Релейная защита систем электроснабжения

Омск 2006 Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образованию «Омский государственный технический университет» К.И. НИКИТИН «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ» КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ Омск 2006 1 УДК 621.316.925(075) ББК 31.27-05я73 Н62 Рецензенты: В.В. Балль, зам.начальника службы РЗА Регионального диспетчерского управления энергосистемы Омской области А.М. Сапельченко, канд. техн. наук, доцент кафедры «Электроснабжение железнодорожного транспорта» Омского государственного университета путей сообщения Никитин К.И. Н62 Релейная защита систем электроснабжения: Консп. лекций/ К.И. Никитин. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2006. 113 с. Изложены основные положения релейной защиты систем электроснабжения. Рассмотрены принцип действия, расчет токов срабатывания, расчет уставок и проверка чувствительности защит ЛЭП, трансформаторов, двигателей и шин в плане дисциплины «Релейная защита систем электроснабжения». Приведены контрольные вопросы. Для студентов дистанционной, очной, вечерней и заочной форм обучения специальности 140211 – Электроснабжение промышленных предприятий. Может быть использован для пополнения своих знаний в области релейной защиты инженерами и техниками, занимающимися эксплуатацией, монтажом, а также проектированием электроэнергетических систем. Печатается по решению редакционно-издательского совета Омского государственного технического университета. УДК 621.316.925(075) ББК 31.27-05я73 © К.И. Никитин, 2006 © Омский государственный технический университет, 2006 2 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ ......................................................................................................................6 ЛЕКЦИЯ 1 ........................................................................................................................7 1.1 История релейной защиты и автоматики ............................................................7 1.2 Назначение релейной защиты и автоматики ......................................................7 1.3 Требования, предъявляемые к свойствам релейной защиты (РЗ) ....................9 1.4 Классификация защит .........................................................................................10 1.5 Структура устройства РЗ ....................................................................................10 1.6 Каналы связи устройств РЗА..............................................................................12 1.7 Источники оперативного тока............................................................................13 ЛЕКЦИЯ 2 ......................................................................................................................14 2.1 Измерительные преобразователи тока и напряжения .....................................14 2.2 Конструкция трансформатора тока....................................................................14 2.3 Принцип действия ...............................................................................................15 2.4 Построение векторной диаграммы ТТ ..............................................................16 2.5 Погрешности трансформатора тока...................................................................17 2.7 Активный ТТ ........................................................................................................18 2.8 Схемы соединений ТТ.........................................................................................19 2.9 Коэффициенты трансформации ТТ ...................................................................22 2.10 Конструкция трансформатора напряжения (ТН) ...........................................22 2.11 Емкостный ТН....................................................................................................23 ЛЕКЦИЯ 3 ......................................................................................................................25 3.1 Токовые защиты линий электропередачи .........................................................25 3.2 Первая ступень токовой защиты ........................................................................25 3.3 Вторая ступень токовой защиты ........................................................................26 3.5 Карта селективности............................................................................................29 3.6 Токовые направленные защиты линий электропередачи................................30 3.7 Схемотехника токовых защит ............................................................................31 3.8 Токовые и токовые направленные защиты нулевой последовательности в сетях с заземленной нейтралью................................................................................32 3.9 Первая ступень токовой защиты нулевой последовательности .....................32 3.10 Вторая ступень токовой защиты нулевой последовательности ...................32 3.11 Третья ступень токовой защиты нулевой последовательности....................33 3.12 Схемотехника токовых защит нулевой последовательности .......................33 3.13 Токовые и токовые направленные защиты нулевой последовательности в сетях с изолированной нейтралью ...........................................................................33 ЛЕКЦИЯ 4 ......................................................................................................................38 4.1 Дистанционные защиты ЛЭП.............................................................................38 4.2 Характеристики срабатывания дистанционной защиты .................................38 4.3 Реализация реле сопротивления.........................................................................40 4.4 Первая ступень дистанционной защиты ...........................................................41 4.5 Вторая ступень дистанционной защиты ...........................................................41 4.6 Третья ступень дистанционной защиты............................................................43 4.7 Особенности работы дистанционной защиты ..................................................45 ЛЕКЦИЯ 5 ......................................................................................................................48 3 5.1 Поперечная дифференциальная защита ЛЭП ...................................................48 5.2 Особенности работы поперечной дифференциальной защиты ЛЭП.............49 5.3 Направленная поперечная дифференциальная защита ЛЭП ..........................50 5.4 Продольная дифференциальная защита ЛЭП...................................................50 5.5 Продольная дифференциальная защита ЛЭП с реле на обоих концах и проводным каналом ...................................................................................................51 5.6 Односистемная продольная дифференциальная защита ЛЭП с реле на обоих концах и проводным каналом...................................................................................53 5.7 Особенности работы продольных дифференциальных защит........................53 5.8 Продольная дифференциально-фазная высокочастотная защита ..................54 ЛЕКЦИЯ 6 ......................................................................................................................57 6.1 Повреждения и ненормальные режимы работы трансформаторов................57 6.2 Токовая отсечка....................................................................................................57 6.3 Продольная дифференциальная защита ............................................................58 6.4 Максимальная токовая защита ...........................................................................61 6.5 Защита от перегрузки ..........................................................................................61 6.6 Газовая защита .....................................................................................................62 6.7 Специальная токовая защита нулевой последовательности с заземляющим проводом .....................................................................................................................63 6.8 Специальная токовая защита нулевой последовательности ...........................64 6.9 Схема защиты трансформатора..........................................................................64 ЛЕКЦИЯ 7 ......................................................................................................................67 7.1 Ненормальные режимы работы и повреждения электродвигателей..............67 7.2 Токовая отсечка....................................................................................................68 7.3 Продольная дифференциальная отсечка ...........................................................69 7.4 Защита от перегрузки ..........................................................................................70 7.5 Защита от понижения напряжения.....................................................................70 7.6 Защита от замыкания обмотки статора на корпус............................................71 7.7 Защита от эксцентриситета ротора электрической машины...........................72 7.8 Защита от разрыва стержня «беличьей клетки» ротора ..................................73 7.9 Схема защиты ЭД с продольной дифференциальной защитой ......................73 7.10 Защиты ЭД напряжением ниже 1000 В ...........................................................74 ЛЕКЦИЯ 8 ......................................................................................................................76 8.1 Токовая отсечка шин без выдержки времени ...................................................76 8.2 Дифференциальная защита шин.........................................................................76 8.3 Токовая отсечка шин с выдержкой времени.....................................................78 8.4 Максимальная токовая защита ...........................................................................80 8.5 Защита секционного выключателя.....................................................................81 8.6 Дуговая защита шин ............................................................................................81 8.6.1 Дуговая защита клапанного типа ................................................................82 8.6.2 Защита на фотоэлементах ............................................................................82 8.6.3 Оптическая логическая защита ...................................................................82 ЛЕКЦИЯ 9 ......................................................................................................................83 9.1 Микропроцессорные устройства РЗА................................................................83 9.2 Виды МП-защит ...................................................................................................83 4 9.3 Особенности расчета уставок срабатывания МП.............................................84 ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ .....................................................................................91 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ..........................................................................94 ПРИЛОЖЕНИЯ .............................................................................................................96 ПРИЛОЖЕНИЕ А. Условные буквенные и графические обозначения основных элементов РЗА................................................................................................................96 ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Характеристики электромеханических реле .............................98 ПРИЛОЖЕНИЕ В. Сравнительные характеристики базовых микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики для сети с U = 6-35 кВ ........................112 5 ВВЕДЕНИЕ В настоящее время электрическая энергия является самым универсальным видом энергии. Удобство транспортировки, распределения и преобразования во все известные человеку виды энергии делает ее (электрическую энергию) незаменимой во всех отраслях промышленного и агрономического хозяйства. Электрические станции, сети и подстанции объединены в глобальные электроэнергетические системы, в которых действуют законы больших чисел. Высока вероятность повреждений элементов и ненормальных режимов работы электроэнергетической системы, которые могут привести в наихудшем случае к ее полному разделению и остановкам всех ее энергоустановок. Поэтому повышенные требования предъявляются к надежности всех элементов системы, а также к резервированию и дублированию электроэнергетических установок, к возможности передачи электрической энергии на большие расстояния и др. В связи с вышесказанным релейная защита и автоматика (РЗА) играет одну из ключевых ролей в безотказной работе электроэнергетической системы. Автор надеется что краткий курс лекций «Релейная защита систем электроснабжения» окажет существенную помощь в освоении данной дисциплины. 