное питание можно реализовать, осуществив электропитание каждого потребителя от двух источников одновременно (для потребителей I категории так и делают), однако подобная схема имеет ряд недостатков:  Токи короткого замыкания при такой схеме гораздо выше, чем при раздельном питании потребителей.  В питающих трансформаторах выше потери электроэнергии  Релейная защита сложнее, чем при раздельном питании.  Необходимость учета перетоков мощности вызывает трудности, связанные с выработкой определенного режима работы системы.  В некоторых случаях не получается реализовать схему из-за того, что нет возможности осуществить параллельную работу источников питания из-за ранее установленной релейной защиты и оборудования. В связи с этим возникает необходимость в раздельном электроснабжении и быстром восстановлении электропитания потребителей. Решение этой задачи и выполняет АВР. АВР может подключить отдельный источник электроэнергии (генератор, аккумуляторную батарею) или включить выключатель, разделяющий сеть, при этом перерыв питания может составлять всего 0.3 — 0.8 секунд. При проектировании схемы АВР, допускающей включение секционного выключателя, важно учитывать пропускную способность питающего трансформатора и мощность источника энергии, питающих 176 параллельную систему. В противном случае может получиться так, что переключение на питание от параллельной системы выведет из строя и её, так как источник питания не сможет справиться с суммарной нагрузкой обеих систем. В случае если невозможно подобрать такой источник питания, обычно предусматривают такую логику защиты, которая отключит наименее важных потребителей тока обеих систем. АВР разделяют на:  АВР одностороннего действия. В таких схемах присутствует одна рабочая секция питающей сети, и одна резервная. В случае потери питания рабочей секции АВР подключит резервную секцию.  АВР двухстороннего действия. В этой схеме любая из двух линий может быть как рабочей, так и резервной.  АВР с восстановлением. Если на отключенном вводе вновь появляется напряжение, то с выдержкой времени он включается, а секционный выключатель отключается. Если кратковременная параллельная работа двух источников не допустима, то сначала отключается секционный выключатель, а затем включается вводной. Схема вернулась в исходное состояние.  АВР без восстановления  АВР должно срабатывать за минимально возможное после отключения рабочего источника энергии время .  АВР должно срабатывать всегда, в случае исчезновения напряжения на шинах потребителей, независимо от причины. В случае работы схемы дуговой защиты АВР может быть блокировано, чтобы уменьшить повреждения от короткого замыкания. В некоторых случаях требуется задержка переключения АВР. К примеру, при запуске мощных двигателей на стороне потребителя, схема АВР должна игнорировать просадку напряжения.  АВР должно срабатывать однократно. Это требование обусловлено недопустимостью многократного включения резервных источников в систему с не устранённым коротким замыканием. Реализацию схем АВР осуществляют с помощью средств РЗиА: реле различного назначения, цифровых блоков защит (контроллер АВР), переключателей - изделий, включающих в себя механическую коммутационную часть, микропроцесорный блок управления, а также панель индикации и управления. 19.2. Основные органы, расчет и выбор параметров и схемы устройств АВР и синхронизации. В качестве примера рассмотрим УАВР на секционном выключателе схемы сети (рис.19.11,а). В этой схеме шины секционированы; секционный выключатель Q5 отключен. Каждая секция питается от отдельного источника. Схему УАВР можно выполнить так, что устройство будет 177 действовать на включение секционного выключателя Q5 при отключении любого из источников питания и исчезновения напряжения на любой секции шин. В том случае осуществляется взаимное резервирование с помощью УАВР двухстороннего действия. Но прежде чем включить выключатель Q5, устройство АВР должно отключить выключатель Q2 или Q4, если он остался включенным при исчезновении напряжения на соответствующей секции шин. Для этой цели в схему УАВР вводят пусковой орган, в котором обычно применяют минимальные реле напряжения. В общем случае УАВР содержит также орган выдержки времени. Если резервируемой является одна из секций, например секция 1, то УАВР включает выключатель Q5 только при исчезновении напряжения на этой секции, предварительно отключив выключатель Q2, т. е. осуществляет одностороннее действие. Для удовлетворения основных требований, предъявляемых к УАВР, параметры пускового органа и органа выдержки времени выбирают следующим образом. Минимальный пусковой орган напряжения Же должен срабатывать при понижениях напряжения на шинах, например секции 1, до U ост.к, вызванных короткими замыканиями в точках Ki—Кз (за элементами с сосредоточенными параметрами). Эти повреждения обычно отключаются защитой с выдержкой времени третьей ступени tс.з111. Характер изменения напряжения на шинах секции 1 и напряжение срабатывания показаны на рис. 19.11, в. Uс.р1tс.з.mах+ t (19.9) В некоторых схемах УАВР пусковой орган (минимальное реле напряжения) и орган выдержки времени объединены в одном реле. Если на резервируемом элементе системы электроснабжения (например, на линии Л1} имеется устройство АПВ, то время tАВР1. Должно согласовываться с временем действия УАПВ tАПВ1 чтобы УАВР действовало только после неуспешного действия УАПВ. Для этого время tАВР1 полученное из выражения (19.9), Необходимо увеличить при однократном УАПВ на значение tАПВ1. Если в системе электроснабжения (рис. 19.11, а) наряду с рассматриваемым устройством АВР имеется УАВР, расположенное ближе к рабочему источнику питания, то его время действия t /АВР1. выбирается с учетом сказанного, а для рассматриваемого УАВР должно .выполняться дополнительное условие Время tзап в зависимости от типов выключателей и реле времени в схемах УАВР принимается 2—3 с. В условиях эксплуатации случаются перегорания предохранителей или другие неисправности в цепях трансформаторов напряжения. При этом возможны срабатывания минимальных реле напряжения пускового органа. Для предотвращения ложных действий устройства АВР имеется ряд способов, например в пусковом органе используют два минимальных реле напряжения, включенные на разные трансформаторы напряжения. Для этих же целей в пусковом органе вместе с минимальным реле напряжения используют минимальное реле тока, включенное на ток питающей линии Л1 (рис. 19.11, а). Такой комбинированный пусковой орган срабатывает лишь тогда, когда вместе с исчезновением напряжения на шинах исчезает ток в линии. Ток срабатывания реле отстраивается от минимального рабочего тока Iраб.min питающей линии по условию Iс.з.=Iраб.min/(KотсК1) (19.10) где Котс= 1,5. В этом случае выдержка времени tАВР1, определяемая из условия (19.9), согласуется только с защитой, действующей при к.з. в точке К6. Если к резервируемым шинам подключены синхронные электродвигатели и компенсаторы, то при отключении рабочего источника питания на шинах в течение некоторого времени поддерживается остаточное напряжение благодаря разряду электромагнитной энергии, запасенной этими электродвигателями и компенсаторами. Значение этого напряжения снижается постепенно, поэтому минимальное реле напряжения УАВР может подействовать с замедлением, достигающим tс.р=1 с и более. Такое 179 замедление нежелательно. Избежать его можно, если вместо минимального реле напряжения использовать реле понижения частоты. Это возможно, так как снижается не только значение, но и частота остаточного напряжения, причем время снижения частоты до значения уставки срабатывания, равной 46—47 Гц, обычно не превышает 0,2—0,3с, т. е. всегда значительно меньше, чем время снижения остаточного напряжения от первоначального значения до уставки срабатывания минимального реле напряжения. Действие устройства АВР имеет смысл при наличии напряжения на резервном источнике питания. Поэтому в пусковой орган УАВР включают максимальное реле напряжения, контролирующее наличие напряжения на резервном источнике питания, на шинах секции II. При минимальном рабочем напряжении [Uраб min реле должно находиться в состоянии после срабатывания, разрешая действие пускового органа УАВР. Это обеспечивается выбором его напряжения срабатывания по условию Uc.p2=Upaбmln/(КвКотсКu), (19.1 1) где Котс==l,5...1,7—коэффициент отстройки; Кв==0,8—коэффициент возврата. В расчетах обычно принимают Uc.p 2 = (0,65 ...0,7) (Uном/Ки). Требование однократности действия УАВР удовлетворяется, если принять продолжительность воздействия на включение выключателя Q5 (рис. 19.11, а) tАВР2=tв.в.+tзап (19.12) где tв.в—время включения выключателя Q5; tзап==0,3 ...0,5 с. Включенный от УАВР выключатель должен иметь защиту, действующую с ускорением после АВР. В том случае, если при действии УАВР резервный источник питания перегружается и не обеспечивает самозапуск электродвигателей, следует отключить часть нагрузки, например, минимальной защитой напряжения. 180 Лекция 20 20. Автоматическое повторное включение (АПВ). 20.1. Основные технические требования, предъявляемые к устройствам АПВ. К схемам и устройствам АПВ применяется ряд обязательных требований, связанных с обеспечением надёжности электроснабжения. К этим требованиям относятся:       АПВ должно обязательно срабатывать при аварийном отключении на защищаемом участке сети. АПВ не должно срабатывать, если выключатель отключился сразу после включения его через ключ управления. Подобное отключение говорит о том, что в схеме присутствует устойчивое повреждение, и срабатывание устройства АПВ может усугубить ситуацию. Для выполнения этого требования делают так, чтобы устройства АПВ приходили в готовность только через несколько секунд после включения выключателя. Кроме того, АПВ не должно срабатывать во время оперативных переключений, осуществляемых персоналом. В схемах АПВ должна присутствовать возможность выведения их для ряда защит (например, после действия газовой защиты трансформатора, срабатывание устройств АПВ нежелательно) Устройства АПВ должны срабатывать с заданной кратностью. То есть однократное АПВ должно срабатывать 1 раз, двукратное — 2 раза и т. д. После успешного включения выключателя, схема АПВ должна обязательно самостоятельно вернуться в состояние готовности. АПВ должно срабатывать с выставленной выдержкой времени, обеспечивая наискорейшее восстановление питание в отключенном участке сети. Как правило, эта выдержка равняется 0,3-0,5 с. Однако, следует отметить, что в ряде случаев целесообразно замедлять работу АПВ до нескольких секунд. 20.2. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Назначение, особенности выполнения, выбор параметров и схемы устройств АЧР. Снижение частоты на десятые доли герца могут привести к ухудшению экономических показателей системы, но серьёзной опасности не несет. (Промышленная частота переменного тока в России и ряде стран Европы принята 50 Гц, В США — 60 Гц) Снижение же частоты на 1-2 Гц и более может привести к серьёзным последствиям для работы энергосистемы, а также для ее электроприёмников. Объясняется это тем, что 181 при снижении рабочей частоты снижается скорость вращения питающихся от системыэлектродвигателей. В число этих двигателей, в частности, входят и механизмы собственных нужд тепловых электростанций, которые так же питают данную систему. В результате этого снижается выходная мощность, генерируемая тепловыми электростанциями, и частота падает еще быстрее. Этот процесс называется «лавиной частоты» и приводит к выводу системы из строя. Снижение частоты несет разрушительные действия для сложных технологических процессов, может привести к угрозе безопасности людей, повлечь за собой серьёзные техногенные или экологические катастрофы. В частности, при долгой работе крупных паровых турбин на пониженной частоте в них возникают разрушительные процессы, связанные с совпадением частоты вращения турбины с резонансной частотой какой-либо из групп ее лопаток. Кроме частоты, в системе уменьшается напряжение, недостаток которого так же серьёзно влияет на состояние потребителей электроэнергии. Для того, чтобы не допустить обвала частоты в системе, принято отключать часть приёмников электроэнергии, снижая тем самым нагрузку на систему. Подобное отключение называется автоматической частотной разгрузкой (АЧР). Согласно ПУЭ все потребители электрической энергии делятся на три категории: I категория — к потребителям этой группы относятся те, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный материальный ущерб, опасность для безопасности государства, нарушение сложных технологических процессов и пр. II категория — к этой группе относят электроприёмники, перерыв в питании которых может привести к массовому недоотпуску продукции, простою рабочих, механизмов, промышленного транспорта. III категория — все остальные потребители электроэнергии. Потребители I категории должны иметь постоянное электропитание, причем от двух независимых источников. Перерыв в питании от одного из источников допускается только на время действия АВР. Потребители II категории допускают работу от одного источника и перерыв питания не должен превышать время, необходимое для включения резервного источника дежурным персоналом или выездной бригадой. Потребители же III категории допускают перерыв в электропитании до суток (время ликвидации аварии выездной аварийной бригадой). Таким образом, действие АЧР направлено на отключение потребителей III категории, как наименее важных. При проектировании схемы АЧР электрической системы следует распределять потребителей по подстанциям и распределительным устройствам с учетом этого разделения на категории. Кроме того, следует предусмотреть все возможные виды аварий и предусмотреть такую 182 мощность отключаемых электроприёмников, которой окажется достаточно, чтобы вернуть систему в нормальное состояние после их отключения. Саму схему АЧР делают многоступенчатой, где каждая ступень отличается от другой уставкой по частоте. То есть, при достижении частоты ниже определенного значения, определяемого первой уставкой, сработает первая ступень и отключит часть потребителей. Затем, если процесс падения частоты не остановился, то при достижении частоты значения второй уставки, отключится следующая группа потребителей, что еще больше замедлит процесс снижения частоты. 20.3. Согласования действий устройств АЧР, АПВ и АВР. Если при использовании пуска АВР по напряжению время его действия может оказаться недопустимо большим (например, при наличии в составе нагрузки значительной доли синхронных электродвигателей), рекомендуется применять в дополнение к пусковому органу напряжения пусковые органы других типов (например, реагирующие на исчезновение тока, снижение частоты, изменение направления мощности и т. п.). В случае применения пускового органа частоты последний при снижении частоты со стороны рабочего источника питания до заданного значения и при нормальной частоте со стороны резервного питания должен действовать с выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника питания. При технологической необходимости может выполняться пуск устройства автоматического включения резервного оборудования от различных специальных датчиков (давления, уровня и т. п.). Схема устройства АВР источников питания собственных нужд электростанций после включения резервного источника питания взамен одного из отключающихся рабочих источников должна сохранять возможность действия при отключении других рабочих источников питания. При выполнении устройств АВР следует проверять условия перегрузки резервного источника питания и самозапуска электродвигателей и, если имеет место чрезмерная перегрузка или не обеспечивается самозапуск, выполнять разгрузку при действии АВР (например, отключение неответственных, а в некоторых случаях и части ответственных электродвигателей; для последних рекомендуется применение АПВ). При выполнении АВР должна учитываться недопустимость его действия на включение потребителей, отключенных устройствами АЧР. С этой целью должны применяться специальные мероприятия (например, блокировка по частоте); в отдельных случаях при специальном обосновании невозможности выполнения указанных мероприятий допускается не предусматривать АВР. 183 При действии устройства АВР, когда возможно включение выключателя на КЗ, как правило, должно предусматриваться ускорение действия защиты этого выключателя (см. также 3.3.4). При этом должны быть приняты меры для предотвращения отключений резервного питания по цепи ускорения защиты за счет бросков тока включения. С этой целью на выключателях источников резервного питания собственных нужд электростанций ускорение защиты должно предусматриваться только в случае, если ее выдержка времени превышает 11,2 с; при этом в цепь ускорения должна быть введена выдержка времени около 0,5 с. Для прочих электроустановок значения выдержек времени принимаются, исходя из конкретных условий. В случаях, если в результате действия АВР возможно несинхронное включение синхронных компенсаторов или синхронных электродвигателей и если оно для них недопустимо, а также для исключения подпитки от этих машин места повреждения следует при исчезновении питания автоматически отключать синхронные машины или переводить их в асинхронный режим отключением АГП с последующим автоматическим включением или ресинхронизацией после восстановления напряжения в результате успешного АВР. Для предотвращения включения резервного источника от АВР до отключения синхронных машин допускается применять замедление АВР. Если последнее недопустимо для остальной нагрузки, допускается при специальном обосновании отключать от пускового органа АВР линию, связывающую шины рабочего питания с нагрузкой, содержащей синхронные электродвигатели. Для подстанций с синхронными компенсаторами или синхронными электродвигателями должны применяться меры, предотвращающие неправильную работу АЧР при действии АВР С целью предотвращения включения резервного источника питания на КЗ при неявном резерве, предотвращения его перегрузки, облегчения самозапуска, а также восстановления наиболее простыми средствами нормальной схемы электроустановки после аварийного отключения и действия устройства автоматики рекомендуется применять сочетание устройств АВР и АПВ. Устройства АВР должны действовать при внутренних повреждениях рабочего источника, АПВ - при прочих повреждениях. После успешного действия устройств АПВ или АВР должно, как правило, обеспечиваться возможно более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима (например, для подстанций с упрощенными схемами электрических соединений со стороны высшего напряжения - отключение включенного при действии АВР секционного выключателя на стороне низшего напряжения после успешного АПВ питающей линии). 184 21. Виды повреждения и ненормальных режимов трансформаторов и автотрансформаторов. 21.1. Защиты от внутренних повреждений и виды защит трансформаторов и автотрансформаторов. Силовые трансформаторы являются основным видом оборудования подстанций, от исправности которых зависит надёжность электроснабжения потребителей и поэтому должны иметь набор защит, исключающих (уменьшающих) развитие аварий при возникновении аварийных ситуаций. Основными видами повреждений в трансформаторах и автотрансформаторах являются: - короткие замыкания (КЗ) между фазами, - замыкания одной или двух фаз на землю, - витковые замыкания и замыкания между обмотками разных напряжений, -повреждение магнитопровода, приводящие к нагреву. На вводах трансформаторов, ошиновке и в кабелях также могут возникать КЗ между фазами и на землю. К нарушениям нормальных режимов работы трансформаторов относятся: - прохождения через трансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов, - перегрузка, -выделение газов из масла, -понижение уровня масла и повышение его температуры. В соответствии с этим и в зависимости от мощности трансформатора, условий их работы, категории потребителя и т.д. применяются следующие типы защиты: дифференциальная – для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки трансформаторов (будут рассмотрены в следующей лекции); токовая отсечка мгновенного действия или плавкий предохранитель – для защиты трансформатора при повреждениях ошиновки, вводов и части обмоток со стороны источника питания; газовая – для защиты при повреждениях внутри бака маслонаполненного трансформатора, сопровождающихся выделением газа, а также при понижении уровня масла от сверхтоков, проходящих через трансформатор при повреждении как самого трансформатора, так и других связанных с ним элементов максимальная токовая или максимальная токовая направленная защита, реагирующая на фазные токи, а также на токи нулевой и обратной последовательностей; 185 максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения, дистанционная защита; защита от перегрузок и др. Согласно «Правилам устройства системы электроснабжения железных дорог Российской Федерации (п.7.11,7.12.)» для силового понижающего трансформатора тяговой подстанции предусматриваются следующие виды защит: -газовая; -дифференциальная токовая; -максимальная токовая защита (МТЗ) со стороны питающего напряжения; -от перегрузки; -от перегрева масла. Защита трансформаторов плавкими предохранителями В сетях напряжением 6-10кВ и даже 35кВ в качестве основной защиты трансформаторов мощностью до 1000кВА широко используется плавкие предохранители. Обычно они устанавливаются вместе с выключателем нагрузки. Резервирует действия плавкого предохранителя газовая защита. Для предотвращения срабатывания предохранителя в нормальном режиме и при бросках тока намагничивания трансформатора плавкую вставку предохранителя выбирают с номинальным током IВС.НОМ≈(1,5…2)IТР.НОМ, где IТР.НОМ – номинальный ток трансформатора. Токовая отсечка Если плавкий предохранитель по своей отключающей способности и другим причинам не проходит в качестве защиты от КЗ и больших перегрузок, то на одиночно работающих трансформаторах мощностью до 6300 кВА и параллельно работающих трансформаторах мощностью менее 4000 кВА для этих целей используется токовая отсечка. Однако она не является полноценной, так как, реагируя только на большие токи повреждения, охватывает своей зоной действия лишь часть трансформатора. Резервирует отсечку максимальная токовая и газовая защиты. Отсечка устанавливается с питающей стороны трансформатора и выполняется с использованием реле прямого действия РТМ, реле РТ-40 или электромагнитного элемента реле РТ-80. Уставка отсечки IСЗ =КОТС*IК.МАКС(3) где КОТС – коэффициент отстройки, КОТС=1,3…1,4 (РТ-40); КОТС=1,5…1,6 (РТ-80); КОТС=1,8…2 (РТМ); IК.МАКС(3) – максимальный ток КЗ при повреждении на выводах трансформатора со стороны нагрузки. Кроме того, отсечка отстраивается от броска тока намагничивания IНАМ при включении трансформатора: 186 IСЗ>IНАМ; согласно опыту эксплуатации принимается IСЗ =(3…5)ּIТР.НОМ Чувствительность отсечки оценивается отношением: Кч  I2 k min  2 , Iсз (20.1) где IК.