6 ЛЕКЦИЯ 1 1.1 История релейной защиты и автоматики Слово реле происходит от французского relais – перекладные лошади, почтовая станция, где содержались сменные лошади. Вероятнее всего, это связано с тем, что телеграф заменил конную почту, а ключевым элементом телеграфа являлось в то время электромеханическое реле. Однако в качестве первого защитного устройства электроустановок использовались плавкие предохранители (с середины до конца ХIХ века). В начале ХХ столетия стали широко использоваться индукционные (1901 год, М.О. Доливо-Добровольский) и электромагнитные реле [1], которые, совершенствуясь, отметили свое столетие в наше время. В 1905―1908 годах разрабатывается дифференциальный токовый принцип защит, 1910 год ознаменовал использование токовой направленной защиты, в 1920 году разработали дистанционные защиты, в 20–30-х годах пытаются использовать электронику для релейной защиты – на радиолампах разрабатываются высокочастотные защиты. С 60-х годов начинают использоваться транзисторные и диодные полупроводниковые элементы в устройствах РЗА, с середины 70-х годов разрабатываются устройства РЗА на интегральных цифровых и аналоговых элементах малой степени интеграции, с конца 80-х годов начинается эра микропроцессорных устройств РЗА. Выдающимися «релейщиками» можно назвать следующих ученых и просветителей: Л.Е. Соловьев, И.А. Сыромятников, В.И. Иванов, Н.Ф. Марголин, Г.И. Атабеков, А.М. Федосеев, В.Л. Фабрикант, А.Д. Дроздов, В.Е. Поляков, В.А. Андреев, М.А. Беркович, В.И. Новаш, Н.В. Чернобровов, В.А. Семенов, М.А. Шабад, Н.И. Овчаренко, С.Л. Кужеков и многие другие. С появлением новой элементной базы разрабатываются новые устройства РЗА. В настоящее время широко используются микропроцессорные защиты и продолжается совершенствование их технической реализации, а также, что наиболее важно, принципов действия. Микропроцессорные устройства способствовали созданию защит со сложными алгоритмами действия, что на другой элементной базе было бы затруднительно создать с устойчивыми характеристиками. Несмотря на применение новой электронной базы, постоянно продолжается работа по совершенствованию плавких предохранителей, благодаря чему они до сих пор применяются в сетях с напряжением до 1 кВ и распределительных сетях напряжением 6, 10, 35 кВ. 1.2 Назначение релейной защиты и автоматики Любая электроэнергетическая система представляет сложный объект с большим количеством различных связей между множеством ее элементов. Нарушение какой-то связи или появление излишней вызывает повреждение или ненормальную работу этой системы. Основное назначение РЗА заключается в том, чтобы обеспечить защиту электроустановок от повреждений и ненормальных режимов работы, которые могут привести к распространению аварии. Чтобы исключить перерыв питания, необхо7 димо быстро отключить поврежденный элемент, восстановить электрическое питание потребителей, автоматически отключенных от источника питания в результате возникшего в системе повреждения, поддерживать на заданном уровне параметры качества электроэнергии, обеспечить пуск и остановку синхронных машин, обеспечить отключение части потребителей при возникновении дефицита активной мощности в энергосистеме и многое другое. Перед РЗА стоит множество сложных задач. Рассмотрим фрагмент сети, изображенной на рис. 1.1. Рисунок 1.1. Фрагмент схемы системы электроснабжения Несмотря на простоту электрической схемы (ГПП – главная понизительная подстанция; РП – распределительная подстанция), в ней имеется большое количество устройств релейной защиты и автоматики, а именно: ДЗ – дифференциальная защита (трансформатора, двигателя или генератора); МТЗ – максимальная токовая защита; ЗП – защита от перегрузки; МТО – максимальная токовая отсвечка; ЗЗСК – защита от замыканий статора на корпус; АПВ – автоматическое повторное включение; АРKТ – автоматическое регулирование коэффициента трансформатормации; АВР – автоматический ввод резерва; АЧР – автоматическая частотная 8 разгрузка; ЧАПВ – частотное автоматическое повторное включение; АСГ – автоматическая синхронизация генератора; АРВ – автоматическое регулирование возбуждения; АГП – автомат гашения поля; АСС – автоматическая синхронизация синхронной машины. Например, можно отметить, что межсистемный автотрансформатор связи имеет до двадцати видов защит, а блок «генератор-трансформатор» более тридцати. Некоторые основные виды устройств автоматики приведены на рис. 1.1. 1.3 Требования, предъявляемые к свойствам релейной защиты (РЗ) 1. Селективность (избирательность) ― высшее свойство РЗ, обеспечивающее отключение при коротком замыкании (КЗ) только поврежденного элемента системы с помощью выключателей [1]. Селективность не исключает срабатывание резервной защиты при повреждении на смежном участке и отказе на нем основной защиты. Иногда допускают неселективное действие защит при исправлении ее действия автоматикой. Оценка селективности защит производится с помощью карты селективности. 2. Быстродействие – время срабатывания tСЗ защиты на отключающий коммутационный аппарат при возникновении повреждения должно быть наименьшим. Очень часто для обеспечения селективности приходится искусственно увеличивать время срабатывания защиты, которое называется выдержкой времени. Время отключения КЗ складывается из собственного времени работы защиты и времени отключения коммутационного аппарата. 3. Чувствительность – способность защиты срабатывать при повреждении в зоне действия и минимальном режиме работы системы c необходимым запасом. Чувствительность оценивается коэффициентом чувствительности kЧ и находится как: ― отношение параметра КЗ в минимальном режиме работы системы к параметру срабатывания (для защит максимального действия – токовая, напряжения нулевой или обратной последовательности и др.); ― отношение параметра срабатывания к параметру КЗ в минимальном режиме работы системы (для защит минимального действия – напряжения, дистанционная и др.). 4. Надежность – способность защиты безотказно срабатывать при возникновении повреждения в зоне действия, не срабатывать при повреждении вне зоны действия и не срабатывать при отсутствии повреждения. При рассмотрении вопроса надежности конкретного устройства защиты необходимо учитывать не только аппаратную надежность всех элементов устройства, но и надежность правильного расчета уставок, их выставления, высококвалифицированного обслуживания (поверка, ремонт, настройка и т.д.). К требованию надежности относятся понятия: защитоспособность, безотказность, долговечность, ремонтопригодность [1], надежность функционирования, эффективность функционирования, устойчивость функционирования [2], функциональная диагностика, тестовая диагностика и т.д. 9 1.4 Классификация защит По выполняемым функциям защиты подразделяются: ― на основные – защиты, которые срабатывают с наименьшим временем и реагируют на повреждения вдоль всей зоны защищаемой электроустановки или ее части и ни при каких обстоятельствах не срабатывают при повреждении на смежном участке; ― резервные ― защиты, которые реагируют при повреждении на всей защищаемой электроустановке и дублируют основную защиту (ближнее резервирование), а также способны срабатывать при повреждении на смежном участке и дублируют основную защиту смежного участка (дальнее резервирование). По избирательности классифицируются: ― на защиты с абсолютной селективностью, у которых зона действия не зависит от режима работы системы и определяется местами установки трансформаторов тока (продольные дифференциальные защиты); ― защиты с относительной селективностью, у которых зона действия изменяется и зависит от режима работы системы (отсечка, максимальная токовая защита, дистанционная и др.); ― иногда, для быстроты срабатывания, чтобы не повредилось оборудование от больших токов КЗ, могут использоваться неселективные защиты. По временным характеристикам защиты подразделяются: ― на защиты с независимой характеристикой (ступенчатой), время срабатывания которых не зависит от величины тока; ― защиты с зависимой или времязависимой характеристикой (плавной), время срабатывания которых зависит от величины тока; ― защиты с комбинированной характеристикой (ступенчато-плавной). По методам воздействия на выключатель различаются следующие токовые защиты: ― с первичным реле тока прямого действия. У этих защит первичный ток электроустановки проходит по обмотке реле, а его якорь воздействует на расцепитель выключателя; ― с вторичным реле тока прямого действия. У этих защит вторичный ток трансформатора тока проходит по обмотке реле, а его якорь воздействует на расцепитель выключателя; ― с вторичным реле тока косвенного действия. У этих защит вторичный ток трансформатора тока проходит по обмотке реле, а его якорь замыкает контакты, и собирается цепь для воздействия на катушку отключения выключателя. 1.5 Структура устройства РЗ В связи с отсутствием надежных и дешевых протяженных каналов связи исторически сложилось, что устройства РЗ проектируются и устанавливаются на каждом объекте автономно. Чтобы повысить надежность устройств РЗ, они выполняются многоступенчатыми. Причем каждая последующая ступень более чувствительна, имеет большее время срабатывания и резервирует предыдущие. 10 Рассмотрим универсальную структурную схему многоступенчатой защиты на примере токовой, изображенной на рисунке 1.2, где KA1, KA2, KA3 и KA4 – токовые измерительные органы (реле тока); KT1, KT2, KT3 и KT4 – органы задержки (реле времени); KH1, KH2, KH3 и KH4 – индикаторы срабатывания ступеней (указательные реле), TA1– измерительный трансформатор тока; Q1 – выключатель; К1 – точка КЗ в конце защищаемого объекта. В общем случае РЗ имеет четыре ступени, чаще две или три, в зависимости от ответственности защищаемого объекта и чувствительности ступеней защит. Рисунок 1.2. Структурная схема многоступенчатой РЗ Логическая формула [1] такой многоступенчатой защиты y = I 1I D1↑ I + I 2II D2↑ II + I 3III D3↑ III + I 4IV D4↑ IV , (1.1) где y – выходной сигнал защиты; I – сигнал от токовых измерительных органов защиты; D – оператор временной задержки; I, II, III, IV – верхние индексы, обозначающие номер ступени; 1, 2, 3, 4 – нижние индексы, соответствующие им параметры срабатывания. Первую ступень токовой защиты обычно называют отсечкой без выдержки времени. Она отстраивается от максимального внешнего тока IК1,МАХ КЗ, т.е. в точке К1: 11 I СI , З ≥ kОТС I К 1 , MAX , (1.2) где kОТС ― коэффициент отстройки. Для этой ступени время срабатывания принимается равным tI,АС,З ≈ 0,05 с. Вторая ступень токовой защиты – отсечка с выдержкой времени. Эта ступень обычно используется на электроустановках: а) для защиты питающего присоединения секции шин; б) для защиты радиальной сети. Для второго случая ток срабатывания второй ступени отстраивается от тока срабатывания IIС,З,СМЕЖ первой ступени смежной линии: I СII, З ≥ kОТС I СI , З ,СМЕЖ , (1.3) Время срабатывания второй ступени принимается равным tI,АС,З = 0,5 c. Третью ступень токовой защиты обычно называют максимальной токовой защитой, она отстраивается от тока нагрузки IНОМ,НАГР, и ток ее срабатывания рассчитывается по выражению: I СIII,З ≥ kОТС kCЗП I НОМ ,НАГР , kВ (1.4) где kСЗП – коэффициент самозапуска нагрузки; kB – коэффициент возврата реле. Время срабатывания третьей ступени отстраивается от времени срабатывания tIIIС,З,СМЕЖ аналогичной ступени смежного присоединения: t СIII,З ≥ t СIII,З ,СМЕЖ + Δt , (1.5) где Δt – ступень селективности (время запаса отстройки). Четвертая ступень токовой защиты – защита от перегрузки. Она в основном используется для защиты двигателей или трансформаторов, также отстраивается от тока нагрузки IНОМ,НАГР, и ток ее срабатывания определяется формулой: I СIV,З ≥ kОТС I НОМ ,НАГР . kВ (1.6) Время ее срабатывания отстраивается от времени срабатывания tIIIС,З третьей ступени: tСIV, З ≥ tСIII, З + Δt . (1.7) По аналогичному принципу строятся другие защиты, например, дистанционные. 