МИН(2) – ток двухфазного КЗ у места установки защиты в режиме минимального питания. Отсечка в сочетании с максимальной токовой и газовой защитами обеспечивает хорошую защиту трансформаторов указанных выше мощностей. 21.2. Особенности выполнения релейной защиты трансформаторов, не имеющих выключателей на стороне высшего напряжения. Защита трансформаторов от сверхтоков является резервной, предназначенной для отключения их от источников питания как при повреждениях трансформаторов и отказе основных защит, так и при повреждениях смежного оборудования и отказе его защиты или выключателей. При отсутствии специальной защиты шин защита трансформаторов от сверхтоков осуществляет также защиту этих шин. Резервные защиты от междуфазных повреждений имеют несколько вариантов исполнения: 1) МТЗ без пуска по напряжению; 2) МТЗ с комбинированным пуском по напряжению; 3) МТЗ обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных КЗ. Резервные защиты от замыкания на землю выполняются в виде токовой защиты нулевой последовательности. В данной лекции рассмотрим все виды защит, кроме дифференциальной. К выполнению перечисленных видов защит предъявляются следующие требования: -газовая: двухступенчатая (первая действует на сигнал, а вторая на отключение); - МТЗ на стороне ВН: должна отключать силовой трансформатор со стороны ВН. СН, НН с необходимой чувствительностью; -защита от перегрузки: должна отстраиваться от номинального тока нагрузки (с учётом коэффициента надёжности, коэффициента возврата реле) с выдержкой времени 9с.; -защита от перегрева масла: должна работать на включение обдува вентилятора при превышении 70% номинального тока нагрузки (с учётом коэффициента надёжности и коэффициента возврата реле) с выдержкой времени 9с. С учётом этих требований строятся различные виды защит: 187 -защита от повреждений: осуществляется такими видами защит, как токовая отсечка, дифференциальная и газовая защита; -защита от внешних КЗ осуществляется при помощи МТЗ (в т.ч. с блокировкой по минимальному напряжению), ДЗ, токовых защит нулевой и обратной последовательностей; -защита от перегрузок, не являющихся такими опасными, как, например, токи КЗ, действует или сигнал (при наличии дежурного персонала) или (при отсутствии дежурного персонала) защита должна действовать на включение вентилятора обдува, разгрузку или отключение при помощи релейной защиты. Примеры токовых защит трансформаторов. Токовая отсечка (ТО). Принцип действия ТО был рассмотрен выше. Здесь рассматривается ТО в токовых защитах трансформаторов. Напомним, что токовая отсечка – это максимальная токовая защита (МТЗ) с ограниченной зоной действия (как правило, без выдержки времени), но может иметь в некоторых случаях выдержку времени. В отличие от МТЗ, селективность ТО обеспечивается не выдержкой времени, а выбором зоны её действия величиной тока срабатывания и основан на том, что величина тока КЗ убывает при удалении места КЗ от источника питания. Токовая отсечка наиболее простая и быстродействующая защита от повреждений в трансформаторе. Принцип действия ТО основан на большом различии в токах КЗ на первичной и вторичной сторонах трансформатора. Реагируя только на большие токи КЗ, ТО имеет ограниченную зону действия (ошиновка, вводы, первичная обмотка трансформатора). ТО устанавливается со стороны питания, но при КЗ воздействует на выключатели со стороны высшего и низшего напряжения. ТО применяют для двухобмоточных трансформаторов, не оборудованных дифференциальной защитой. Как правило, ТО применяется совместно с МТЗ. В таких схемах ТО срабатывает без выдержки времени (собственное время срабатывания) при больших токах КЗ , а МТЗ - при меньшем токе . Поэтому ТО защищает от повреждений внутри трансформатора (витковые замыкания, на землю), а МТЗ – от повреждений во вторичной обмотке или на шинах низкого напряжения. Достоинством отсечки является её простота и быстродействие и в сочетании с МТЗ и газовой защитой. Максимальная токовая защита (МТЗ). 188 МТЗ применяется для защиты силовых трансформаторов от внешних и внутренних КЗ и защищает первичную и вторичную обмотки. Она является относительно медленнодействующей, так как имеет всегда выдержку времени. Применяется в качестве основной для маломощных трансформаторов. Если трансформатор снабжён отдельной быстродействующей защитой от внутренних повреждений, то МТЗ используется для защиты от внешних КЗ и в качестве резервной на случай выхода из строя основных защит. а) МТЗ двухобмоточного понижающего трансформатора с соединением ТТ в «треугольник» с двумя реле (Ксх.=√3). Защита от внешних КЗ служит для отключения трансформатора при КЗ на сборных шинах или на отходящих от них присоединений. Эта защита может использоваться и для защиты от повреждений в маломощных трансформаторах. Для мощных трансформаторов при наличии специальной защиты от внутренних поврежднений, защита от внешних КЗ служит резервом к этой защите. Наиболее простой защитой от внешних КЗ является МТЗ или более чувствительные, например, МТЗ с блокировкой по напряжению (пуском по напряжению), МТЗ направленные, ДЗ и др. На рис.20.1. представлена схема МТЗ двухобмоточного понижающего трансформатора с соединением ТТ в «треугольник» с двумя реле. Данная схема МТЗ является наиболее простой защитой от внешних КЗ. Чтобы включить в зону действия защиты сам трансформатор, МТЗ устанавливается со стороны источника питания и должна действовать на отключение выключателя, а сами реле защиты включаются на трансформаторы тока, установленные на выключателе Q2. При возникновении КЗ реле КА1, КА2 сработав, (с выдержкой времени при помощи реле КТ1, КТ2) одновременно действуют на отключение выключателей Q1и Q2. При этом действие выключателя Q2 резервирует действие Q1 (рис.20.1а). Иногда МТЗ выполняются с двумя выдержками времени: первая (t1) на отключение Q1, а вторая (t2=t1+∆t) на отключение Q2(рис.20.1,в). Отключение Q2 в этом случае произойдёт при повреждениях в самом трансформаторе. В данной схеме трансформаторы тока (ТТ) соединены в треугольник с двумя реле. Могут применятся и другие схемы соединений: - в полную звезду с тремя реле; - неполную звезду с тремя или двумя реле; - треугольник с тремя реле. Выбор схемы соединений ТТ зависит от вида КЗ и схем соединений обмоток трансформаторов. 189 В таблице 20.1. приведены различные варианты схем МТЗ и формулы для определения наибольшего из вторичных токов Iр.min.(2) при двухфазном КЗ за силовым трансформатором в минимальном режиме работы системы через ток трёхфазного КЗ Iк.min., приведённый к той стороне трансформатора, где установлена защита. Рис.20.1. Схема МТЗ двухобмоточного понижающего трансформатора: а) схема токовых сетей; б) схема оперативных цепей; в) структурная схема. Здесь: КА1, КА2- токовые реле; Q1, Q2- выключатели; КТ1, КТ2-реле времени; КL1, KL2-выходные промежуточные реле; КН1,КН2указательные реле. б) МТЗ двух обмоточного понижающего трансформатора с комбинированным пуском (блокировкой) по напряжению и фильтром напряжений обратной последовательности с соединением ТТ в неполную звезду с двумя реле(Ксх.=1) . 190 МТЗ (рис. 20.1) не всегда удовлетворяет условиям чувствительности, поэтому данную защиту применяют для повышения чувствительности к токам КЗ. В этом виде защит применяют т.н. пусковые органы по напряжению на сторонах низшего напряжения (реле КV1, KV, ZV2 на рис.20.2.). Необходимым условием срабатывания МТЗ является одновременное замыкание контактов токового реле и пускового органа по напряжению. 191 Лекция 21 22. РЗ и автоматика электродвигателей и синхронных компенсаторов. 22.1. Виды защит и систем автоматики электродвигателей и компенсаторов. Наибольшее распространение как в промышленности, так и особенно на собственных нуждах электрических станций имеют асинхронные электродвигатели. Поэтому их защите уделяют особое внимание. Релейная защита электродвигателей так же как и защита генераторов и трансформаторов, должна реагировать на внутренние повреждения и ненормальные режимы. К наиболее частым и опасным видом повреждений возникающим в обмотках двигателей переменного тока, относятся многофазные КЗ на выводах и в обмотках статора, сопровождающиеся прохождением больших токов, что приводит к значительным разрушениям обмоток и стали электродвигателя. Многофазные КЗ, так же приводит к снижению напряжения в питающей сети, что негативно влияет на работу других токоприемников системы электроснабжения. Такие КЗ должны отключаться без выдержки времени. Другим видом повреждения менее опасным чем многофазные КЗ, является однофазное замыкание обмотки статора на землю, так как сети, от которых питаются электродвигатели, как правило выполняются с изолированными нейтралями. В таких сетях напряжение 3-10 кВ, токи однофазного замыкания на землю не велики ( обычно не превосходят 20-30 А). В результате специальная защита от замыканий на землю устанавливается лишь в случаях, когда ток превышает 10 А (для двигателей мощностью до 2000 кВт) или 5 А (для двигателя мощностью более 2000 кВт). При меньших токах замыкания, допустимо действие защиты только на сигнал (при условиях соблюдения требований техники безопасности). Тяжелым видом повреждения является замыкание витков в одной фазе обмотки статора, так как значение тока в месте повреждения может быть соизмеримо со значениями тока при многофазных КЗ. Специальных защит от витковых замыканий в одной фазе статора не предусматривается. Если в изоляции обмоток статора имеются ослабленные места, то в режиме однофазного замыкания в сети, когда напряжение на неповрежденных фазах возрастает до значения линейного, возможны пробои изоляции статорной обмотки и возникновение двойного замыкания на землю (одна точка замыкания – в сети, а другая – в одной из фаз статорной обмотки). Чаще всего функции защиты от двойных замыканий на землю выполняет защита от однофазных замыканий. Для синхронных двигателей кроме указанных возможны также повреждения цепи возбуждения: обрыв и замыкания на землю в одной или 192 двух точках. При обрыве цепи возбуждения синхронный двигатель переходит в асинхронный режим, продолжительное существование которого недопустимо, для защиты от этого режима применяется защита от обрыва цепи возбуждения. Замыкание на землю в одной точке цепи возбуждения может привести (при возникновении замыкания во второй точке) к КЗ, способному вызвать большие разрушения, а так же вибрацию ротора. Основным видом ненормального режима электродвигателей является прохождение в статоре токов, превышающих номинальный. Допустимое время перегрузки ориентировочно можно оценить следующим выражением: t  A /( K 2  1) , где К – кратность тока перегрузки к его номинальному значению, А коэффициент зависящий от типа и исполнения двигателя. Так ориентировочно для двигателей с большим весом и размерами закрытого исполнения, А=250, открытого исполнения А=180. Поэтому защита от перегрузки имеет выдержку времени и может действовать на автоматическую разгрузку механизма, на сигнал или на отключения двигателя. Причинами токовых перегрузок являются: технологические перегрузки приводимых во вращение механизмов; понижение напряжения при КЗ в питающей сети и последующее его восстановление; обрыв одной фазы статора.  Технологические перегрузки, которые могут устраняться автоматически или обслуживающим персоналом без остановки механизма (перегрузка вентилятора) или только после его остановки (например, завал угля в дробилке).  Понижение питающего напряжения, приводит к повышению тока двигателя и к снижению его вращающего момента (при определенном значении которого двигатель может остановиться). Последующее восстановление напряжения приводит к самозапуску электродвигателей. К одновременному самозапуску многих двигателей, подключенных к одной сети, это может вызвать снижение напряжения сети, что затруднит восстановление их нормальной работы. Поэтому для обеспечения самозапуска двигателей наиболее ответственных механизмов, и запрета самозапуска двигателей не подлежащих самозапуску по условиям технологичности или безопасности персонала, а так же предотвращения несинхронного включения синхронных двигателей, применяется защита от потери питания, в качестве которой используется минимальная защита напряжения, действующая на отключение.  Перегрузки вызываемые обрывом фазы, наиболее часто возникают при защите электродвигателя плавкими предохранителями, а так же вследствии потери контакта в одном полюсе коммутационного аппарата. Такой режим работы двигателя сопровождается уменьшением его вращающего момента и увеличением токов неповрежденных фаз. Защита от обрыва фазы установливается редко (в тех случаях когда это оправдано, 193 например долговременная работа дорогостоящего электродвигателя, без наблюдения персонала). Ненормальным режимом синхронного двигателя (помимо перечисленных выше) является также асинхронный ход, который появляется вследствие выпадения синхронного двигателя из синхронизма. Такой режим может возникнуть при снижении тока возбуждения или питающего напряжения, а так же при большом увеличении нагрузки. При асинхронном ходе ток статора возрастает, а ротор двигателя и приводимый в движение механизм подвергаются действию знакопеременного момента, что приводит к их повреждению. Асинхронный режим синхронный двигатель до 1000В устраняется защитой от перегрузки по току статора. Для синхронного двигателя напряжением выше 1000В, необходима специальная защита от такого режима, которая действует: на автоматическую разгрузку механизма; его отключение с последующим АПВ; схему ресинхронизации (восстановление синхронизма). Защита асинхронных электродвигателей напряжением до1000 В. Учитывая массовость низковольтных электродвигателей, их относительно невысокую стоимость, к защите этих двигателей предъявляются требования простоты устройства и обслуживания, малой трудоемкости ремонта, надежности. Перечисленные требованиям удовлетворяют защиты выполненные предохранителями, автоматами и контакторами. Защита от КЗ. Для ликвидации многофазных КЗ, а в сетях с глухозаземленной нейтралью и для отключения однофазных КЗ на землю, применяются токовые защиты. Наиболее простой является защита плавкими предохранителями. Токовая защита, выполненная автоматами с электромагнитными и тепловыми расцепителями, защищает электродвигатели не только от КЗ, но и от перегрузок. Электродвигатели, подключаемые к питающей сети через контакторы, могут иметь защиту от КЗ в виде токовой отсечки, посредством токовых реле косвенного действия (рис. 1). Токовые реле (КА1÷КА3), включаются в каждую фазу статора непосредственно или через трансформаторы тока. Для непосредственного включения можно применять первичные реле типов: РЭ-571Т, РЭВ-2111 (с самовозвратом), РЭВ-2112 (с C A B ручным возвратом). По своей конструкции они напоминают электромагнитный контактор. В общем случаи отсечки 1T 2T 3T Стоп Пуск PB K выполняются без выдержки 1PT 2PT 3PT 4T времени, ток срабатывания реле K K отстраивается от броска пусковых PB 4PT токов, то есть: M Рис. 1 Токовая защита двигателя от КЗ и перегрузок I с. р  К зап  К сх  I дв.пуск / nТ (1) 194 где Кзап=1,8, для РТ-40 и Кзап=2, для РТ-80, ИТ-80. Чувствительность защиты от межфазных КЗ оценивается при двухфазном металлическом КЗ на выводах при минимальном режиме работы питающей сети. Коэффициент чувствительности должен быть не менее двух. В случае включения токовых реле через трансформаторы тока, для электродвигателей мощностью до 2000 кВт наиболее часто применят дешевую однорелейную схему с реле, включенным на разность токов двух фаз. Для повышения чувствительности отсечку выполняют двухрелейной с включением двух реле на токи двух фаз по схеме неполной звезды, у которой чувствительность одинакова при всех видах многофазных КЗ. Если электродвигатели не имеют защиты от замыканий на землю, то для защиты от двойных замыканий на землю токовая отсечка выполняется трехрелейной с тремя трансформаторами тока по схеме полной звезды. Защита от перегрузки. Данная защита выполняется токовой или температурной, то есть реагирующей соответственно на возрастание тока или температуры обмоток или других частей двигателя. Токовая защита имеет выдержку времени и может выполняться посредством автоматов с заземленным срабатыванием или посредством реле косвенного действия – тепловых или электромагнитных. Защита от перегрузки выполненная посредством электромагнитных реле состоит из токового реле, включаемого непосредственно в фазу или через трансформаторы тока и реле времени (КА4 и КТ рис. 1). Ток срабатывания токового реле (в качестве которого могут использоваться такие же реле, что и для защиты от КЗ), выбирается аналогично МТЗ линии, где Iраб.max=Iдв.ном, и Ксз=1, то есть I c. р  К зап  К сх  I дв.ном/ К в  nТ . (2) Защита не действует в пусковом режиме, что обеспечивается применением выдержки времени превышающей время нормального пуска не менее чем на 3 с. Защита от перегрузки с использованием тепловых реле. Тепловые реле обычно являются составной частью магнитного пускателя и устанавливаются в двух его фазах рис. 2. Установка в двух фазах необходима для предотвращения работы двигателя при обрыве одной из фазы. Однако в этом случаи защита будет отключать электродвигатель не мгновенно, в отличии от рассматриваемых далее специальных защит от обрыва фазы действующих мгновенно. Основным элементом теплового реле является биметаллическая пластина, которая нагревается непосредственным – пропусканием по ней тока защищаемого двигателя, косвенным – с помощью рядом расположенного нагревателя или комбинированным способами. Нагревшись, пластина изгибается и ее конец освобождает рычаг, который под действием пружины размыкает контакты теплового реле, включаемые в цепь удерживающей катушки контактора. Номинальный ток теплового реле Iр.ном. и номинальный ток его смешанного нагревателя Iнагр.ном. выбирают исходя из номинального тока двигателя Iдв.ном., т.е. 195 (3) Для тепловых реле серий ТРП и ТРН, ток уставки может регулироваться от 0,75 до 1,25 Iнагр.ном.. При КЗ в двигателе нагреватель теплового реле может перегореть раньше, чем это реле отключит двигатель. Поэтому такую защиту устанавливают только при наличии быстродействующей защиты от КЗ (например, плавких предохранителей). Температурная защита, использует датчики нагрева обмоток двигателей: температурные реле и терморезисторы, встраиваемые в лобовые части обмотки статора или в близи от нее (на подшипниковом щите или на железе статора). 10Ф Основным элементом К 1Т А температурного реле 20Ф серии Т, служит К В биметалическая 30Ф мембрана, которая при К 2Т С нагревании до температуры срабатывания Откл, Вкл, К 1Т 2Т скачкообразно меняет направление своего К 10Ф 20Ф 30Ф изгиба и размыкает контакты включаемые в Рис. 2. Защита электродвигателя от перегрузки и от обрыва фазы цепь удерживающей катушки контактора. Реле серии Т предназначены для защиты двигателей мощностью 0,6÷100 кВт, и выпускаются с температурами срабатывания от 75±100 до 155±100. Работа терморезистора основана на релейном эффекте: при определенной температуре его сопротивление скачкообразно уменьшается в сто и более раз. Терморезистор включается в цепь обмотки промежуточного реле. Защита от обрыва фазы. Если для двигателя защищаемого предохранителями (или подключенного к сети с такой защитой), возникает необходимость в защите от обрыва фазы, то она может выполняться по одной из схем. Например одна из схем показана на рис. 2. В этой схеме при перегорании одного из предохранителей на обмотке соответствующего реле обрыва фаз 10Ф-30Ф, возникает напряжение, и реле размыкает цепь самоудерживания контактора К. Защита от потери питания (минимальная защита напряжения). Данная защита может быть реализована контактором (автоматом), удерживающая катушка которого (для автомата обмотка расцепителя) подключена к силовой сети через ключ с самовозвратом или кнопочное управление. Когда напряжение сети снижается до (0,4÷0,5) Uном., ток протекающий через удерживающую катушку становится недостаточным, и контактор размыкает свои силовые контакты. В случаи управления ключом с фиксированным положением рис. 3 для минимальной защиты напряжения, I р.ном  I нагр.ном  I дв.ном / nТ 196 А В С КУ О В Н Н М К ФК ~ О В А С ~ К ФК ТК В К к двигателю К КТ ФК Рис. 4,а, б. Схемы защиты двигателя от потери питания применяется реле напряжения KV, которое размыкает цепь удерживающей катушки при напряжении 0,25÷0,7Uном. (в зависимости от уставки и типа реле). Чтобы минимальная защита напряжения не отключала двигатель при кратковременном снижении напряжения (например, при быстро ликвидируемых КЗ в питающей сети), вводится выдержки времени. Однако при оперативном отключении двигателя (дежурным персоналом) необходимо мгновенное отключение электродвигателя, перечисленным требованиям удовлетворяет схема рис. 4. В схеме рис. 4, применено двухпозиционное реле фиксации команды ФК, (типа РП-351), которое питается от независимого источника питания. Реле времени KT (типа ЭВ-235), начинает отсчет времени при снятии напряжения с его обмотки. При включении КУ, реле ФК запитывается и своими контактами замыкает цепь катушки контактора К, при этом блок контакт контактора подает питание на обмотку реле времени. При исчезновении напряжения в силовой сети, или его снижении до величины (0,4÷0,5)Uном., контактор К размыкает контакты, и реле KT начнет отсчет времени. Если восстановление напряжения произойдет раньше замыкания контакта KT, то через контакты не переключившегося реле ФК на обмотку контактора КM будет подано напряжение а двигатель включится, в противном случаи реле KT замкнет и переключит реле ФК в положение не допускающее повторный пуск двигателя при последующем восстановлении напряжения. Особенности защиты асинхронных двигателей высокого напряжения. На электродвигателях напряжением 3÷10 кВ должны предусматриваться защита от многофазных коротких замыканий, защита от 197 токов перегрузки и минимальная защита напряжения. В необходимых случаях должна устанавливаться защита от однофазных замыканий на землю. Во многих случаях эти защиты могут выполняться с помощью вторичных реле прямого действия или реле косвенного действия на переменном оперативном токе. Защита от многофазных коротких замыканий. При подключении электродвигателя через выключатель нагрузки защита от многофазных коротких замыканий может выполняться плавкими предохранителями, если отключающая способность предохранителей является достаточной. Для защиты от многофазных коротких замыканий используются также токовые отсечки I1 Л1(И1) и продольная дифференциальная защита. 