1.6 Каналы связи устройств РЗА В релейной защите традиционно используются проводные каналы связи. Сигналы тока и напряжения (от трансформаторов тока и напряжения), сигналы о состояниях выключателя, реле и др. передаются по специальном контрольному кабелю. В 30-е годы прошлого столетия стали использовать высоковольтные провода ЛЭП в качестве каналов связи РЗА и других технологических сигналов, модулируемых частотой – 3…500 кГц. По таким высокочастотным каналам организована телефонная диспетчерская связь. 12 В 80-е годы прошлого столетия в высоковольтные провода ЛЭП стали включать оптические волокна. В настоящий момент использование оптоволоконных каналов ― это одно из самых перспективных направлений, так как стоимость оптического волокна невысока. Попытки использования радиоэфира делались также в начале 20-х годов прошлого столетия, однако применяться этот канал связи стал в конце столетия. Широкое применение радиоканал пока не нашел, вероятно, из-за низкой надежности и дополнительных затрат на оплату выделенной частоты. 1.7 Источники оперативного тока Оперативный ток – питание катушек управления коммутационных аппаратов, устройств РЗА и сигнализации. Оперативный постоянный ток используется на всех крупных электрических станциях и межсистемных подстанциях. Его источником являются регулярно заряжаемые аккумуляторные батареи напряжением 110 или 220 В (на небольших подстанциях используется 24 и 48 В). Оперативный переменный ток используется в основном на небольших подстанциях. Источником служат трансформатор собственных нужд, трансформаторы напряжения и тока. Надежность переменного тока ниже, чем аккумуляторных батарей, поэтому обычно используются комбинированные источники питания. Напряжения источников оперативного переменного тока: 100 В (вторичные цепи трансформаторов напряжения), 110, 127 или 220 В. Для повышения надежности используют также энергию предварительно заряженного конденсатора. Вопросы для самопроверки 1. Каково назначение релейной защиты? 2. Какие требования предъявляют к релейной защите? 3. Классификация устройств релейной защиты. 4. Какова структура устройств релейной защиты? 5. Какие каналы связи используются в релейной защите? 6. Что используется в качестве источников питания для устройств релейной защиты? 13 ЛЕКЦИЯ 2 2.1 Измерительные преобразователи тока и напряжения Для получения информации о токе и напряжении в качестве датчиков в электроэнергетике широко используются измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН). Основное назначение ТТ (ТН): 1) привести к стандартной величине ток – 5 А, 1 А (напряжение – 100 В , 100/√3 В); 2) обеспечить гальваническую развязку между первичной и вторичной цепью. Классификация измерительных преобразователей тока по принципам действия: ― традиционные (электромагнитные) трансформаторы тока – одноступенчатые и каскадные; ― трансреакторы – электромагнитные преобразователи тока в напряжение; ― дискретные трансформаторы тока; - активные (на операционных усилителях) трансформаторы тока; ― оптикоэлектронные трансформаторы тока; ― герконы; ― преобразователи Холла; ― магнитодиоды, магнитотранзисторы, магниторезисторы; ― шунты, парраллельные резисторы; ― катушка Роговского; ― встроенные индукционные преобразователи (воздушные трансформаторы тока). Классификация измерительных преобразователей напряжения по принципам действия: ― традиционные (электромагнитные) трансформаторы напряжения - одноступенчатые и каскадные; ― емкостные делители напряжения; ― резистивные делители напряжения; ― комбинированные схемы делителей напряжения и электромагнитных трансформаторов; ― активные (на операционных усилителях) трансформаторы напряжения; ― дискретные трансформаторы напряжения; ― антенные датчики электрического поля. В электроэнергетике для получения информации о параметрах тока и напряжения обычно используются традиционные измерительные трансформаторы тока и напряжения. Необходимо помнить, что ТТ ― это источник тока, внутреннее сопротивление идеального ТТ равно бесконечности; а ТН ― источник напряжения, внутреннее сопротивление идеального ТН равно нулю. 2.2 Конструкция трансформатора тока ТТ состоит из магнитопровода (рис. 2.1), который набирается из пластин хо14 лоднокатанной или горячекатанной электротехнической стали, толщиной 0,3…0,5 мм. В последнее время стали изготавливать магнитопроводы из аморфного железа, благодаря чему уменьшились потери на намагничивание. На магнитопровод наматывается первичная обмотка w1, одна w2 или нескольких вторичных обмоток. Рисунок 2.1. Конструкция ТТ Обмотки изготавливаются из электротехнической медной или алюминиевой проволоки. Клеммы обмотки w1 ― Л1 и Л2 подключаются к линии, клеммы обмотки w2 ― И1 и И2 ― к измерительным приборам и реле. Обычно количество витков w2 больше, чем w1. ТТ имеет обычно два магнитопровода и две вторичные обмотки. Одна обмотка обозначается числом 0,5 – указывает погрешность данного ТТ и используется для измерительных приборов и средств учета. Вторая обмотка обозначается буквой Р – она предназначена для подключения устройств РЗ и А и имеет допустимую погрешность 10%. 2.3 Принцип действия Ток линии I1 протекает по первичной обмотке w1 и создает в магнитопроводе магнитный поток Ф1. Этот поток Ф1 проходит сквозь обмотку w2 и наводит в ней ЭДС E2. Поскольку вторичные цепи ТТ всегда замкнуты на нагрузку или накоротко (одно из условий работы трансформатора), то по вторичной цепи протекает ток I2. Этот ток наводит в магнитопроводе магнитный поток Ф2, который направлен противоположно потоку Ф1. Результирующий поток Ф0 = Ф1 ― Ф2, (2.1) направленный как и Ф1, наводит в обмотке w1 противо-ЭДС Е1. Чем больше нагрузка ТТ, тем больше Е1. Как известно, МДС обмотки равна F = I ⋅ w , поэтому, согласно формуле (2.1), 15 F0 = F1 – F2 = I1 w1 – I2 w2, (2.2) где I1, I2 – токи первичной w1 и вторичной w2 обмоток, F0 – МДС намагничивания трансформатора. Записав F0 = I0 ⋅ w1, и подставив в формулу (2.2), получим I1 ⋅ w1 – I0 ⋅ w1 = I2 ⋅ w2, (2.3) откуда нетрудно вывести: kТ = I 1 − I0 w2 = , I2 w1 (2.4) где kТ ― коэффициент трансформации ТТ. Из формулы (2.4) очевидно, что коэффициент трансформации ТТ зависит от I0, который в свою очередь зависит от сопротивления нагрузки (чем больше сопротивление нагрузки, тем больше насыщен магнитопровод ТТ, тем больше погрешность, тем меньше kТТ). Можно также сделать следующий вывод: наиболее благоприятный режим работы ТТ ― закороченная вторичная обмотка, так как при этом размагничивающий Ф2 максимален, а намагничивающий Ф0 минимален. При размыкании вторичной обмотки результирующий магнитный поток Ф0 станет равным Ф1 и магнитопровод войдет в насыщение. На выводах вторичной обмотки увеличится напряжение, которое может достичь нескольких киловольт, магнитопровод трансформатора нагреется. Это опасно для персонала, обслуживающего вторичные цепи, и для оборудования. В таком режиме возможен пробой изоляции вторичных цепей, поэтому один из выводов во вторичных схемах обязательно заземляется. 2.4 Построение векторной диаграммы ТТ Для построения векторной диаграммы ТТ необходимо иметь следующие данные [3]: 1. Число витков обмоток w1 и w2, активное и реактивное сопротивление вторичной обмотки r2 и x2 [Ом]. 2. Нагрузка r2НАГ, x2НАГ (учтено суммарное сопротивление всех проводов и приборов) [Ом]. 3. Средняя длина магнитного пути lМ, [м], расчетное поперечное сечение магнитопровода SМ [м2]. 4. Материал магнитопровода, его свойства и характеристики: Fуд=f(B) Рисунок 2.2. Характеристика магнито- ― удельная МДС как функция от провода ТТ индукции, ψ=f(B) - угол потерь в зависимости от индукции. Построение векторной диаграммы начинают с параметра, который можно измерить,– вторичного тока I2. Зная его, по известным данным (п. 1 и 2) вычисляем ЭДС E2 на вторичной обмотке w2 и угол α между E2 и током I2: 16 E2 = I 2 Ζ Σ = I 2 (r2ОБМ + r2 НАГ )2 + ( х2 ОБМ + х2 НАГ )2 (х + х 2 НАГ ) α = arctg 2 ОБМ ( r2 ОБМ + r2 НАГ ) . (2.5) Чертим E2 с рассчитанной длинной под углом α к току I2. ЭДС E2 отстает от магнитного потока Ф0, который ее создает, на 90° ― восстанавливаем направление Ф0. Рисунок 2.3. Векторная диаграмма ТТ С направлением магнитного потока Ф0 совпадает магнитная индукция BMAX, которая определяется по выражению: ВMAX = Е2 , 4 ,44 fω 2 S M (2.6) где f ― частота, f = 50 Гц. По рассчитанной магнитной индукции BMAX из графика, изображенного на рис. 2.2, находим МДС FУД ― удельную МДС намагничивания, приходящуюся на 1 м длины магнитного пути магнитопровода [А/м], и угол потерь ψ [град]. Рассчитаем абсолютное значение полной МДС намагничивания: F0 = FУД l M (2.7) и отложим его под углом опережения ― ψ к BMAX. Этот угол характеризует отношение активной составляющей FОА МДС намагничивания FО в магнитопроводе к реактивной составляющей FОР. Геометрическим сложением F2 и F0 найдем вектор МДС обмотки w1 и определим величину первичного тока ТТ, совпадающего по направлению с F1: ⋅ I1 = F1 ω1 . (2.8) 2.5 Погрешности трансформатора тока Для устройств РЗ расчетной величиной является погрешность ТТ не более 10%. Часто для проверки РЗА учитываются следующие виды погрешностей. 17 Максимальное значение токовой погрешности, измеряемое в [%]: fm = I 2 kT − I 1 ⋅ 100 , I1 (2.9) где kT – коэффициент трансформации ТТ, I1 и I2 – первичный и вторичный токи ТТ (рис. 2.3). При близких коротких замыканиях ток КЗ может достигать кратностей – до (30…50)⋅Iном (редко до 100⋅Iном), тогда ТТ насыщается и вторичный ток несинусоидален [4] (рис. 2.4). Погрешность такого режима необходимо учитывать интегральным показателем, которым является полная погрешность, измеряемая в [%]: 100 1 T 2 ε= ∫ (i2 kT − i1 ) dt , (2.10) I1 T 0 где T – период промышленной частоты, i1 и i2 – мгновенные значения первичного и вторичного токов ТТ (рис. 2.4). Угловая погрешность – угол δ между векторами I1 и I2 (рис. 2.3), измеряемый в [град] или [мин]. Рисунок 2.4. Диаграмма токов насыщенного ТТ 2.6 Компенсация погрешности ТТ осуществляется несколькими способами: спрямление кривой намагничивания; подмагничивание магнитопровода; создание нулевого потока; перераспределение потоков рассеяния. 2.7 Активный ТТ С развитием электронной техники широко стали использоваться интегральные операционные усилители (ОУ), которые являются базовыми элементами аналоговой техники. ОУ имеют высокий коэффициент усиления (до 108), высокое входное (до 108 Ом) сопротивление, малое выходное (до 10-2 Ом) сопротивление. Это позволило создать (рис. 2.5) малогабаритный ТТ, в котором при точной настройке с поРисунок 2.5. Схема активного ТТ мощью ОУ - DA создается нулевой поток и подается в ТА через обмотку wОС. Этот нулевой поток полностью компенсирует ток намагничивания ТА. Во время трансформации в магнитопроводе ТА отсутствует магнитный поток, следовательно, отсутствует погрешность. 18 Принцип работы активного ТТ: на инвертирующий вход ОУ подаётся сигнал от обмотки w2. Выход ОУ подключен к обмотке обратной связи (ОС) wОС. Сигнал в противофазе трансформируется в магнитопровод (рис. 2.6). Результирующий поток Фрез = Фо - ФWос ≈ 0. Таким образом, за счет внешнего питания ОУ не расходуется энергия на перемагничивание ТТ. Недостатком такого ТТ является небольшой динамический диапазон. 