1TT K1 Для повышения чувствительности защиты, когда Ip К2<2, при КЗ на выводах, выполняют более PT чувствительную дифференциальную защиту. Так как 2TT I2  данную защиту нет необходимости отстраивать от Л1(И1) пусковых токов. Установка такой защиты обязательна для электродвигателей мощностью 5000 кВт и более. Схема Рис. 5. Схема продольной защиты для одной из фаз статора показана на рис. 5. дифференциальной защиты Для электродвигателей, имеющих защиту от электродвигателя однофазных замыканий на землю, дифференциальная защита может выполняться двухфазной, двухрелейной. Ток срабатывания дифференциальной защиты двигателей, при условии идентичности трансформаторов тока и выбора их по кривым 10% кратности принимается равным: I с. з  (1,5  2)  I ном . (5) Защита от однофазных замыканий обмотки статора на землю в сетях с изолированной нейтралью. Условия при которых производится установка релейной защиты, для электродвигателей различной мощности, были оговорены ранее. Защита выполняется с помощью токового реле, подключенного к фильтру токов нулевой последовательности в качестве которых обычно используются кабельные трансформаторы тока типов ТЗЛ, ТЗРЛ, надетые на каждый из параллельных кабелей. При перемежающемся замыкании на землю броски емкостного тока неповрежденного электродвигателя достигают трех, четырех кратных значений собственного емкостного тока Iс, поэтому при выборе первичного тока срабатывания Iс.з, учитывается отстройка от броска с коэффициентом запаса Кзап=1,2÷1,3, то есть I с. з  К зап  К бр  I с , (6) где Кбр=(3÷4), учитывающий броски емкостного тока. При этом для электродвигателей до 2000 кВт, Iс.з должен быть не более 10 А, для электродвигателя свыше 2000 кВт – Iс.з не более 5 А. Если по (6) Iс.з получается больше указанных значений то защиту выполняют с выдержкой времени 1÷2с., выбирая соответственно меньше значения Кбр(1,5÷2). 198 Защита от перегрузки. Тепловые реле ввиду своих недостатков не применяются для защиты высоковольтных двигателей от перегрузки, и эта защита обычно осуществляется индукционными элементами токовых реле РТ-80, причем электромагнитные элементы этих же реле используются для защиты от коротких замыканий. Минимальная защита напряжения. Минимальная защита напряжения высоковольтных двигателей в отличие от такой же защиты низковольтных двигателей всегда выполняется с выдержкой времени 0,5÷1,5 с для неответственных двигателей и 10÷15 с для ответственных двигателей, самозапуск которых недопустим по условиям техники безопасности или из-за особенностей технологического процесса. Напряжение срабатывания защиты составляет (0,55÷0,7)Uном. Схемы минимальной защиты напряжения выполняются таким образом, чтобы исключить ее ложное действие при нарушениях во вторичных цепях трансформаторов напряжения. 22.2.Схемы выполнения и принцип работы. На промышленных предприятиях широко применяются мощные синхронные электродвигатели. Синхронные электродвигатели, так же как и асинхронные, должны иметь защиту от междуфазных коротких замыканий, от замыканий на землю, защиту минимального напряжения и защиту от перегрузки. Уставки этих защит выбираются так же, как и на аналогичных защитах асинхронных электродвигателей. Защиты синхронных электродвигателей должны действовать не только на отключение выключателя, но также и на автомат гашения поля, если он имеется. В случае выхода синхронного электродвигателя из синхронизма в нем проходят большие токи, а электродвигатель и связанный с ним механизм подвергаются воздействию больших моментов переменного знака. Поскольку это может привести к повреждению синхронного электродвигателя, они оборудуются специальной защитой, отключающей электродвигатель при выходе его из синхронизма. Такая защита может быть выполнена с помощью токового реле, действующего с выдержкой времени на отключение выключателя и автомат гашения поля (рис. ). Так как ток, проходящий в электродвигателе при асинхронном ходе, пульсирует, токовое реле будет то срабатывать, то возвращаться. Для того чтобы реле времени при этом не возвращалось, а надежно работало, в схему введено промежуточное реле, имеющее замедление на отпадание якоря и размыкание контакта.Ток срабатывания защиты от асинхронного хода принимается равным (1,4÷1,5)Iном. Рис. Схема защиты синхронного электродвигателя от выпадения из синхронизма. 199 Для защиты синхронных электродвигателей от асинхронного хода применяются также другие схемы защиты, в частности, токовая защита с реле типа ИТ-80 (РТ-80), имеющим зависимую характеристику, а также более сложные устройства с токовым реле, реагирующим на появление переменной составляющей в токе ротора электродвигателя, и с реле направления мощности, фиксирующим изменение знака мощности в статоре электродвигателя при асинхронном ходе. 4.3.3. Защита электродвигателей постоянного тока Защита этих двигателей от коротких замыканий, перегрузок и понижений напряжения осуществляется аналогично соответствующим защитам асинхронных двигателей. Схема а) + управления и защиты двигателя средней мощности с параллельным возбуждением приведена на рис. 5 ОП ОВ В этой схеме контактор 1К служит для подключения цепи якоря Я к источнику Rпуск Т 1К 1К Я питания в момент пуска, а контактор 2К – для 2К 2К 1К закорачивания пускового реостата Rпуск после того, как двигатель наберет обороты, его б) + пусковой ток уменьшится, а создаваемая якорем противо-ЭДС станет достаточной для Пуск Н Т ОП срабатывания контактора 2К. Так как Стоп коэффициент возврата контакторов Н 1К постоянного тока очень низок (0,1÷0,15), то контактор 1К для минимальной защиты Рис. 5. Схема управления и защиты напряжения непосредственно использовать двигателя постоянного тока с нельзя, поэтому защита выполнена с помощью параллельным возбуждением: реле Н. Блок-контакт контактора 1К (в цепи а - силовые цепи; б - цепи возбуждения катушки 2К) осуществляет защиту двигателя от запуска с закороченным пусковым реостатом в случаях, когда запуск осуществляется вскоре после отключения двигателя. Отсутствие этого блокконтакта привело бы к длительному удерживанию контактора 2К за счет противо-ЭДС якоря, вращающегося по инерции после отключения питания. Цепь якоря и цепи управления защищены от коротких замыканий плавкими предохранителями, а для защиты якоря от перегрузок служит реле KA. При обрыве цепи обмотки возбуждения ОВ срабатывает реле обрыва поля ОП, и двигатель отключается. 200 23. Защита и автоматика электрических сетей напряжением до 1000 В. 23.1. Выключатели, предохранители до 1000В. Защита от однофазных замыканий на землю в сетях до1 кВ. С помощью плавких предохранителей защита электроустановок осуществляется наиболее просто и дёшево. При их использовании не требуется устанавливать трансформаторы тока и напряжения, реле и автоматические выключатели, необходимые при осуществлении релейной защиты. В сетях до 1000В плавкие предохранители являются основным видом защиты. Применяются предохранители и в сетях более высоких напряжений – до110кВ, когда они удовлетворяют требуемым параметрам и условиям эксплуатации. Принцип работы плавких предохранителей основан на тепловом действии электрического тока, проходящего по проводнику. В нормальных условиях всё тепло, выделяемое проводником, рассеивается в окружающей среде. При увеличении же тока количество выделяемого тепла увеличится, возникнет избыток тепла, который не будет успевать отводиться в окружающую среду; температура проводника при этом будет повышаться. При значительном увеличении тока температура проводника достигает значения температуры плавления металла, из которого он выполнен. Таким образом, если в определённом месте сети сделать вставку из проводника меньшего сечения или другого материала, имеющего большее сопротивление, то при увеличении тока этот проводник, называемый плавкой вставкой , будет нагреваться сильнее, чем другие участки сети, и при достижении опасных значений тока расплавится (перегорит) и прервёт цепь тока. Очевидно, что чем больше ток, проходящий по плавкой вставке, тем быстрее она перегорит. На этом явлении и основано действие плавких предохранителей. Плавкий предохранитель состоит из плавкой вставки, патрона или конструкции, в которой закрепляется плавкая вставка, и иногда устройства, облегчающего гашение дуги. Предохранители и плавкие вставки характеризуются следующими параметрами: Номинальным напряжением (Uном) предохранителя, для длительной работы при котором он предназначен; Номинальным током плавкой вставки (IВС.ном.), который вставка выдерживает неограниченно долгое время; Номинальным током предохранителя (IП.ном), равным наибольшему номинальному току плавкой вставки, которая может быть установлена в данный предохранитель; Минимальным испытательным током плавкой вставки (IИСП.min.), при котором вставка перегорает за время более 1ч; 201 Максимальным испытательным током плавкой вставки (IИСП.тах.), при котором вставка перегорает за время менее 1ч; Кратностью минимального испытательного тока: Кратностью максимального испытательного тока: Предельным отключаемым током или разрывной мощностью называется ток или мощность КЗ, которые способен разорвать (отключить) предохранитель. Защитной характеристикой плавкой вставки называется зависимость времени с момента возникновения тока до его отключения плавкой вставкой от значения тока, проходящего через вставку, или от кратности этого тока по отношению к номинальному току вставки. Предохранители применяются для защиты от КЗ и от перегрузки линий электропередачи, трансформаторов, электродвигателей и др. при условии, что их номинальные напряжение и ток, а так же предельный отключаемый ток соответствуют параметрам сети, если при этом обеспечиваются необходимые чувствительность и селективность их действия и использование предохранителей не препятствует применению автоматики (АПВ, АВР и др.). Выбор предохранителей. Выбор предохранителей осуществляется по: номинальному напряжению, предельно отключаемому току плавкой вставки, номинальному току плавкой вставки. Номинальное напряжение предохранителей и их вставок должно выбираться равным номинальному напряжению сети: UВС.ном=UC. Где UС – номинальное напряжение сети. Предельно отключаемый ток плавкой вставки( IВС.Пр) должен быть равен или больше максимального расчётного тока КЗ (IК.MAX.), проходящего по цепи, защищаемой предохранителем: Номинальный ток плавкой вставки во всех случаях следует выбирать минимальным. При этом плавкая вставка не должна перегорать при прохождении по ней максимального длительного тока нагрузки, что обеспечивается при соблюдении следующего условия: IВС.НОМ.=кНIН. Коэффициент кн зависит от характера нагрузки. При постоянной нагрузке он равен 1,1 – 1,2. При переменной нагрузке плавкая вставка не должна перегорать при кратковременных перегрузках, когда в защищаемой сети проходит ток, превышающий максимальный ток длительной нагрузки, вызванный пуском или самозапуском электродвигателей, технологическими перегрузками и т.д. Для выполнения этого условия номинальный ток плавкой вставки выбирают таким, чтобы при 202 прохождении по ней тока перегрузки (IП) время её перегорания было больше времени перегрузки, т.е.: IВС.НОМ.=IП/кп. Коэффициент кп – коэффициент отстройки от тока перегрузки. Значение этого коэффициента принимается: При tпер. 2 – 3 сек. (лёгкие условия) кп = 2,5; При tпер. 10сек. (тяжёлые условия) кп=1,5 – 2. В жилых домах, бытовых и общественных помещениях, там, где сети не находятся постоянно под наблюдением электротехнического персонала, кп принимается равным 0,8. Селективность. Одно из условий выбора предохранителей – обеспечение селективности их действия между собой и с релейной защитой. Рис.6. Размещение предохранителей и релейной защиты в сети: F1 – F3 – предохранители; РЗ – релейная защита. 