2.8 Схемы соединений ТТ Схема соединения ТТ в «полную звезду» (рис. 2.7) обычно используется в сетях с заземленной нейтралью с U≥110 кВ. В сетях с изолированной нейтралью U≤35 кВ такая схема применяется редко – на ответственных электроустановках (например, защита шин). Коэффициент такой схемы kСХ=1 (отношение тока, протекаемого через реле, к току, протекаемому через вторичную обмотку ТТ). В реле КА4 протекает утроенный ток нулевой последовательности. Это нетрудно доказать, согласно методу симметричных составляющих токи фаз равны: Рисунок 2.6. Диаграмма сигналов активного ТТ ⎧ I& A = I& A1 + I& A 2 + I& A0 ⎪& 2 ⎨ I B = a I& A1 + a I& A 2 + I& A0 . (2.11) ⎪ I& = a I& + a 2 I& + I& A1 A2 A0 ⎩ C В реле КА4 токи фаз А, В и С складываются. В результате суммы по составляющим прямой и обратной последовательности становятся равными нулю, так как a2 + a + 1 = 0 , (2.12) а результирующий ток, протекающий через реле КА4, равен 3IА0. Обычно в индексе обозначение фазы А опускается и записывается 3I0. Рисунок 2.7. Схема соединения ТТ в «полную звезду» 19 Рисунок 2.8. Схема соединения ТТ в «неполную звезду» Рисунок 2.9. Схема соединения ТТ в «треугольник» Схема соединения ТТ в «неполную звезду» используется исключительно в сетях с изолированной нейтралью U ≤ 35 кВ. Для такой схемы kСХ = 1, так как токи в реле и во вторичной обмотке ТТ равны. Особенностью схемы является то, что от двух ТТ можно получить ток третьей фазы ― IВ, включив реле КА3 в обратный провод: (2.13) I2А+ I2С = ― I2В, так как для симметричной трехфазной сети выполняется равенство I& A + I& B + I&С = 0 (токами нулевой последовательности пренебрегают, потому что при однофазных замыканиях на землю они несоизмеримо меньше рабочих). Схема соединения ТТ в «треугольник» (рис. 2.9) обычно применяется в сетях с U ≥ 110 кВ для дифференциальной защиты трансформатора со стороны высшего напряжения. Коэффициент такой схемы можно вычислить, по I закону Кирхгофа, найдя токи в узле ТТ фазы А: I& p + I&2 A − I&2 C = 0 , (2.14) откуда ток в реле найдем: I& p = − I&2 A + I&2 C . (2.15) Учитывая, что a 2 = − 1 3 , − j 2 2 согласно векторной диаграмме (рис. 2.10), нетрудно вычислить: 2 Ip − I 2 A + I 2C − I 2 A + a I 2 A kCX = = = = I2A I2A I2A = Рисунок 2.10. Векторная диаграмма для вычисления kСХ 20 I2 A ⋅ − 1 + a2 I2 A = − 1 + a 2 = 3 (2.16) Схема (рис. 2.11) соединения ТТ на разность фаз (раннее эту схему называли «неполный треугольник» или «восьмерка») используется в сетях с изолированной нейтралью с U ≤ 35 кВ чаще всего для защиты высоковольтных электродвигателей, реже для защиты линий. Для защиты трансформаторов ее использовать нельзя. Аналогично, как для схемы соединения ТТ в «треугольник», ее kСХ = 3 . Выводы аналогичны схеме «треугольника», так для узла получается выражение (2.14). Ее достоинство – наличие одного реле, простота. Недостатком является низкая чувствительность Рисунок 2.11. Соединение ТТ при витковых замыканиях обмотки на разность фаз двигателя в фазе В. Схема фильтра тока нулевой последовательности показана на рис. 2.12. Используется в сетях с заземленной нейтралью с U ≥ 110 кВ для токовой защиты нулевой последовательности. Так как эта схема является фильтром, то для нее нет понятия коэффициента схемы. Через реле протекает утроенный ток нулевой последовательности 3I0 ― доказывается аналогично схеме «полной звезды». Последовательное соединение ТТ (рис. 2.13) используется для Рисунок 2.12. Фильтр тока нулевой повышения нагрузочной последовательности способности ТТ. Для этого использут ТТ с одинаковыми kТ. Так как ток, протекающий через ТТ, одинаков, а напряжение на нагрузке делится на два, то нагрузка на каждый ТТ уменьшается в два раза. Часто такая схема используется на стороне высокого напряжения трансформатора со схемой соединения Y/Δ для его дифференциальной защиты. Параллельное соединение ТТ (рис. 2.14) используется для уменьшения kТ. Если ТТ имеют одинаковый kТ, то результирующий коэффициент трансформации будет в два раза меньше. 21 Рисунок 2.13. Последовательное соединение ТТ Рисунок 2.14. Параллельное соединение ТТ 2.9 Коэффициенты трансформации ТТ Вторичный ток I2 ТТ обычно составляет 5 А или 1 А, лабораторные ТТ могут иметь также – 2 А и 2,5 А (I2=5 А, 1 А). Ряд токов [3] первичной обмотки: 1; 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 80; 100; 150; 200; 300; 400; 500; 600; 750; 800; 1000; 1200; 1500; 2000; 3000; 4000; 5000; 6000; 8000; 10000; 12000; 14000; 16000; 18000; 20000; 25000; 30000; 32000; 40000 А. 2.10 Конструкция трансформатора напряжения (ТН) ТН, аналогично ТТ, состоит из магнитопровода (рис. 2.15), который Рисунок 2.15. Конструкция ТН Рисунок 2.16. Схема ТН 22 набирается из пластин холоднокатанной или горячекатанной электротехнической стали, толщиной 0,3…0,5 мм, а также первичной w1 и вторичной w2 обмоток, выполненных из алюминиевой или медной проволоки. Однофазный ТН включается на фазное, а трехфазный на линейные напряжения. Он может иметь одну (со схемой соединения «звезда») или две (со схемой «звезда» и «разомкнутый треугольник», рис. 2.16) вторичные обмотки. Коэффициент трансформации ТН соответствует выражению kH = Рисунок 2.17. Векторная диаграмма ТН ΔU % = U 1 w1 . ≈ U 2 w2 (2.17) Количество витков w1 больше, чем w2. ТН подключается параллельно шинам сети (рис. 2.15) через предохранители F. Благоприятный режим работы ТН – холостой ход. В этом режиме трансформатор имеет минимальную погрешность. Кроме этого в ТН имеется угловая погрешность δ (рис. 2.17) и относительная погрешность напряжения ΔU%: kHU 2 − U 1 ⋅ 100% . U1 (2.18) 2.11 Емкостный ТН Рисунок 2.18. Емкостный ТН В электрических сетях напряжением 110 кВ часто используется емкостный делитель совместно с электромагнитным ТН, а в сетях U ≥ 500 кВ электромагнитные ТН не изготавливаются (так как трудно обеспечить изоляцию). Благодаря емкостному делителю обмотку w1 выполняют на пониженное напряжение (рис. 2.18), так как большая часть напряжения распределяется на емкостях. Конденсаторы в емкостных трансформаторах напряжения используются одновременно в качестве конденсатора связи для высокочастотных защит, передачи сигналов дистанционного управления электроэнергетическими объектами. 23 Вопросы для самопроверки 1. Каково назначение трансформаторов тока и напряжения? 2. Конструкция трансформатора тока. 3. Принцип действия трансформаторов тока. 4. Векторная диаграмма трансформатора тока. 5. Режим работы трансформатора тока. 6. Активный трансформатор тока. 7. Погрешности трансформаторов тока. 8. Схемы соединений трансформаторов тока и области их использования. 9. Какие токи протекают в реле при различных схемах соединений вторичных обмоток? 10. Какие конструкции трансформаторов напряжения существуют? 11. Схемы соединений трансформаторов напряжения. 12. Какие величины напряжений подаются на реле от различных вторичных обмоток ТН? 13. Режим работы трансформатора напряжения. 24 ЛЕКЦИЯ 3 3.1 Токовые защиты линий электропередачи Исторически сложилось так, что в связи со сложной реализацией централизованных устройств РЗ на электромеханической базе и отсутствием недорогих каналов связи защиты на каждой электроустановке проектировались автономными. Этот аспект не только ухудшает их селективность, чувствительность и быстродействие, но именно из-за этого защиты должны резервировать другие участки и по структуре быть многоступенчатыми. 3.2 Первая ступень токовой защиты Первую ступень токовой защиты также называют токовой отсечкой (ТО) без выдержки времени (ВВ). Рассмотрим ЛЭП W1, питающуюся от шин подстанции А (рис. 3.1). Рисунок 3.1. Схема для определения тока срабатывания первой ступени ТЗ Поскольку высшим свойством РЗ является селективность, то с учетом этого найдем ток срабатывания токовой защиты первой ступени. Прежде всего необходимо обеспечить, чтобы защита не срабатывала при КЗ в начале следующей линии, более того, ток срабатывания должен быть с необходимым запасом больше этого тока: I СI ,,АЗ > I К 1 , MAX . (3.1) Необходимый запас обеспечивается коэффициентом отстройки kОТС, тогда ток срабатывания соответствует выражению 25 I СI ,,АЗ ≥ kОТС I К 1 , MAX , (3.2) где I С,З ― ток срабатывания защиты первой ступени на подстанции А; IК1,МАХ ― максимальный ток короткого замыкания в точке К1; kОТС ― коэффициент отстройки (надежности или запаса), включает погрешность ТТ, погрешность реле, ошибку персонала и некоторые другие факторы; kОТС = 1,2…1,5. Ток срабатывания защиты IС,З ― это первичный ток в линии, при котором происходит отключение Q1. Ток срабатывания реле IС,Р ― это ток во вторичной обмотке ТТ, при котором реле подает сигнал на отключение Q1: I,А kСХ I C ,З I С ,Р = kТ , (3.3) где kТ ― коэффициент трансформации ТТ. Расчет релейной защиты производят обычно по первичному току ЛЭП, т.е. находят IС,З. В соответствии со вторым требованием РЗ необходимо обеспечить быстродействие, то есть первая ступень ТЗ должна работать с минимальным временем I ,A срабатывания. С другой стороны, мы не можем сделать tС , З = 0 , так как защита должна быть отстроена от времени работы разрядников, которое равно tРАЗР = 0,06…0,08 с. Однако специальной задержки для первой ступени ТЗ не делают, так как благодаря собственному времени задержки измерительного токового реле (например, РТ-40 не более 0,03 с), и промежуточного (например, РП-25 не более 0,06 с) производится естественная отстройка от работы разрядников. По третьему требованию, предъявляемому к РЗ, защита должна обладать необходимым (в соответствии с правилами [5]) коэффициентом чувствительности к наименьшему току КЗ в начале ЛЭП (в точке К2), а именно: kЧ = I К 2 ,MIN I CI ,,AЗ ≥2 . (3.4) В соответствии с работой [6], отсечку можно принять в качестве основной защиты, если защищаемая зона составляет более 20% от всей ЛЭП. 3.3 Вторая ступень токовой защиты Второй ступенью токовой защиты называют токовую отсечку c выдержкой времени. Чтобы защитить не защищенную первой ступенью часть линии (рис. 3.1), вторая ступень должна быть более чувствительной, ее зона действия должна быть больше. Это условие выполняется, когда ток срабатывания второй ступени (рис. 3.2) больше тока срабатывания первой ступени смежной линии W2: I СII,З, А ≥ I СI ,,БЗ . (3.5) Приравнять неравенство мы сможем, увеличив I СII,З,A с учетом коэффициента отстройки I СII,З, A ≥ kОТС I СI ,,БЗ . (3.6) Ток срабатывания реле определяется по формуле (3.3). При выполнении условия (3.6) селективность защит для линии W1 и W2 будет обеспечиваться лишь 26 в том случае, когда рассматриваемая ступень будет иметь небольшую временную задержку на срабатывание. Время срабатывания второй ступени обычно принимается по формуле t СII,З = t СI ,З + Δ t с, (3.7) где Δt – ступень селективности, обычно Δt = 0,5 с для электромеханических реле. Принимая во внимание, что t СI ,З = 0 с выдержка времени второй ступени равна t СII,З = 0 + 0 ,5 = 0 ,5 с, причем это время одинаково для вторых ступеней всех линий. Из рис. 3.2 видно, что зона действия второй ступени защищает участок, не защищенный первой ступенью, а также начало смежной ЛЭП W2. Рисунок 3.2. Схема для определения тока срабатывания второй ступени ТЗ Чувствительность второй ступени оценивается коэффициентом чувствительности: kЧ = I K 1 ,.MIN I СII,З, А ≥ 1 ,5 . (3.8) Часто защиты проектируются без второй ступени, т.е. имеется первая и третья ступени. 3.4 Третья ступень токовой защиты ― максимальная токовая защита (МТЗ). МТЗ ― самая чувствительная ступень из токовых защит, поэтому она должна быть: ― во-первых, отстроена от максимального тока нагрузки (IР,МАХ). I СIII,З, А > I Р ,МАХ , (3.9) где IР,МАХ – максимальный рабочий ток линии, который в соответствии с рис. 3.3 может быть найден по формуле 27 I Р ,МАХ = S1 + S 2 . 3U Н (3.10) Учитывая коэффициент отстройки (3.8), можно переписать I СIII,З, А ≥ k ОТС I Р ,МАХ , (3.11) где kОТС ― коэффициент отстройки; kОТС = 1,2…1,5; ― во-вторых, отстроена от токов самозапуска нагрузки S1 и S2 (рис. 3.3) после КЗ в точке К1 (рис. 3.4,а). При отключении основной защитой КЗ и спустя время tАПВ, успешном включении выключателя Q1 от АПВ произойдет самозапуск нагрузки S1 и S2, тогда ток срабатывания защиты: I СIII,З, А ≥ k ОТС I CЗП . Рисунок 3.3. Расчетная схема Учитывая, что I CЗП = k CЗП ⋅ I Р ,MAX (kСЗП – коэффициент самозапуска, kСЗП = 1 – 7; при отсутствии двигательной нагрузки kСЗП = 1, при наличии только двигательной нагрузки kСЗП = kП = 5…7, kП – коэффициент пуска двигателя), запишем: I СIII,З, А ≥ k ОТС k CЗП I Р ,MAX ; (3.12) а) б) Рисунок 3.4. Изменения тока при аварийных режимах ― в третьих, отстроена от токов самозапуска нагрузки S1 и S2 (рис. 3.3) при III , А отключении КЗ в точке К2 (рис. 3.4,б), тогда I В ,З ≥ k ОТС ⋅ I CЗП (IВЗ ― ток возврата защиты, kB ― коэффициент возврата реле, k В = 28 I В ,З I C ,З ), учитывая, что I CЗП = k CЗП I Р ,MAX , запишем k В I СIII,З, А ≥ k ОТС k CЗП I Р ,MAX или перепишем для I СIII,З, А : I СIII,З, А ≥ k ОТС k CЗП ⋅ I Р ,MAX ; kВ (3.13) ― в четвертых, согласована с третьей ступенью смежной линии (рис. 3.3): I СIII,З, А ≥ k ОТС I СIII,З,Б . (3.14) Из четырех возможных вариантов выбирают I СIII,З, А с наибольшим расчетным значением тока. Обычно формула (3.13) является определяющей. Ток срабатывания реле определяется по формуле (3.3). Время срабатывания третьей ступени должно быть больше времени срабатывания третьей ступени смежной линии: t СIII, З, А ≥ tСIII, З, Б + Δt , III , А где tС , З (3.15) ― время срабатывания третьей ступени защиты (рис. 3.3) подстан- III , Б ции А; tС , З ― время срабатывания третьей ступени защиты подстанции Б; Δt – ступень селективности, обычно Δt = 0,5 с. В общем случае время третьей ступени записывается: tСIII, З,n ≥ tСIII, З,n − 1 + Δt . (3.16) Чувствительность защиты оценивается для зоны ближнего резервирования (для линии, на которой она установлена): kЧ = I К 1 ,MIN I CIII,З,А ≥2 (3.17) и для зоны дальнего резервирования (для смежной линии): kЧ = I К 3 ,MIN I CIII,З, А ≥ 1 ,2 . (3.18) 3.5 Карта селективности Если ток срабатывания, быстроту срабатывания и чувствительность можно оценить количественно, то для оценки селективности количественного критерия нет. Чтобы сравнить между собой защиты по селективности действия чертится карта селективности (рис. 3.5). Действия защит селективны, если их характеристики не пересекаются. Область применения. Токовые защиты используются в основном для защиты линий электропередачи напряжением 6–35 кВ, реже 110 кВ с односторонним питанием. Они чувствительны ко всем многофазным КЗ. 29 Рисунок 3.5. Карта селективности 3.6 Токовые направленные защиты линий электропередачи На линиях с двухсторонним питанием или кольцевых часто невозможно согласовать токовые защиты между собой. Рисунок 3.6. Линия с двухсторонним питанием В нормальных и аварийных режимах мощность через защиту может иметь различное направление. Например, при КЗ в точке К2 трудно согласовать между собой защиты РЗ2 и РЗ3. Если РЗ2 сработает раньше РЗ3, то будут отключены потребители подстанции Б. Аналогичная ситуация с защитами РЗ4 и РЗ5. Чтобы защиты РЗ2, РЗ3 и РЗ4, РЗ5 не согласовывать между собой, необходимо разделить их действия. Это можно сделать, если блокировать защиту при протекании мощности от линии к шинам и разрешать отключать при протекании мощности от шин в линию. Рисунок 3.7. Направления действия защит на линии с двухсторонним питанием Если направление мощности (рис. 3.7), протекаемой через защиту, совпадает с направлением действия защиты, то защита действует на отключение. При КЗ в точке К2 сработают защиты РЗ3 и РЗ4, а если откажет одна из них, то должна сработать РЗ1 или РЗ6 соответственно. Защиты РЗ2 и РЗ5 будут заблокированы, так как направления действия защит не совпадают с направлением протекающей через них мощности. Направление мощности в релейной защите определяют с помощью специального реле, называемого «реле направления мощности». К реле подводятся две электрические величины ― ток и напряжение. 30 3.7 Схемотехника токовых защит Обычно токовые защиты используются в сетях 6; 10; 35 кВ, редко ― в 110 кВ. На рис 3.8 приведена схема трехступенчатой токовой направленной защиты для сети с изолированной нейтралью. По схеме (рис. 3.8) невозможно различить отсечку с ВВ от МТЗ. Отличие отсечки от МТЗ состоит в способе обеспечения селективности: селективность отсечки обеспечивается зоной действия защиты, а селективность МТЗ обеспечивается выдержкой времени. Для обычных ненаправленных защит в схеме отсутствуют реле направления мощности KW1, KW2 и KW3 и их контакты KW1.1, KW2.1 и KW3.1. а) б) в) г) Рисунок 3.8. Схема трехступенчатой токовой защиты: а) первичные цепи присоединения; б) вторичные цепи трансформаторов тока; в) вторичные цепи трансформатора напряжения; г) логическая схема оперативных цепей постоянного тока 31 3.8 Токовые и токовые направленные защиты нулевой последовательности в сетях с заземленной нейтралью В сетях с заземленной нейтралью (110 кВ и выше) при однофазном и двухфазном КЗ на землю присутствуют аварийные составляющие нулевой последовательности тока и напряжения. Их использование лежит в основе построения защиты нулевой последовательности. К достоинствам защиты следует отнести следующие: ― токи КЗ более резко спадают у нулевой поРисунок 3.9. Зависимости тоследовательности (рис. 3.9), чем у прямой (соков спадания КЗ прямой и нупротивление нулевой последовательности для левой последовательности ЛЭП в среднем в три раза больше чем сопротивв зависимости от длинны ЛЭП ление прямой последовательности X0 ≈ 3X1), защищаемая зона вследствие этого больше, чем у обычной токовой защиты; ― третью ступень не надо отстраивать от рабочих токов; ― уменьшение выдержек времени последних ступеней; ― необходимо в три раза меньше измерительных реле; ― отсутствие мертвых зон у ОНМ при близких КЗ. Недостатки защиты: ― защиты не реагируют на токи трехфазного и двухфазного КЗ; ― необходимо отстраивать или блокировать защиты при неполнофазном режиме работы; ― необходимо отстраивать защиты от броска тока намагничивания силовых трансформаторов. 3.9 Первая ступень токовой защиты нулевой последовательности Ток срабатывания первой ступени защиты отстраивается: ― от максимального I0,К1,МАХ тока КЗ в конце защищаемой линии и рассчитывается по выражению [7]: I 0I ,,СА, З ≥ kОТС 3 I 0 , К 1 , MAX ; (3.19) ― тока I0,НЕП кратковременного неполнофазного режима, возникающего при неполнофазном включении фаз выключателя I 0I ,,СА, З ≥ kОТС 3 I 0 , НЕП . (3.20) Время срабатывания защиты также должно быть отстроено от работы разрядников (tРАЗР = 0,06…0,08 с), с учетом собственных времен задержек реле, приI ,A нимается t0 ,С , З = 0 c. 3.10 Вторая ступень токовой защиты нулевой последовательности Ток срабатывания второй ступени защиты отстраивается: ― от тока II,Б0,С,З первой ступени защиты предыдущей линии 32 I 0II,С, А, З ≥ kОТС kТОК I 0I ,,СБ, З ; (3.21) ― утроенного тока I0,НЕП нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при длительном неполнофазном режиме на предыдущей линии I 0II,С, А, З ≥ kОТС 3 I 0 , НЕП . (3.22) Время срабатывания второй ступени защиты принимается обычно не более II,А t 0,С,З = 1…1,5 c. 3.11 Третья ступень токовой защиты нулевой последовательности Ток срабатывания третьей ступени защиты отстраивается от тока IНБ,П,РАСЧ небаланса при трехфазном КЗ за трансформаторами подстанции противоположных концов участков: I 0III,С ,,АЗ ≥ k ОТС ⋅ I НБ ,П ,РАСЧ . kВ (3.23) Время срабатывания третьей ступени должно быть больше времени срабатывания третьей ступени предыдущей линии: t 0III,С.,АЗ ≥ t 0III,С.,БЗ + Δt , где t0III,С.,АЗ ции А, (3.24) ― время срабатывания третьей ступени защиты (рис. 3.3) подстан- t0III,С.,БЗ ― время срабатывания третьей ступени защиты подстанции Б; Δt ― ступень селективности, обычно Δt = 0,5 с. Иногда на линиях устанавливают четыре ступени токовой защиты нулевой последовательности. Четвертая ступень рассчитывается по формуле (3.23), а токи срабатывания второй и третьей ступеней согласуются с первой и должны быть меньше ее. 3.12 Схемотехника токовых защит нулевой последовательности На рис 3.10 приведена схема трехступенчатой токовой направленной защиты нулевой последовательности: 3.13 Токовые и токовые направленные защиты нулевой последовательности в сетях с изолированной нейтралью Область применения. В сетях с изолированной нейтралью (6-35кВ) при однофазном замыкании на землю присутствуют ток и напряжение нулевой последовательности. Величина тока однофазного замыкания на землю [8, 9] обычно имеет небольшую величину (несколько единиц или десятков ампер) и не больше рабочего тока линии, в связи с этим ПУЭ допускает работу поврежденной сети до двух часов. Однако существуют причины, из-за которых это повреждение необходимо отключать: ― возникает большой градиент напряженности электрического поля, следовательно высокое шаговое напряжение, опасное для человека и животного; 33 а) б) в) г) Рисунок 3.10. Схема трехступенчатой токовой защиты нулевой последовательности: а) первичные цепи присоединения; б) вторичные цепи трансформаторов тока; в) вторичные цепи трансформатора напряжения; г) логическая схема оперативных цепей постоянного тока ― однофазное замыкание на землю обычно сопровождается перемежающейся дугой, что чрезвычайно опасно для взрыво- и пожароопасных предприятий; ― нулевой потенциал перемещается в поврежденную фазу, а к фазной изоляции неповрежденных фаз прикладывается линейное напряжение в 3 раз больше номинального. Ослабленная изоляция может не выдержать, произойдет ее пробой и возникнет двойное замыкание на землю, или двухфазное КЗ; ― перемежающаяся дуга, как известно, сопровождается высокочастотными гармониками. При наличии индуктивностей и емкостей возникают резонансные перенапряжения, которые в несколько раз больше номинального, что также может привести к двойному замыканию на землю, или двухфазному КЗ. В сетях с компенсированной нейтралью с точно настроенной индуктивностью отсутствует дуга в месте повреждения, но все остальные негативные признаки воздействия остаются. С учетом вышеупомянутых негативных воздействий к защите от замыканий на землю предъявляются следующие требования: 34 ― защита действует на сигнал в сетях, где допускается работа с повреждением до двух часов; ― защита должна действовать без выдержки времени во взрывоопасных и пожароопасных производствах, строительных и некоторых других видах производства; ― защита должна удовлетворять требованиям селективности при внешних замыканиях; ― в целях упрощения допустимо не устанавливать защиту на электроустановках, удаленных от источников питания, или когда вероятность однофазного замыкания мала; ― защита должна чувствовать однофазное замыкание через перемежающуюся дугу; ― желательно иметь непрерывность действия защиты, а не только в первый момент времени при перезаряде емкостей сети. Процессы, протекающие в нормальном режиме в сети с изолированной нейтралью. В нормальном режиме емкостные токи каждой фазы стекают вдоль каждой линии. Результирующий ток нулевой последовательности на каждой линии равен нулю. Процессы, протекающие при однофазном замыкании в сети с изолированной нейтралью. При однофазном замыкании в точке З (рис. 3.12) на линии Wn токи неповрежденных линий меняют направление на противоположное, но величины остаются такими же, какие были до ОЗЗ. Ток ICn поврежденного присоединения W1 складывается из суммарного тока всех неповрежденных присоединений IC1, IC2,…IC(n1), а также части kПОВРICn генерируемого емкостного тока поврежденного присоединения от шин до места повреждения: I Cn( ПОВР ) = I C 1 + I C 2 + ... + I C ( n− 1 ) + k ПОВР I Cn . (3.26) Рассчитать этот ток ОЗЗ, протекающий через переходное сопротивление дуги, можно по следующему выражению: IЗ = 3 U Ф ,СР 3rД − jxC 0 Σ , (3.27) где rД ― сопротивление дуги, xC0Σ ― суммарное емкостное сопротивление сети; а ток металлического замыкания соответствуют формуле IЗ = 3 j U Ф ,СР . xC 0 Σ (3.28) Особенности процессов, протекающих в сети с изолированной нейтралью. Основной особенностью процессов, протекающих в сети с изолированной нейтралью, являются феррорезонансные явления. При равенстве сопротивления суммарной индуктивности трансформаторов напряжения и сопротивления суммарной емкости сети на частоте f/2 и f/3 может возникнуть резонанс. Обычно толчком для феррорезонанса является отключение или включение присоединения или возникновение однофазного замыкания на 35 землю. Во время резонанса напряжение нулевой последовательности может увеличиваться в несколько раз, повреждая при этом трансформатор напряжения. Кроме того, при феррорезонансе ложно срабатывают защиты от замыканий на землю и устройства сигнализации замыканий на землю. Рисунок 3.12. Емкостные токи, протекающие в режиме однофазного замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью Поэтому в настоящее время разработаны и используются антирезонансные трансформаторы напряжения (типа НАМИ), предотвращающие такие негативные явления. Расчет тока срабатывания защиты от замыканий на землю сводится к отстройке от собственного емкостного тока нулевой последовательности: I C ,З = kОТС k БР 3ω C Л U Ф , (3.29) где kОТС ― коэффициент отстройки; kОТС = 1,1…1,3; kБР ― коэффициент броска, учитывающий переходный процесс перезаряда емкостей ВЛЭП; kБР = 4…5 ― для защит, не имеющих выдержку времени и не отстроенных от высших гармоник, kБР = 2…3 ― для защит, имеющих выдержку времени или отстроенных от высших гармоник. Коэффициент чувствительности защиты для воздушных ЛЭП рассчитывается по выражению kЧ = 3 I0 ≥ 1 ,5 , I C ,З для кабельных ЛЭП должно выполняться соотношение kЧ ≥ 1,25. Вопросы для самопроверки 1. Принцип действия токовых защит ЛЭП. 36 (3.30) 2. Первая ступень токовой защиты ЛЭП. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 3. Вторая ступень токовой защиты ЛЭП. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 4. Третья ступень токовой защиты ЛЭП. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 5. Схема трехступенчатой токовой защиты ЛЭП. Принцип работы. 