203 Это означает, что в случае повреждения одного из двигателей (как показано на рис.1) должен сгореть предохранитель F3 и не должны перегорать предохранители F1,F2, а так же не должна срабатывать РЗ, установленная на выключателе. Для правильной ликвидации повреждений все последовательно установленные предохранители и РЗ должны быть селективны. Для проверки селективности необходимо сопоставить характеристики плавких вставок во всём диапазоне токов, возможных как при перегрузках, так и при КЗ. Защитная характеристика предохранителя может быть задана заводом – изготовителем в двух видах: либо как полное время отключения, равное сумме времён плавления вставки и горения дуги, либо отдельно как время плавления и время горения дуги. При проверке селективности двух последовательно установленных предохранителей следовало бы сравнивать время плавления вставки, установленной ближе к источнику питания. На практике обычно используют одинаковые характеристики полного времени отключения, поскольку время горения дуги не велико, а разбросы времени плавления и отключения перекрывают неточность расчётов. При анализе характеристик однотипных предохранителей селективность следует проверять при максимальном токе трёхфазного КЗ. Если селективность при этом токе обеспечена, она будет обеспечена и при всех меньших значениях токов. У разнотипных предохранителей селективность следует проверять во всём диапазоне токов – от тока трёхфазного КЗ в месте установки дальнего предохранителя до номинального тока вставок. Для оценки селективности действия двух последовательно установленных предохранителей можно руководствоваться правилом:для двух однотипных предохранителей, установленных в сети напряжением до 1000В, селективность будет обеспечена, если их вставки отличаются не менее чем на две ступени шкалы номинальных токов. Селективное действие последовательно установленных вставок высокого напряжения типа ПК обеспечивается, если их номинальные токи отличаются не менее чем на одну ступень шкалы номинальных токов. При проверке селективности вставок по их защитным характеристикам в сети выше 1000В следует иметь в виду, что разброс характеристик регламентируется следующим образом: для любого времени отключения отклонения в значении тока не должны превосходить 20%. Автоматические воздушные выключатели. Автоматические выключатели (АВ) представляют собой аппараты, которые состоят из выключателя с мощной контактной системой для отключения тока КЗ и реле защиты, действующих на его отключение при возникновении повреждения или перегрузки. Из – за подгорания контактов автоматические выключатели допускают отключение не более чем 2 – 3 раза в час, вследствие чего они не могут применяться для частых операций в цепях управления. 204 АВ имеют ряд преимуществ по сравнению с предохранителями: *большая оперативность АВ, которые всегда готовы к быстрому включению немедленно после отключения защищаемой цепи. Поэтому с помощью АВ могут быть выполнены схемы АПВ и АВР; *АВ одновременно отключают все три фазы защищаемого присоединения. В зависимости от типа АВ в нём устанавливаются различные реле защиты прямого действия – расцепители. Электромагнитный расцепитель для защиты от КЗ представляет собой электромагнит, который при определённом токе мгновенно притягивает якорь, вследствие чего происходит отключение АВ. Тепловой расцепитель представляет собой тепловое реле, которое реагирует на количество тепла, выделяемое в его нагревательном элементе при прохождении тока. Под действием тепла нагревается биметаллическая пластина, которая, поворачиваясь под действием пружины вокруг оси, производит отключение АВ. Время срабатывания тепловых расцепителей тем больше, чем меньше перегрузка. Комбинированный расцепитель, осуществляющий защиту от перегрузки и от КЗ, представляет собой комбинацию из двух расцепителей: теплового и электромагнитного. В АВ могут устанавливаться расцепители минимального напряжения, срабатывающие при исчезновении напряжения или при его снижении до уставки срабатывания расцепителя. АВ характеризуются следующими параметрами: Номинальным током, номинальным напряжением, предельным отключаемым током. Расцепители характеризуются: Номинальным током, током уставки. Выбор автоматических выключателей. Номинальное напряжение АВ должно быть выше или равно напряжению сети: Uа,ном Uc Предельный допустимый ток АВ должен быть больше максимального тока КЗ, который может проходить по защищаемому участку сети: Iа,пред. IК,мах. Номинальный ток расцепителя должен быть не меньше расчётного тока, равного максимальному току, который может длительно проходить по защищаемому участку цепи с учётом возможной перегрузки: Iрасц,ном Iрасч. АВ с таким расцепителем способен, не перегреваясь, как угодно долго пропускать расчётный ток нагрузки. Ток уставки электромагнитного расцепителя: Iуст. = КрКнIп Кр – коэффициент разброса срабатывания электромагнитных расцепителей, который равен 1,15 – 1,2; 205 Кн – коэффициент надёжности: для защиты электродвигателей = 1,8-2, для зашиты цепей напряжения = 2, для остальных цепей = 1,5. Iп – максимально возможный кратковременный расчётный ток перегрузки. Для цепей постоянного тока расчётный ток уставки принимается на 30% больше, рассчитанного выше. Уставка тока мгновенного срабатывания (отсечка), кратная номинальному току АВ (расчётная кратность тока срабатывания электромагнитного расцепителя): Куст = Iном – номинальный ток АВ. За действительную уставку отсечки Куст.Д принимается ближайшее большее значение по паспортным данным соответствующего АВ. При этом действительный ток срабатывания электромагнитного расцепителя будет: Iуст,Д = Куст,ДIном. Ток уставки теплового расцепителя: Iуст,Т = КрКнIном. Кр = 1,1; Кн принимается: для не перегруженных цепей = 1 – 1,1 (нагревательные элементы, оперативные цепи постоянного тока и т.д.); для цепей, в которых возможны кратковременные перегрузки = 1,1 – 1,3 (пуск электродвигателей); для цепей, в которых ток проходит кратковременно = 0,15 – 0,25 (цепи электромагнитов включения выключателей). 23.2. Устройства АВР в сетях до 1 кВ. На подстанциях 10 (6) кВ агропромышленных предприятий, как правило, осуществляется раздельное питание от двух источников (рис. 26). Раздельное питание позволяет снизить значения токов к. з. и применить более дешевую аппаратуру (выключатели, разъединители), упростить релейную защиту, снизить потери электроэнергии в сетях 10 (6) кВ. При отключении рабочего источника питания (например, А на рис. 26)" восстановление электроснабжения потребителей — нагрузки Н производится автоматически от резервного источника питания Б с помощью устройства АБР. 206 Рис. 6. Схемы подстанций закрытого типа ЗТП 10/0,4 кВ с устройствами АВР одностороннего (а, б) и двустороннего действия (е) Устройства АВР, расположенные на подстанциях, называют подстанционными или местными, поскольку вся аппаратура, участвующая в процессе переключения нагрузки с рабочего источника питания на резервный, расположена в одном месте (в отличие от сетевых устройств АВР, которые рассматриваются далее). Местное устройство АВР при исчезновении напряжения на шинах подстанции действует вначале «а отключение выключателя рабочего ввода (В2, ВН2 на рис. 26,а, б), после чего сразу же включается выключатель резервного ввода (В4). Местные устройства АВР выполняются одностороннего действия (рис. 26,а, б) или двустороннего (рис. 26,в). Схемы устройств АВР должны выполняться в соответствии с указаниями «Правил» [2]: при отключении выключателя рабочего ввода по любой причине немедленно должен включиться выключатель резервного ввода; при исчезновении напряжения со стороны рабочего источника должен срабатывать специальный пусковой орган напряжения, который при наличии напряжения на резервном источнике должен действовать с заданной выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника; например, при к. з. в точке К на линии рабочего, питания (рис. 26,а, б) отключается релейной защитой РЗ выключатель В1, на шинах подстанции 10 (6) кВ исчезает напряжение, работает пусковой орган напряжения, включенный на шинный трансформатор напряжения ТНш, и с заданной выдержкой времени отключает выключатель рабочего ввода В2, после чего немедленно включается выключатель резервного ввода В4\ при этом наличие напряжения на резервной линии от источника Б контролируется тем, что оперативное напряжение для отключения рабочего выключателя В2 получается от линейного трансформатора напряжения ТНл; пусковой орган напряжения не должен предусматриваться, если рабочий и 207 резервный вводы имеют один источник питания; минимальные реле напряжения пускового органа не должны срабатывать при понижениях напряжения при самозапуске электродвигателей нагрузки, поэтому их настраивают таким образом, что пуск АВР может произойти только при глубоком снижении напряжения, ниже 0,4 номинального, при котором самозапуск невозможен; при наличии в составе нагрузки подстанции значительной доли синхронных электродвигателей рекомендуется применять в дополнение к пусковому органу напряжения пусковые органы других типов (особенности выполнения АВР на подстанциях, питающих синхронные двигатели, рассмотрены в работе [12]); действие устройства АВР должно быть однократным; в существующих схемах однократность действия обеспечивается несколькими способами: при использовании пружинных приводов — специальным контактом готовности привода КГП, так же как в схемах устройств АПВ (рис.23); при установке специальных реле РПВ [8] — с помощью предварительно заряженного конденсатора, который, разрядившись при включении выключателя, не заряжается при отключенном его положении; используются также двухпозиционные реле, которые после действия устройства АВР срабатывают и размыкают цепь включения и остаются в таком положении до прибытия дежурного персонала [6]; при выполнении устройств АВР следует проверять возможность перегрузки резервного источника питания и при необходимости выполнять для его разгрузки специальную автоматику отключения части потребителей при действии АВР; при отключении рабочей линии (трансформатора) устройством автоматической частотной разгрузки АЧР вследствие общесистемного аварийного снижения частоты действие устройства АВР должно запрещаться; при действии устройства АВР, когда возможно включение резервного выключателя на к. з. (на шинах резервируемой подстанции или на линии рабочего питания при отказе в отключении выключателя В2, ВН2 на рис. 26,а, б), на резервном выключателе (В4) должна предусматриваться релейная защита, причем, если время действия этой защиты превышает 1 с, рекомендуется автоматически ускорять ее действие до 0,4—0,5 с; после восстановления нормального напряжения на рабочей линии со стороны основного источника питания должно, как правило, обеспечиваться возможно более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима; к сожалению, типовые схемы подстанций 10 кВ до последнего времени не давали такой возможности; например, в схеме рис. 26,а отсутствует трансформатор напряжения со стороны основного (рабочего) источника питания А, в схемах рис. 26,6, в на линиях рабочего питания установлены выключатели нагрузки ВН, которые автоматически только отключаются, а включаться могут лишь вручную выездным оперативным 208 персоналом; при выполнении закрытых подстанций на оборудовании 10 кВ, поставляемом из ГДР, возможно осуществление автоматического восстановления схемы доаварийного режима (см. приложение 1). Рассмотрим схемы устройств АВР одностороннего и двустороннего действия, разработанные в начале 80-х годов институтом «Сельэнергопроект» для трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ закрытого типа (ЗТП), которые