6. Как строится карта селективности трехступенчатой токовой защиты ЛЭП? 7. Предназначение токовой направленной защиты. Область использования. 8. Первая Ступень токовой защиты нулевой последовательности ЛЭП для сети с заземленной нейтралью. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 9. Вторая ступень токовой защиты нулевой последовательности ЛЭП для сети с заземленной нейтралью. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 10. Третья ступень токовой защиты нулевой последовательности ЛЭП для сети с заземленной нейтралью. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 11. Токовая защита нулевой последовательности ЛЭП для сети с изолированной нейтралью. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 37 ЛЕКЦИЯ 4 4.1 Дистанционные защиты ЛЭП Принцип действия. Измерительным органом дистанционной защиты является реле сопротивления. Оно вычисляет сопротивление, подводимое к реле, с помощью двух (рис. 4.1) электрических величин (как в реле направления мощности) – тока и напряжения: U& 1 U& k Z& Р = 2 = & Н , I1 I&2 kТ (4.1) где ZР – сопротивление, подведенное на зажимы реле KZ1; U1, I1 – первичные Рисунок 4.1. Схема включения дистанционной напряжение и ток линии защиты W1; kН, kТ – коэффициенты трансфор-мации трансформаторов напряжения TV1 и тока TA1; U2, I2 – вторичные напряжение и ток, подведенные на зажимы реле KZ1. Обычно сопротивление ZР вычисляется косвенно. Реле сопротивления является реле минимального действия, так как оно срабатывает при снижении подводимого сопротивления меньше уставки. Область применения. Используется в сетях U = 110 кВ и выше, а также в сетях U = 6–35 кВ, если сеть имеет несколько источников питания или традиционная токовая защита не обеспечивает требуемой чувствительности [10, 11, 12]. Защита применяется от всех многофазных и однофазных КЗ в сети с заземленной нейтралью. 4.2 Характеристики срабатывания дистанционной защиты В реле сопротивления формируют специальные характеристики срабатывания, которые изображают в комплексной плоскости сопротивления. Самая простая дистанционная защита – ненаправленная (называемая «реле полного сопротивления»), имеющая круговую характеристику, с центром в начале координат (рис. 4.2,а), причем заштрихованная область внутри окружности является областью срабатывания. В отличие от обычной токовой ненаправленной защиты она имеет то преимущество, что использует дополнительный параметр – напряжение, которое при КЗ также изменяется, повышая чувствительность защиты. Реле с такой характеристикой обычно используется в сетях 6-35 кВ. Круговая характеристика (рис. 4.2,б), проходящая через центр координат, является направленной, так как величина сопротивления срабатывания изменяется в зависимости от угла вектора сопротивления. Часто такая характеристика используется в первых (рис. 4.2,б ― окружность 1) и во вторых (рис. 4.2,б ― окружность 2) ступенях дистанционной защиты. 38 Эллиптические характеристики (рис. 4.2,в) используются обычно в качестве второй и третьей ступеней. Трапецеидальные (рис. 4.2,г) и треугольная (рис. 4.2,д) характеристики используются для третьей ступени дистанционной защиты. Две круговые характеристики (рис. 4.2,е) используются для измерительного органа однофазного АПВ. В современных микропроцессорных защитах наряду с круговыми используются полигональные характеристики срабатывания с учетом ограничения по области нагрузок (рис. 4.2,ж) и повышенной чувствительности к КЗ на землю (рис. 4.2,з), а также в качестве пускового органа (рис. 4.2,и) а) б) в) г) д) е) ж) з) и) Рисунок 4.2. Характеристики срабатывания дистанционной защиты Кроме перечисленных выше характеристик срабатывания дистанционной защиты, могут использоваться и другие, ― например, в электрических сетях же39 лезной дороги используется характеристика, которая называется «замочная скважина». Чтобы чувствительность дистанционной защиты была максимальной при КЗ и чтобы она ложно не срабатывала при наибольшей нагрузке, характеристики срабатывания имеют формы, изображенные на рис. 4.2. Уставка угла максимальной чувствительности должна быть равна углу ЛЭП: ϕМЧ = ϕЛЭП, (4.2) где угол ЛЭП в свою очередь определяется по формуле ϕ ЛЭП = arctg x ЛЭП . rЛЭП Обычно ϕЛЭП = 45…78° и зависит от сече- ния провода, класса напряжения, Рисунок 4.3. Области сопротивлений нагрузки и КЗ т.е. расстояния между проводами. В то же время надо помнить, что на ЛЭП желаемый cosϕНАГР = 0,7…1,0, при этом ϕНАГР = 45…0°. В связи с вышесказанным можно нарисовать на комплексной плоскости сопротивления область (рис. 4.3), при попадании в которую защита должна срабатывать (область КЗ на ЛЭП) или не должна срабатывать (область нагрузки). 4.3 Реализация реле сопротивления Наиболее общая структурная схема реле сопротивления приведена на рис. 4.4 (подобную структуру имеет реле направления мощности). На рисунке 4.4 обозначены: ПТ и ПН – преобразователи тока и напряжения; У – уставка; СС1 и СС2 – схемы сравнения; ИО – исполнительный орган. В явном или косвенном виде реле сопротивления имеет такую структуру. Входной ток IВХ и Рисунок 4.4. Структурная схема входное напряжение UВХ преобрареле сопротивления зуются ПН и ПТ в напряжения UI и UU. Сигналы UI и UU могут быть как дискретными, так и аналоговыми. В зависимости от этого СС1 может быть как логическим элементом, например И, так и специальной фазосравнивающей схемой аналоговых сигналов. В схеме сравнения СС1 происходит вычисление сигнала, пропорционального ZР. Схема сравнения СС2 сравнивает вычисленную величину с уставкой У и, если последняя больше, подает команду исполнительному органу на отключение. 40 4.4 Первая ступень дистанционной защиты Сопротивление срабатывания. Аналогично токовой защите первой ступени первая ступень дистанционной защиты должна быть отстроена от КЗ в конце защищаемой линии, то есть: Z СI ,,АЗ < lW 1 ZУД , (4.3) где lW1 – длина защищаемой линии W1 (рис. 4.3); ZУД – удельное сопротивление линии W1. Чтобы требование селективности было обеспечено и условие выполнялось с необходимым запасом, запишем (4.3) следующим образом: I Z СI ,,АЗ ≤ kОТС ZW 1 , (4.4) I I ― коэффициент отстройки; kОТС = 0,8…0,9, ZW1 – сопротивление линии где kОТС W1, ZW 1 = lW 1 ZУД . Зона, защищаемая дистанционной защитой, составляет 80…90% от всей длины линии W1 (рис. 4.5). Время срабатывания защиты выбирается аналогично токовым защитам – для всех первых ступеней дистанционной защиты принимается tIС,З=0 (для защит, которые имеют собственную задержку на срабатывание tIС,З>0,08 с, так как быстродействующая защита должна быть отстроена от времени работы разрядников, которое равно tРАЗР=0,06 – 0,08 с). Чувствительность I ступени дистанционной защиты не проверяется, так как она защищает 80―90% линии. Рисунок 4.5. Линия электропередачи, защищаемая дистанционной защитой 4.5 Вторая ступень дистанционной защиты Сопротивление срабатывания. Вторая ступень дистанционной защиты отстраивается от конца зоны (рис. 4.6) действия I ступени защиты предыдущей линии W2, исходя из этого условия сопротивление ее срабатывания соответствуют выражению: 41 Z СII,З, А ≤ ⎛ II ⎜ kОТС ⎜ lW 1 ZУД ⎝ + ∗ kОТС Z СI ,,БЗ ⎞ ⎟, kТОК ,Б ⎟⎠ (4.5) Рисунок 4.6. Отстройка II ступени дистанционной защиты и зона ее действия или вторая ступень дистанционной защиты отстраивается от КЗ за трансформатором Т1 приемной подстанции в точке К3, из этого условия сопротивление ее срабатывания определяется следующим образом: ⎛ Z Т ,MIN II ⎜ ∗∗ + Z СII,З, А ≤ kОТС l Z k ОТС ⎜ W 1 УД kТОК ,Т ⎝ ⎞ ⎟, ⎟ ⎠ (4.6) где kТОК,Б ― коэффициент токораспределения, учитывающий несоответствие токов в защите KZ1 и в линии W2 подстанции Б при КЗ в K2; kТОК,Б ― коэффициент токораспределения, учитывающий несоответствие токов в защите KZ1 и в трансII форматоре Т1 подстанции Б при КЗ в K3; kОТС ― коэффициент отстройки, II I ∗ обычно kОТС ≈ kОТС ; kОТС ― коэффициент учитывает возможность отрицатель∗ ∗∗ ной погрешности органа сопротивления защит подстанции Б, kОТС <1; kОТС ― коэффициент учитывает погрешности измерения при K(2) за трансформатором с ∗∗ соединением обмоток Υ/Δ, часто принимается kОТС = 1. Время срабатывания защиты (аналогично токовым защитам) ― для всех вторых ступеней ДЗ принимается t СII,З = t СI ,З + Δt = 0,5 c ( Δt ― ступень селективности). Чувствительность второй ступени дистанционной защиты проверяется из соотношения: II kОТС Z СII,З ≥ ≥ 1 ,5 , ZK1 где ZK1 ― сопротивление до места короткого замыкания в точке К1. 42 (4.7) 4.6 Третья ступень дистанционной защиты Сопротивление срабатывания. Аналогично токовым защитам третья ступень дистанционной защиты отстраивается от наиболее тяжелого рабочего режима (сопротивление при этом наименьшее): Z СIII,З < Z РАБ ,MIN . (4.8) Однако более тяжелым является условие возврата реле сопротивления при отключении К1 (рис. 4.6) и возникшем самозапуске нагрузки: Z ВIII,З < Z СЗП . (4.9) По аналогии с МТЗ (3.13), из формулы (4.9) нетрудно получить: Z III , А С ,З ≤ III k ОТС U Р ,MIN k В k CЗП I Р ,MAX III , III (4.10) I где kОТС ― коэффициент отстройки, обычно kОТС ≈ kОТС ; k В ― коэффициент возврата реле сопротивления, k В >1; U Р , MIN ― минимальное напряжение, которое присутствует при самозапуске нагрузки после отключения КЗ в точке К1. Выражение (4.10) относится к третьей ступени дистанционной защиты с круговой характеристикой срабатывания (рис. 4.2,а) с центром в начале координат. Сопротивление срабатывания защиты с учетом направленности дистанционной защиты, т.е. со специальными характеристиками записывается: ― для круговой 2 ХС (рис. 4.2,б), проходящей [13] через начало координат: ZУ = где kОТС,Э ― эквивалентный k ОТС ,Э Z РАБ .MIN cos Δϕ коэффициент, , равный (4.11) kОТС ,Э III k ОТС ; = k В kCЗП Z РАБ ,MIN ―минимальное сопротивление максимального рабочего режима, Z РАБ ,MIN = U Р ,MIN I Р ,MAX ; Δϕ ― разница Δϕ =ϕР -ϕМЧ , между углами ϕР ― рабочего режима при самозапуске нагрузки и ϕМЧ ― максимальной чувствительности уставки защиты; ― для круговой 3 ХС (рис. 4.2,б), смещенной в III (I) квадрант на величину ZСМ (-ZСМ) [14]: Z СIII,З = kОТС ,Э Z РАБ .MIN ( kОТС ,Э Z РАБ .MIN ± Z СМ cos Δϕ ) k ОТС ,Э Z РАБ .MIN cos Δϕ ± Z СМ ; (4.12) ― для эллиптической 1 ХС (рис .4.2,в), проходящей через начало координат: Z СIII,З ⎛ sin 2 Δϕ ⎞ 2 ⎟⎟ kОТС Z РАБ ,MAX ⎜⎜ cos Δϕ + 2 ε ⎝ ⎠, = cos Δϕ 43 (4.13) где ε ― эллипсность (эксцентриситет), отношение малого радиуса эллипса к большому; ― для эллиптической ХС 2 (рис. 4.2,в), смещенной в третий квадрант на величину ZСМ: Z CIII,З ⎛ sin 2 Δϕ ⎞ 2 ⎟⎟ + Z CМ cos Δϕ kОТС ,Э Z РАБ ,MIN ⎜⎜ cos Δϕ + 2 ε ⎝ ⎠ = ; Z CМ cos Δϕ + kОТС ,Э Z РАБ ,MIN (4.14) ― для треугольной ХС (рис. 4.2. д): ⎧ III kОТС ,Э Z РАБ ,MIN sinϕ РАБ = 1 ,04 ⋅ k ОТС ,Э Z РАБ ,MIN sinϕ РАБ ⎪ Z C ,З = o o ; (4.15) cos( 90 − 75 ) ⎨ ⎪ при 35 o < ϕ РАБ < 115 o ,( 47 o < ϕ РАБ < 115 o ) ⎩ ― для трапецеидальной ХС (рис. 4.2,г): ⎧ kОТС ,Э Z РАБ ,MIN ( 3 ,3 cos ϕ РАБ − sin ϕ РАБ ) при 339 o < ϕ РАБ < 53 o ⎪ 1 ,5 ⎪ ⎪ kОТС ,Э Z РАБ ,MIN sin ϕ РАБ при 53 o < ϕ РАБ < 127 o ⎪ . (4.16) Z CIII,З = ⎨ kОТС ,Э Z РАБ ,MIN (sin ϕ РАБ − 3 ,3 cos ϕ РАБ ) при 127 o < ϕ РАБ < 201o ⎪ 1 ,5 ⎪ ⎪ kОТС ,Э Z РАБ ,MIN sin ϕ РАБ при 201o < ϕ РАБ < 339 o ⎪ − 0 ,15 ⎩ Время срабатывания третьей ступени дистанционной защиты (аналогично МТЗ) должно быть больше времени срабатывания третьей ступени дистанционной защиты предыдущей линии: tСIII, З, А ≥ tСIII, З, Б + Δt , (4.17) III , А где t С , З ― время срабатывания третьей ступени дистанционной защиты III ,Б (рис. 4.6) подстанции А, t С ,З ― время срабатывания третьей ступени дистанци- онной защиты подстанции Б; Δt ― ступень селективности, обычно Δt = 0,5 с. Чувствительность третьей ступени дистанционной защиты проверяется для основной зоны действия по выражению k III ОТС Z СIII,З ≥ ≥ 1 ,5 ZK1 (4.18) и для резервной зоны: k III ОТС Z СIII,З Z СIII,З III ≥ ≥ 1 ,25 или kОТС ≥ ≥ 1 ,25 . ZK2 ZK3 44 (4.19) 4.7 Особенности работы дистанционной защиты Мертвая зона дистанционной защиты При КЗ близких к защите (рис. 4.7) напряжение на шинах очень мало и принимается равным нулю. Электромагнитные, индукционные и полупроводниковые (с магнитоэлектрическим исполнительным органом) реле сопротивления в этом случае не срабатывают из-за того, что результирующий момент от напряжения меньше противодействующего момента пружины. Рисунок 4.7. Участок сети с близким к защите КЗ Такое обстоятельство для защиты называется «мертвой зоной». Применяют два способа