одновременно могут выполнять функции распределительных пунктов, пунктов АВР и пунктов секционирования сетей 10 кВ. При описании схем обращается внимание на выполнение требований «Правил» [2]. Схема местного устройства АВР одностороннего действия для ЗТП-10 кВ с выключателем с пружинным приводом (рис. 7). Эта схема может быть использована для подстанции с первичной схемой (рис. 26,а, а также рис. 26,6), где вместо рабочего выключателя В2 установлен выключатель нагрузки ВН2. Положение контактов в схеме АВР (рис. 27)' соответствует включенному положению рабочего выключателя В2 (или выключателя нагрузки ВН2), отключенному положению резервного выключателя Рис. 7. Схема местного устройства АВР одностороннего действия для ЗТП-10 кВ с выключателем, оборудованным пружинным приводом (схема подстанции приведена на рис. 7) В4 и наличию нормального напряжения на шинках управления подстанции (со стороны рабочего источника питания). Схема дана с сокращениями, показаны только цепи и аппаратура, относящиеся к работе устройства АВР. При отключении выключателя В1 на питающей подстанции А (рис. 26,а, б) исчезает напряжение на закрытой подстанции ЗТП-10/0,4 кВ и в том числе на шинках управления (рис. 7). При этом теряют питание: устройство делительной защиты минимального напряжения, используемое здесь в качестве пускового органа напряжения; основными элементами ДМЗ 209 являются реле минимального напряжения и реле времени, работающее при снижении или полном исчезновении контролируемого напряжения и замыкающее свой контакт в цепи отключения рабочего выключателя В2 с заданной выдержкой времени (в пределах от 10 до 90 с) [4]; реле промежуточное РП типа РП-256, которое с некоторым замедлением переключает шинки управления на трансформатор напряжения ТНл резервного ввода; минимальное реле напряжения РН, размыкающие контакты которого участвуют в схеме запрета АВР при пониженной частоте напряжения резервного источника питания; при исчезновении напряжения со стороны рабочего источника питания эти контакты замыкаются. Если в течение заданного времени срабатывания АВР напряжение со стороны рабочего источника не восстановилось, контакт реле ДМЗ замыкается и при наличии напряжения на резервном источнике происходит отключение рабочего выключателя В2. При этом переключаются его вспомогательные контакты таким образом, что ВКВ2-1 замыкается и при условии готовности пружинного привода выключателя В4 (контакт КГП4 замкнут) происходит включение этого выключателя, после чего питание подстанции ЗТП-10 восстанавливается от резервного источника питания Б. При отключении В1 устройством АЧР при аварийном понижении частоты в энергосистеме работа АВР на ЗТП должна быть запрещена. Этот запрет осуществляется с помощью реле понижения частоты РЧ, контролирующего частоту на резервном источнике питания. Если частота ниже уставки реле (например, 48,5 Гц), контакт реле РЧ замыкается, срабатывает релеповторитель РПЧ и удерживается в сработавшем состоянии до того момента, когда частота в энергосистеме поднимется до нормального уровня, а со стороны рабочего источника питания будет восстановлено напряжение. Запрет АВР по частоте может не выполняться, если и рабочая, и резервная линии на обеих питающих подстанциях отключаются при работе устройств АЧР. Таким же образом работает схема АВР (рис. 27) при отключении рабочего выключателя В2 с помощью кнопки или ключа управления КУ. Однократность действия АВР обеспечивается контактом готовности привода КГП4, который после включения резервного выключателя В4 размыкается, а автоматическая подготовка привода разрешается только при успешном АВР и запрещается, если В4 отключится. 210 Лекция 22 24. РЗиА цеховых трансформаторов. 24.1.Противоаварийная автоматика. Защита и автоматика шин. Для защиты трансформаторов 10/0,4 кВ мощностью более 400 кВ-А, в том числе устанавливаемых на подстанциях агропромышленных предприятий, применяются в соответствии с «Правилами» [2] следующие основные типы релейной защиты (см. рис. 33): токовая отсечка 1 без выдержки времени — от коротких замыканий на наружных выводах 10 кВ трансформатора и в части обмотки 10 кВ; газовая защита 2 — от всех видов повреждений внутри бака (кожуха), сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла; устанавливается на внутрицеховых масляных трансформаторах мощностью 630 кВ-А и более; максимальная токовая защита 3 (с пуском или без пуска по напряжению) — от сверхтоков, обусловленных повреждениями в трансформаторе или внешними междуфазными к. з. на стороне 0,4 кВ; специальная токовая защита нулевой последовательности 4— устанавливаемая в нулевом проводе (нейтрали) трансформаторов со схемой соединения обмоток У/уили Д/Y — от однофазных к. з. на землю в сети 0,4 кВ, работающей с глухозаземленной нейтралью; максимальная токовая защита в одной фазе — от сверхтоков, обусловленных перегрузкой 5; устанавливается на трансформаторах мощностью от 400 кВ-А и выше, у которых возможна перегрузка после срабатывания устройства АВР, и действует на сигнал или на автоматическую разгрузку (отключение части отходящих линий 0,4 кВ). Рис. 1. Типы защит трансформаторов 10/0,4 кВ На рис. 33 условно показаны типы защит трансформатора 10/0,4 кВ, мощностью 400 или 630 кВ-А, 1 или 1,6 MB-А, а также трансформаторы тока, на которые включены максимальные реле тока этих защит (кроме газовой). Для взаимного резервирования все защиты (кроме защиты от 211 перегрузки) должны действовать на отключение выключателя 10 кВ, а также автоматического воздушного выключателя на стороне 0,4 кВ трансформатора. Осуществление такого резервирования, называемого ближним, может вызвать дополнительные затраты на прокладку контрольных кабелей между распределительными устройствами 10 и 0,4 кВ, но эти затраты вполне оправданны, особенно для таких элементов электроустановок, для которых трудно, а часто невозможно выполнить дальнее резервирование. К таким элементам как раз и относятся трансформаторы, в том числе напряжением 10 кВ. Защиты линий 110 кВ, питающих несколько трансформаторов, могут иметь настолько большой ток срабатывания, что не будут чувствовать к. з. за одним из трансформаторов, т. е. не будут обеспечивать дальнее резервирование его защит и выключателей. В свою очередь защита трансформатора 10/0,4 кВ должна резервировать отходящие линии 0,4 кВ. Для того чтобы дальнее резервирование было эффективно, проектирование сети 0,4 кВ должно производиться с учетом возможностей релейной защиты трансформатора реагировать на удаленные к. з. в сети 0,4 кВ. Осуществлять дальнее резервирование сетей 0,4 кВ могут максимальная токовая защита трансформатора от междуфазных к. з. и специальная токовая защита нулевой последовательности от к. з. на землю. Поэтому их надо выполнять с максимально возможными чувствительностью и быстродействием. АПВ шин электростанций и подстанций при наличии специальной защиты шин и выключателей, допускающих АПВ, должно выполняться по одному из двух вариантов: 1) автоматическим опробованием (постановка шин под напряжение выключателем от АПВ одного из питающих элементов); 2) автоматической сборкой схемы; при этом первым от устройства АПВ включается один из питающих элементов (например, линия, трансформатор), при успешном включении этого элемента производится последующее, возможно более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима путем включения других элементов. АПВ шин по этому варианту рекомендуется применять в первую очередь для подстанций без постоянного дежурства персонала. При выполнении АПВ шин должны применяться меры, исключающие несинхронное включение (если оно является недопустимым). Должна обеспечиваться достаточная чувствительность защиты шин на случай неуспешного АПВ. На двухтрансформаторных понижающих подстанциях при раздельной работе трансформаторов, как правило, должны предусматриваться устройства АПВ шин среднего и низшего напряжений в сочетании с устройствами АВР; при внутренних повреждениях трансформаторов должно действовать АВР, при прочих повреждениях АПВ (см. 3.3.42). Допускается для двухтрансформаторной подстанции, в нормальном режиме которой предусматривается параллельная работа трансформаторов на шинах 212 данного напряжения, устанавливать дополнительно к устройству АПВ устройство АВР, предназначенное для режима, когда один из трансформаторов выведен в резерв. Устройствами АПВ должны быть оборудованы все одиночные понижающие трансформаторы мощностью более 1 MB•А на подстанциях энергосистем, имеющие выключатель и максимальную токовую защиту с питающей стороны, когда отключение трансформатора приводит к обесточению электроустановок потребителей. Допускается в отдельных случаях действие АПВ и при отключении трансформатора защитой от внутренних повреждений. При неуспешном АПВ включаемого первым выключателем элемента, присоединенного двумя или более выключателями, АПВ остальных выключателей этого элемента, как правило, должно запрещаться. При наличии на подстанции или электростанции выключателей с электромагнитным приводом, если от устройства АПВ могут быть одновременно включены два или более выключателей, для обеспечения необходимого уровня напряжения аккумуляторной батареи при включении и для снижения сечения кабелей цепей питания электромагнитов включения следует, как правило, выполнять АПВ так, чтобы одновременное включение нескольких выключателей было исключено (например, применением на присоединениях АПВ с различными выдержками времени). Допускается в отдельных случаях (преимущественно при напряжении 110 кВ и большом числе присоединений, оборудованных АПВ) одновременное включение от АПВ двух выключателей. Действие устройств АПВ должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатываний или другими устройствами аналогичного назначения. 24.2. Виды защит шин и принципы выполнения защит шин. Устройства АПВ шин. КЗ на шинах электроустановок могут возникать из-за загрязнения или повреждения шинных изоляторов, втулок выключателей и измерительных трансформаторов. Принципиально такие повреждения возможно отключать защитами питающих элементов: генераторов, трансформаторов от внешних КЗ. Однако, при этом защиты питающих элементов работают с большой выдержкой времени и не всегда действуют селективно. Так например, когда КЗ на шинах приемной подстанции, получающей питание по линии с ответвлениями, отключается защитой линии, установленной на питающей подстанции, то теряют питание и ответвления. Таким образом, когда защита питающих элементов не обеспечивает необходимого быстродействия и селективности, предусматриваются специальные защиты шин. Наибольшее распространение они получили для шин напряжением 110 кВ и выше, но иногда применяются и для шин 35 кВ ответвленных понизительных подстанций. 213 Защиты шин делятся на токовые, дифференциальные и дистанционные. Наиболее часто используются дифференциальные, с включением реле на циркуляцию токов рис. 45. В случаи КЗ на шинах (например, точка К1) по обмотке реле КА, будет протекать ток обусловленный разностью вторичных токов питающий линии, и линий к потребителям. Следует отметить, что трансформаторные токи (ТА1-ТА4), должны иметь одинаковые коэффициенты трансформации. Так как число трансформаторных токов может быть велико, то вероятность обрыва их вторичных цепей повышена. Поэтому ток срабатывания защиты выбирается, по условию отстройки от обрыва проводов. Дифференциальные защиты шин 6-20 кВ, с большим числом присоединений иногда делают неполными, не включая в их цепи трансформаторы тока отходящих линий. Такие защиты по существу являются токовыми защитами, включенными на сумму токов питающих присоединений. Неустойчивость большинства повреждений на шинах указывают на целесообразность использования АПВ шин. Если шины специальной защиты не имеют то восстановление напряжения на них осуществляется устройствами АПВ питающих присоединений. При наличии специальной защиты шин, можно применять отдельные устройства АПВ шин, запускаемые этой защитой. На крупных промышленных предприятиях распределительные магистрали и отдельные линии большого сечения в ряде случаев выполняют в виде токопроводов, имеющих преимущества (повышенную надежность и лучшею перегрузку способность) по сравнению с кабельными и воздушными линиями. Токопроводы 6(10) кВ обычно отходят от шин мощных источников. КЗ на токопроводах приводят к появлению больших токов и снижению напряжения на шинных источников. Поэтому основная защита токопровода выполняется быстродействующей. Кроме нее, устанавливается резервная защита с выдержкой времени. На токопроводах применяют АПВ (на одноцепных токопроводах) и АВР (на секционных и шино соединительных выключателях подстанций, питаемых от двухцепного токопровода). 214 Лекция 23 25. Релейная защита и автоматика синхронных генераторов. 25.1. Повреждения и ненормальные режимы синхронных генераторов Аварийные режимы проявляются в виде повреждений обмоток статора и обмоток ротора. Ненормальные режимы, если их своевременно не ликвидировать, могут привести к повреждениям. Виды повреждений обмотки статора подразделяются на КЗ между различными фазами (междуфазные замыкания), однофазные замыкания на землю и замыкания между витками одной фазы (витковые замыкания). Междуфазные КЗ – это замыкания с большими величинами токов. В месте КЗ возникает электрическая дуга, разрушающая изоляцию. Дуга, если КЗ быстро не отключить, может выплавить сталь магнитопровода статора. Это не только утяжеляет аварию, но и существенно удорожает ремонт. Однофазные замыкания на землю (на корпус) у генераторов с напряжением выше 1000в, работающих в сетях с изолированной нейтралью, либо с нейтралью, заземлённой через дугогасящий реактор, невелики и значительно меньше токов нормального режима. Однако и при таких токах КЗ возникает электрическая дуга. Поэтому длительное протекание однофазных токов замыкания на землю может сопровождаться выжиганием изоляции и оплавлением активной стали статора. Замыкания между витками одной фазы, как и другие виды замыканий, сопровождаются образованием электрической дуги с такими же последствиями. Поэтому рано или поздно витковое замыкание переходит в замыкание на корпус или междуфазное КЗ. Чтобы не допустить развития виткового замыкания, генераторы, имеющие выводы параллельных ветвей, снабжаются поперечной дифференциальной защитой. Повреждение обмотки ротора. Различают замыкание обмотки ротора на землю (на «тело» ротора) в одной точке и последующее замыкание этой обмотки во второй точке. 215 Поскольку обмотка ротора питается либо постоянным (от специального генератора), либо выпрямленным током, то при замыкании её на землю в одной точке через место потери изоляции ток либо вообще практически не проходит, либо крайне невелик, поскольку определяется лишь пульсациями выпрямленного тока и ёмкостью между цепями возбуждения и землёй. При появлении замыкания обмотки ротора на землю в ещё одной точке картина меняется. Часть обмотки возбуждения оказывается зашунтированной пренебрежительно малым сопротивлением «тела» ротора, поэтому ток в остальной части обмотки возрастает, перегревая её. Магнитное поле ротора из-за шунтирования части его обмотки исключается, а это вызывает опасную вибрацию ротора. Особенно опасна вибрация для генераторов многополюсных машин. Ненормальные режимы. К основным ненормальным режимам относятся сверхтоки, вызванные внешними КЗ и перегрузками, повышение напряжение, асинхронный режим с потерей возбуждения, перегрузка обмотки ротора током возбуждения. При этом сверхтоком называется ток, величина которого существенно превышает номинальный ток рассматриваемого объекта, и который не является током внутреннего повреждения этого объекта. Сверхток может проходить по токоведущим частям данного объекта либо в результате перегрузки, либо в результате внешнего КЗ. 25.2. Виды их защит и устройств автоматики. Для турбогенераторов с напряжением свыше 1кВ мощностью 1Мвт и менее, работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, предусматриваются защиты от следующих видов повреждений и нарушений нормального режима работы: многофазных замыканий в обмотке статора и на его выводах; однофазных замыканий на землю, одно из которых возникло в обмотке статора, а второе во внешней сети; внешних КЗ; 216 асимметричной нагрузки обмотки статора. Для турбогенераторов выше 1кВ и мощностью более 1Мвт дополнительно к перечисленным предусматриваются защиты от: замыканий между витками одной фазы в обмотке статора (при наличии выведенных параллельных ветвей обмотки); перегрузки токами обратной последовательности (для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток); замыкания на землю во второй точке цепи возбуждения; асинхронного режима с потерей возбуждения. Защита обмотки статора. Защита от многофазных КЗ для генераторов напряжением > 1кВ и мощностью > 30 МВт (имеющих выводы отдельных фаз со стороны нейтрали) осуществляется продольной дифференциальной защитой (рис.23.1). Рис 23.1. Схема продольной дифференциальной защиты генераторов мощностью более 30 МВт. Продольная дифференциальная защита для данных генераторов выполняется всегда в трёхфазном исполнении, действующей на отключение выключателя Q и останов турбины. Реле тока КАО, включённое в нулевой провод, предназначено для сигнализации об обрыве соединительных 217 проводов защиты. Шесть одинаковых трансформаторов тока образуют две группы ТА1 и ТА2, каждая из которых состоит из трёх трансформаторов, устанавливаемых в трёх фазах, соединённых в звезду. Трансформатор тока ТА2 устанавливаются со стороны нулевой точки генератора. Зона защиты – между этими двумя группами ТА1 и ТА2. Через реле КА1, КА2, КА3 протекают разности токов вторичных цепей трансформаторов тока обеих групп соответствующей фазы. При нормальном режиме разности токов равны нулю и реле не срабатывают. При КЗ между фазами на участке внутри зоны защиты разность токов вторичных цепей трансформаторов тока в соответствующих фазах больше нуля. Это приводит к срабатыванию одного или более реле и отключению выключателя Q. Для генераторов мощностью менее 30 МВт схема защиты генератора упрощается. Для защиты генераторов до 1МВт от многофазных замыканий в обмотке статора может применяться токовая отсечка (для генераторов, работающих параллельно с другими), устанавливаемая со стороны выводов генератора к сборным шинам, и не имеющая выдержки времени. Она также может применяться взамен продольной дифференциальной защиты и для генераторов большей мощности, не имеющих выводов фаз со стороны нейтрали. Для одиночно работающих генераторов мощностью < 1 МВт отдельной защиты от многофазных КЗ в обмотке статора не устанавливают, а применяют защиту от внешних КЗ в виде МТЗ, присоединяемой к трансформаторам тока со стороны нейтрали или упрощенной минимальной защиты напряжения. При внешних несимметричных К.З. и генераторах > 30МВт применяется МТЗ обратной последовательности (рис.23.2.) Защита содержит фильтр тока обратной последовательности ZA2 c подклю- чёнными к нему реле тока КА3, КА2, действующими при внешних несимметричных КЗ, а также реле тока КА1 и реле минимального напряжения KV. Реле времени имеет две уставки: первая реализуется проскальзывающим контактом; вторая – упорным контактом. Причём выдержка первой меньше, чем второй. 218 Рис. 23.2. Схема МТЗ обратной последовательности. Реле КА2 срабатывает при внешнем несимметричном КЗ, замыкая своим контактом цепь реле КТ. Через время, равное времени первой уставки, замыкается контакт КТ1.1 и через промежуточное реле (на схеме не показано) отключаются секционные и шиносоединительные выключатели, связывающие данную секцию с соседними. Затем через время, равное второй уставке, контакт КТ1.2 через промежуточное реле (на схеме не показано) отключает выключатель Q и включает устройство автоматического гашения поля (АГП). При возникновении перегрузки генератора током обратной последовательности срабатывает токовое реле КА3 и сигнализирует об этом опасном режиме В случае внешнего трёхфазного КЗ срабатывают одновременно реле тока КТ1 и реле минимального напряжения KV и запускается реле времени КТ. Существуют также и другие виды защит от внешних КЗ: МТЗ для генераторов до 1МВт; минимальная защита напряжения генераторов до 1МВт; МТЗ с комбинированным пуском напряжения генераторов до 30МВт. Защита от замыканий на землю обмотки возбуждения. Защита от замыкания на землю в одной точке применяется для генераторов >300МВт (на гидрогенераторах – на отключение, а на турбогенераторах – на сигнал. Здесь при появлении в обмотке возбуждения 219 (ОВ) точки замыкания на землю подаётся сигнал на включение аварийной сигнализации или отключения выключателя. 25.3. Автоматика и телемеханика в системах электроснабжения Автоматические и телемеханические устройства электростанций, энергосистем, сетей и электроснабжения промышленных и других электроустановок, предназначенные для осуществления: 1) АПВ линий или фаз линий, шин и прочих электроустановок после их автоматического отключения; 2) АВР резервного питания или оборудования; 3) включения синхронных генераторов и синхронных компенсаторов на параллельную работу; 4) регулирования возбуждения, напряжения и реактивной мощности; 5) регулирования частоты и активной мощности; 6) предотвращения нарушений устойчивости; 7) прекращения асинхронного режима; 8) ограничения снижения частоты; 9) ограничения повышения частоты; 10) ограничения снижения напряжения; 11) ограничения повышения напряжения; 12) предотвращения перегрузки оборудования; 13) диспетчерского контроля и управления. 220 Список использованной литературы Основная литература 1. Бодрухина, С.С. Автоматизация и диспетчеризация систем электроснабжения промышленных предприятий : учеб. пособие для вузов / С.С. Бодрухина [и др.];Моск. энергет. ун-т, ТулГУ .— М.;Тула, 2006 .— 112с. : ил 2. Басс, Э.И. Релейная защита электроэнергетических систем : учебное пособие для вузов / Э.И.Басс, В.Г.Дорогунцев; под ред. А.Ф.Дьякова .— М. : Изд-во МЭИ, 2002 .— 286с. : ил. 3. Плащанский, Л.А. Основы электроснабжения.Раздел "Релейная защита электроустановок" : учеб.пособие для вузов / Л.А.Плащанский .— 2-е изд.,стер. — М. : Изд-во МГГУ, 2005 .— 144с. : ил. 4. Фигурнов, Е.П. Релейная защита : Учебник для вузов / Е.П.Фигурнов .— М. : Желдориздат, 2002 .— 720с. : ил. 5. Конюхова, Е.А. Электроснабжение объектов : Учеб. пособие для сред. проф. образования / Е.А.Конюхова .— М. : Мастерство; Высш. шк., 2001 .— 320с. Дополнительная литература 1. Шеховцов, В.П. Расчёт и проектирование схем электроснабжения. Методическое пособие для курсового проектирования : учебное пособие для среднего профессионального образования / В.П.Шеховцов .— 2-е изд.,испр. — М. : Форум: Инфра-М, 2007 .— 214с. : ил. 2. Ополева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения:справочник : учеб.пособие / Г.Н.Ополева .— М. : ФОРУМ:ИНФРА-М, 2009 .— 480c. : ил 3. Кудрин, Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий : учебник для вузов / Б.И.Кудрин .— 2-е изд. — М. : Интермет инжиниринг, 2006 .— 672с. : ил. 221 222