для устранения мертвой зоны: ― вводится дополнительная обмотка напряжения, к которой подключается резонансный контур, называемый контуром «памяти». К этому контуру подводится UВХ пропорциональное UРАБ; ― дополнительный контур «памяти» питается от токовых цепей с током IР. В микропроцессорных защитах мертвая зона устраняется программно. Качания и асинхронный режим работы. При качаниях и асинхронном режиме сопротивление, подводимое к реле, изменяется по величине и по фазе. Возможный годограф движения входного сопротивления при асинхронном ходе возбужденного генератора показан на рис. 4.8, окружность 1 [12]. Это входное сопротивление периодически попадает в область (заштрихованную характеристику, рис. 4.2) срабатывания защиты. Причем время, в течение которого сопротивление попадает в Рисунок 4.8. Траектории сопротивле- зону срабатывания защиты при качаниях, достаточно, чтобы успели ний на зажимах генераторов отработать I и II ступени защиты и отключился выключатель. Дуга 2 (рис. 4.8) соответствует траектории сопротивления при глубоких синхронных качаниях в электроэнергетической системе. Возможны также ложные срабатывания защит при наложении качания на КЗ. 45 Для исключения неправильного срабатывания дистанционной защиты при качаниях и асинхронном режиме, в случае нарушения устойчивости параллельной работы генераторов, предусматривается специальная блокировка при качаниях. Применяют два способа: ― производится пуск защиты на время, достаточное для срабатывания ее ступеней при КЗ в защищаемой зоне, в случае даже кратковременного появления аварийной составляющей (например, токи и напряжения обратной, нулевой последовательностей); ― производится пуск защиты на срабатывание, если приращение сопротивления имеет большое значение, которое при КЗ во много раз превышает приращение сопротивления при качаниях. Нарушение цепей напряжения защиты Дистанционные защиты могут неправильно срабатывать при перегорании предохранителей (срабатывании автоматических выключателей) в цепях трансформатора напряжения, поэтому предусматривается специальная блокировка при исчезновении питания. Блокировки имеют разные принципы работы: ― дистанционные защиты дополняются пусковыми токовыми органами максимального действия (могут использоваться токи обратной и нулевой последовательностей), которые запрещают срабатывать при отсутствии аварийного тока; ― сравниваются напряжение нулевой последовательности (рис. 4.9) полученного из «звезды» вторичной обмотки трансформатора напряжения и напряжение нулевой последовательности в «разомкнутом треугольнике» [1]. Рисунок 4.9. Блокировка при исчезновении сигнала в цепях напряжения: а)устройство блокировки дистанционной защиты при исчезновении напряжения в цепях трансформатора напряжения; б) векторная диаграмма Обмотки w1 и w3 трансформатора TL1 – первичные, подключаемые через добавочные резисторы к трансформатору напряжения. Обмотка w2 является компенсационной. Измерительное реле подключается через выпрямительный мост ко вторичной обмотке. Сопротивления находятся в соотношении RA = 2 RB = 2 RC, поэтому в симметричном режиме токи равны 2|IA |= |IB |= |IC |. В нормальном ре46 жиме работы IAΛ = ― IN, поэтому в обмотке w3 напряжение отсутствует. При появлении в сети напряжения нулевой последовательности в трансформаторе оно вычитается компенсационной обмоткой w2. В случае исчезновения напряжения в одной или в двух фазах защиты возникает напряжение нулевой последовательности, изменяются величина и фаза тока в обмотке трансформатора TL1, которая включена в нулевой провод. В обмотке w3 появляется напряжение, реле KV1 срабатывает и блокирует дистанционную защиту. Вопросы для самопроверки 1. Принцип действия дистанционной защиты ЛЭП. 2. Структурная схема реле сопротивления. Какие характеристики срабатывания используются в дистанционной защиты? 3. Первая ступень дистанционной защиты ЛЭП. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 4. Вторая ступень дистанционной защиты ЛЭП. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 5. Третья ступень дистанционной защиты ЛЭП. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 6. Что такое мертвая зона дистанционной защиты? 7. Каковы особенности работы дистанционной защиты при качаниях и асинхронном режиме системы? 8. Каковы особенности работы дистанционной защиты при нарушении цепей напряжения дистанционной защиты? 47 ЛЕКЦИЯ 5 5.1 Поперечная дифференциальная защита ЛЭП Принцип действия [15] защиты основан на вычитании токов, протекаемых через трансформаторы тока одноименных фаз TA1 и TA2 при КЗ на линиях W1 или W2 (рис. 5.1). Защита включается на разность одноименных фаз ЛЭП, подключенных через разные выключатели ― Q1 и Q2. В нормальном режиме, при питании нагрузки SН, токи через трансформаторы тока TA1 и TA2 протекают одинаковые, и ток в реле равен определяется следующим образом: I Р = I TA1 ,РАБ − I TA 2 ,РАБ = I НБ ≈ 0 . (5.1) Рисунок 5.1. Поперечная дифференциальная защита двухцепной ЛЭП При КЗ в точке К1 в реле протекает ток: I KAW = I TA1 ,К 1 − I TA 2 ,K 1 = ΔI K 1 > I C ,Р . (5.2) Но при КЗ в конце одной из линий W1 или W2 защита может не сработать: I KAW = I TA1 ,К 2 − I TA 2 ,K 2 = ΔI K 2 < I C ,Р , (5.3) так как токи ITA1,K2 и ITA2,K2 отличаются друг от друга на очень малую величину, соизмеримую с током небаланса. Этого тока недостаточно для срабатывания реле KAW1. Таким образом, защита имеет мертвую зону, находящуюся в конце ЛЭП. Ток срабатывания защиты выбирается наибольший из двух условий: ― несрабатывания при наибольшем небалансе, протекающем по реле при максимальном внешнем КЗ: I С ,З ≥ k ОТС ⋅ I НБ ,МАХ ,РАСЧ , (5.4) ― несрабатывания защиты при отключении одного из выключателей противоположного конца ЛЭП: I С ,З ≥ k ОТС ⋅ I РАБ ,МАХ . kВ (5.5) Время срабатывания защиты – специальная задержка на срабатывание не устанавливается. Чувствительность защиты оценивается по формуле 48 kЧ = I К 2 ,MIN ≥ 2. I C ,З (5.6) Необходимо отметить, что kЧ определяется для двух режимов: при включенных выключателях Q1 – Q4 (рис.5.1) и в режиме, когда выключатель с противоположной стороны поврежденной цепи уже отключен (режим каскадного отключения). Область применения. Дифференциальная защита применяется для двух параллельных линий с одинаковыми параметрами и одним выключателем. Часто в таком виде она используется для защиты двух параллельных кабельных линий. Защита применяется от многофазных КЗ и однофазных коротких замыканий в сети с заземленной нейтралью. 5.2 Особенности работы поперечной дифференциальной защиты ЛЭП Поперечная дифференциальная защита при определенных режимах имеет особенности работы: ― первая особенность – мертвая зона, которая возникает при КЗ в конце одной из ЛЭП. Это устраняется включением аналогичной защиты на противоположном конце ЛЭП; ― вторая заключается в том, что при отключении одной из ЛЭП защита может ложно сработать и отключить вторую ЛЭП. Поэтому защита предварительно должна быть выведена из работы или автоматически блокироваться и дополняться другими защитами; ― третья особенность состоит в том, что ― такая защита не может определить поврежденную ЛЭП и отключает обе линии. Это устраняется использованием органа направления мощности, которое будет рассмотрено в следующем параграфе. Кроме перечисленных особенностей, имеется возможный случай неправильной работы поперечной дифференциальной защиты (рис. 5.2), когда на линии, например W1, происходит КЗ с одновременным обрывом провода ЛЭП. Причем КЗ находится за местом обрыва проводника и по W1 ток не протекает, следовательно в ТА1 тока нет. Рисунок 5.2. Возможный случай неправильной работы поперечной дифференциальной защиты 49 Ток КЗ протекает через ТА2, и защита KAW1 неправильно действует, отключая неповрежденную линию W2. 5.3 Направленная поперечная дифференциальная защита ЛЭП Чтобы повысить избирательность, чтобы защита правильно срабатывала при поTA1 W1 Q1 вреждениях и отключала поG1 врежденную ЛЭП, применяют направленную поперечную дифференциальную защиту. TA2 W2 Q2 Принципиальная схема наKW1 правленной поперечной дифференциальной защиты ЛЭП KAW1 TV1 приведена на рис. 5.3. На схеме KW1 является органом направления мощности двухРисунок 5.3. Принципиальная схема стороннего действия, т.е. он направленной поперечной замыкает контакты: KW1.1, дифференциальной защиты ЛЭП если на линии W1 мощность направлена от шин в линию, и KW1.2, если на линии W2 мощность направлена от шин в линию. Реле KAW1 является пусковым. Расчетным условием для выбора тока срабатывания защиты является больший ток из формул (5.4) и (5.5). 5.4 Продольная дифференциальная защита ЛЭП Наряду с поперечными дифференциальными защитами на ЛЭП используются продольные дифференциальные защиты. Они являются защитами с абсолютной селективностью. Принцип действия дифференциальной защиты ЛЭП с проводным каналом, как и всех дифференциальных защит [15] основан на разности токов I2,TA1 и I2,TA2, протекаемых через трансформаторы тока TA1 и TA2 (рис. 5.4), соответственно. При внешнем КЗ в точке К1 токи протекают к месту повреждения. Результирующий ток в реле соответствует выражению I KAW 1 = I 2 ,TA1 − I 2 ,TA 2 = I НБ < I C , Р . (5.7) Рисунок 5.4. Токи в реле при внешнем КЗ в точке К1 50 Максимальный ток КЗ является расчетным для отстройки защиты от срабатывания при внешнем повреждении в К1. При КЗ в зоне действия защиты (рис. 5.5), в точке К2, ток I1,TA1 к повреждению протекает через трансформатор тока ТА1 от системы G1 (в худшем случае). Рисунок 5.5. Токи в реле при КЗ в зоне действия защите в точке К1 Если со стороны выключателя имеется питание, то ток I1,TA1 через ТА2 подпитывает КЗ (на рис.5.5 этот вариант не рассмотрен). Результирующий ток в реле: I KAW 1 = I 2 ,TA1 = IК2 > IC ,Р . kТА1 (5.8) Ток срабатывания. Защита не должна срабатывать при максимальных внешних КЗ в точке К1 (рис. 5.4), а также при качаниях, когда эти токи больше IК,ВН,MAX: I С ,З ≥ k ОТС ⋅ I НБ ,МАХ ,РАСЧ . (5.9) Время срабатывания защиты – специальная задержка на срабатывание не устанавливается. Чувствительность защиты рассчитывается по выражению: kЧ = I К 2 ,MIN ≥2, I C ,З (5.10) где IК2,MIN: ― минимальный ток КЗ в точке К2 (рис. 5.5). Область применения. Такая защита не может использоваться на протяженных линиях, так как: большое сопротивление контрольного кабеля перегрузит трансформаторы тока ТА1 и ТА2, они войдут в насыщение и исказят сигнал тока; неизвестно, в каком месте устанавливать реле КАW1; при его срабатывании нужно передавать сигнал об отключении на другой конец ЛЭП. В связи с вышеупомянутыми недостатками такая продольная дифференциальная защита используется на коротких шино- и токопроводах, срабатывает при всех многофазных КЗ. 5.5 Продольная дифференциальная защита ЛЭП с реле на обоих концах и проводным каналом Для уменьшения нагрузки трансформаторов тока используют промежуточные трансформаторы тока TLA1 и TLA2 (рис. 5.6). В такой продольной дифференциальной защите появилась возможность использовать по реле на каждом из концов ЛЭП. Каждое реле действует на свой выключатель. 51 На рис. 5.6 показаны направления вторичных токов от промежуточных трансформаторов тока при внешнем КЗ в точке К1. Через реле KAW1 протекает ′ TLA1 = ток I 2,TLA1 , составляющий часть тока I 2,TLA1 + I 2, I 1,TA1 (чуть больше kTA1kTLA1 ′ TLA1 протекает через реле KAW2. Это объясняется половины), меньшая часть I 2, тем, что через большее сопротивление (контрольный кабель от TLA1 до KAW2) протекает меньший ток I2,′TLA1, а через меньшее сопротивление – больший I 2,TLA1 . Рисунок 5.6. Токи в реле продольной дифференциальной защиты с промежуточными трансформаторами при внешнем КЗ в точке К1 Аналогично перераспеределяются токи от трансформатора TLA2. В связи с вышесказанным при внешнем КЗ в точке К1 через реле KAW1 и KAW2 протекают разности токов от трансформаторов TLA1 и TLA2. Эти разности составляют довольно большой небаланс: I KAW1 = I 2,TLA1 − I 2,′ TLA2 = I НБ,1 , (5.11) I KAW2 = I 2,TLA2 − I 2,′ TLA1 = I НБ,2 . (5.12) Токи небаланса тем больше, чем длиннее ЛЭП. При КЗ в зоне действия продольной дифференциальной защиты токи протекают так, как показано на рис. 5.7. Рисунок 5.7. Токи в реле продольной дифференциальной защиты с промежуточными трансформаторами при КЗ в зоне действия в точке К2 52 В этом случае через реле KAW1 и KAW2 протекают суммы токов от трансформаторов TLA1 и TLA2: I KAW1 = I 2,TLA1 + I 2,′ TLA2 = I К2 , (5.13) I KAW2 = I 2,TLA2 + I 2,′ TLA1 = I К2 . (5.14) Так как в схеме используется два реле, то при КЗ по каждому из них протекает в два раза меньший ток, чем если бы было одно реле. Поэтому чувствительность данной защиты в два раза ниже обычной продольной дифференциальной защиты, рассмотренной в 5.4. 5.6 Односистемная продольная дифференциальная защита ЛЭП с реле на обоих концах и проводным каналом Для реализации продольной дифференциальной защиты ЛЭП по п. 5.5 необходимы комплекты реле в каждой фазе, с обоих концов линии ― таким образом, шесть реле. Возможно исполнение продольной дифференциальной защиты на двух реле, если они включаются через фильтры тока (рис. 5.8). Обычно используются комбинированные фильтры прямой и обратной последовательностей I1+kI2 или прямой и нулевой последовательностей I1+kI0 [15]. Такая защита называется односистемной продольной дифференциальной. Рисунок 5.8. Односистемная продольная дифференциальная защита ЛЭП с реле на обоих концах и проводным каналом 5.7 Особенности работы продольных дифференциальных защит Самым ненадежным элементом таких защит является проводной канал связи, обеспеченный контрольным кабелем. Обрыв соединительного провода приведет к излишнему срабатыванию защиты, а замыкание между жилами контрольного ка53 беля приведет к отказу защиты. Поэтому контроль исправности проводного канала является необходимой потребностью для обеспечения надежной работы продольной дифференциальной защиты. Широкое применение нашел метод контроля контрольного кабеля с наложением постоянного тока от дополнительного источника и контролирующих реле, блокирующих действие защиты при обрыве провода контрольного кабеля и исчезновении цепи для постоянного тока. 5.8 Продольная дифференциально-фазная высокочастотная защита Принцип действия защиты аналогичен предыдущей ― продольной дифференциальной защите, но вместо проводного канала применяется высокочастотный канал [17, 18], осуществленный по проводам ЛЭП (рис. 5.9). Рисунок 5.9. Продольная дифференциально-фазная высокочастотная защита: ДФЗ1 и ДФЗ2 ― первый и второй полукомплекты дифференциально-фазной высокочастотной защиты; ЗФ1 и ЗФ2 ― заградительные фильтры; С1 и С2 ― конденсаторы связи; ПР/ПД1 и ПР/ПД2 ― приемник передатчик; TА1 и TА2 ― трансформаторы тока. В режиме внешнего КЗ (точка К2) ток протекает от источника G1 к месту повреждения. За положительное направление принимается направление от шин в линию, поэтому через ТА1 ток будет иметь положительное направление, а через ТА2 ― отрицательное. При положительной полуволне тока каждый полукомплект формирует высокочастотный (ВЧ) сигнал (рис. 5.10), с частотой модуляции 10―500 кГц. Так как направления токов различны, положительные полуволны в один и тот же момент времени не совпадают. Высокочастотный сигнал передается в ЛЭП через конденсатор связи С1 (С2). С противоположной стороны сигнал поступает в приемник с незначительно уменьшенной амплитудой, так как ВЧ - сигнал по мере прохождения по ЛЭП затухает. Приемник каждого полукомплекта принимает свой ВЧ - сигнал и сигнал от другого полукомплекта. Оба сигнала складываются, и в результате присутствует непрерывный ВЧ - сигнал. Выходное реле в этом случае не срабатывает (рис. 5.10). При КЗ в зоне действия (точка К1), ток через ТА1 протекает от источника G1, через ТА2 от G2 к месту повреждения (рис. 5.11). Направления токов через каждый полукомплект положительны, полуволны совпадают. В каждом полукомплекте оба сигнала складываются, и в результате присутствует прерывающийся ВЧ - сигнал. Выходное реле срабатывает. Защиты срабатывают без выдержки времени. 54 Рисунок 5.10. Сигналы в защите при внешнем КЗ в точке К2 Рисунок 5.11. Сигналы в защите при КЗ в зоне действия в точке К1 55 ЗФ нужны для того, чтобы ВЧ-сигнал не выходил за пределы защищаемой ЛЭП и не влиял на работу аналогичных защит смежных линий. Недостатки дифференциально-фазной высокочастотной защиты: ― при оледенении проводов сигналы полностью затухают, не поступают в другой полукомплект и защита может ложно сработать. Для исключения такого действия необходимо контролировать момент оледенения и проводить организационно технические мероприятия по плавке льда; ― высокая стоимость дифференциально-фазной высокочастотной защиты и относительная сложность; ― при качаниях защита может неправильно сработать, при условии расположения электрического центра качания на защищаемой ЛЭП. Для предотвращения ложной работы используется специальная блокировка при качаниях, подобная дистанционным защитам; ― высокочастотные помехи могут автоматически выводить защиты из работы. Перспективным направлением является использование оптоволоконного канала для дифференциально-фазной высокочастотной защиты. Область применения. Такие защиты могут использоваться на ЛЭП большой длины и напряжением 110―1150 кВ. Это единственная защита, которая мгновенно отключает выключатели ЛЭП обоих концов при КЗ в пределах линии при любой конфигурации сети. Вопросы для самопроверки 1. Принцип действия поперечной дифференциальной защиты ЛЭП. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 2. Каковы особенности работы поперечной дифференциальной защиты ЛЭП? 3. Принцип действия направленной поперечной дифференциальной защиты ЛЭП. 4. Принцип действия продольной дифференциальной защиты ЛЭП. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 5. Каковы особенности работы продольных дифференциальных защит ЛЭП? 6. Принцип действия продольной дифференциально-фазной высокочастотной защиты ЛЭП. 56 ЛЕКЦИЯ 6 6.1 Повреждения и ненормальные режимы работы трансформаторов В процессе эксплуатации трансформатора могут возникать повреждения и ненормальные режимы работы. К ненормальным режимам работы трансформатора относятся: ― перегрузка ― возникает при превышении трансформируемой мощности номинальной (длительная перегрузка приводит к нагреву, тепловому пробою изоляции и к витковому или междуфазному КЗ); ― снижение уровня масла в результате вытекания масла при возникновении трещины или отверстия в баке (при длительной работе без масла изоляция обмоток впитывает влагу, что приводит к ее пробою); ― повышение напряжения (в результате атмосферных или коммутационных перенапряжений возможен пробой изоляции). К повреждениям трансформатора относятся: ― «пожар» стали – при исчезновении изоляции между пластинами магнитопровода появляется зона, в которой вихревые токи (токи Фуко) увеличиваются и нагревают ее, а дальнейшее воздействие температуры приводит к сплавлению пластин и расширению этой зоны (длительная работа с таким повреждением приводит к нагреву магнитопровода, к повышенным потерям холостого хода, к тепловому пробою изоляции и к междуфазнаым КЗ); ― однофазные замыкания (для сети с изолированной нейтралью) – вне бака на землю или внутри бака на корпус; ― двойные однофазные замыкания (для сети с изолированной нейтралью) – при возникновении однофазного замыкания к фазной изоляции прикладывается линейное напряжение, что может привести к ее повреждению; ― витковое замыкание одной фазы возникает при нарушении изоляции проводника (приводит к нагреванию короткозамкнутого витка и горению дуги в месте замыкания); ― однофазные КЗ (для сети с заземленной нейтралью) при повреждении фазной изоляции (сверхток при таком повреждении воздействует на проводники электродинамическим и термическим факторами); ― междуфазные КЗ (сверхток как при однофазном КЗ). Во избежание длительных воздействий при вышеупомянутых поврежденях и ненормальных режимов работы применяются токовые защиты – отсечка или продольная дифференциальная отсечка, максимальная токовая защита [1, 16, 19, 20, 21] и защита от перегрузки используются на всех трансформаторах и автотрансформаторах. На всех маслонаполненных трансформаторах наружной установки мощностью более 6,3 МВА применяется газовая защита. 6.2 Токовая отсечка Токовая отсечка применяется на трансформаторах мощностью до 4 МВА. По аналогии с первой ступенью токовой защиты ЛЭП отстраивается от максимально- 57 го тока КЗ (рис. 6.1) в конце защищаемого участка ― за трансформатором в точке К3. Рисунок 6.1. Схема защищаемого трансформатора Ток срабатывания защиты определяется по выражению I С , З ≥ kОТС I К 3 , MAX , (6.1) где kОТС – коэффициент отстройки, kОТС = 1,2…1,3; IК3,МАХ – максимальный ток КЗ в точке К3. Время срабатывания защиты принимается равным нулю tС , З = 0 , (6.2) Коэффициент чувствительности токовой отсечки рассчитывается по выражению kЧ = I К 1 ,MIN ≥ 2, I C ,З (6.3) где IК1,МIN – минимальный ток КЗ в точке К1. 6.3 Продольная дифференциальная защита Защита применяется на трансформаторах с мощностью более 6,3 МВА. Принцип действия [22] основан на вычислении разности токов I1,TA1 и I1,TA2, протекаемых через трансформаторы тока TA1 и TA2 (рис. 6.2) соответственно. Рисунок 6.2. Работа дифференциальной защиты трансформатора при внешнем КЗ в точке К1 При внешнем КЗ в точке К1 токи протекают к месту повреждения, а вторичные токи трансформаторов тока в реле вычитаются, и результирующий ток равен: I KA1 = I 2,TA1 − I 2,TA2 = I НБ < I C, P . (6.4) Реле в этом случае не срабатывает. 58 При КЗ в зоне действия защиты, в точке К2 (рис. 6.3), возможны два варианта: 1) когда со стороны НН имеется источник питания или КЗ подпитывается электродвигателями, соизмеримой мощностью; 2) когда со стороны НН отсутствует какой-либо источник питания, который может подпитывать КЗ. В первом случае через реле протекает суммарный ток КЗ двух трансформаторов тока: I KA1 = I 2,TA1 + I 2,TA2 = I K2 I + K2 > I C, P . kTA1 kTA2 (6.5) Во втором случае через реле протекает ток КЗ одного трансформатора тока и равен: I KA1 = I 2,TA1 = I K2 > I C, P . kTA1 (6.6) Рисунок 6.3. Работа дифференциальной защиты трансформатора при КЗ в зоне действия защиты в точке К2 В обоих случаях ток, протекаемый в реле, больше тока его срабатывания. Ток срабатывания защиты. Защита отстраивается от тока IНБ,Σ небаланса, который возникает при максимальном внешнем IК1,МАХ токе КЗ в точке К1 (рис. 6.2): I С , З ≥ kОТС ⋅ I НБ ,Σ , (6.7) где IНБ,Σ ― суммарный ток небаланса, I НБ ,Σ = I НБ 1 + I НБ 2 + I НБ 3 . Каждая из составляющих тока небаланса находится по следующим формулам I НБ 1 = k A ⋅ kОДН ⋅ ε ⋅ I К 1 , MAX , (6.8) I НБ 2 = ΔU РЕГ ⋅ I К 1 , MAX , I НБ 2 = Δf ⋅ I К 1 , MAX , (6.9) (6.10) где kA⋅ ― коэффициент, учитывающий влияние апериодической составляющей тока КЗ на быстодействующие защиты (без выдержки времени), для защит с быстронасыщающимися трансформаторами kA=1; kОДН ― коэффициент, учитывающий однотипность трансформаторов тока, для разных ТТ kОДН=1; ε ― погрешность ТТ, удовлетворяющая ε = 0,1; ΔUРЕГ ― половина регулировочного диапазона РПН трансформатора (каталожные данные); Δf ―⋅относительная 59 погрешность защиты, вызванная разницей между расчетным (обычно нецелым) числом витков реле и установленным (целым) числом витков. Вторым условием является отстройка от броска тока намагничивания: I С , З ≥ kОТС ⋅ I Н ,ТР , (6.11) где IН,ТР ― номинальный ток трансформатора. Из расчетных двух условий (6.7) и (6.11) выбирается наибольший ток срабатывания продольной дифференциальной защиты. Время срабатывания защиты принимается равным нулю tС , З = 0 . (6.12) Коэффициент чувствительности дифференциальной защиты определяется и сравнивается с величиной, требуемой по правилам [5]: kЧ = I К 2 ,MIN ≥ 2, I C ,З (6.13) где IК2,МIN ― минимальный ток КЗ в точке К2 (рис. 6.3). Особенности работы продольной дифференциальной защиты трансформатора. Иногда возникающий бросок тока намагничивания силового защищаемого трансформатора составляет (5…8)IН,ТР, а величина тока КЗ (за трансформатором) ― (7…18)IН,ТР. Как видно, эти диапазоны перекрываются. Однако при броске тока намагничивания защита должна блокироваться, а при КЗ должна отключать трансформатор. Чтобы отличить бросок тока намагничивания от КЗ, рассмотрим его характер и причину возникновения. При включении трансформатора на холостой ход или при восстановлении питания после отключения КЗ на смежном присоединении величина остаточной намагниченности может быть в противофазе поданному напряжению. В наихудшем случае (в действительности он невозможен) магнитная индукция в трансформаторе может достигнуть 2ВНОМ. Естественно, что при такой индукции трансформатор войдет в глубокое насыщение и будет размагничиваться от нескольких периодов до нескольких десятков периодов промышленной частоты. При этом в трансформаторе будет протекать ток с большой апериодической составляющей с явно выраженными характерными «острыми» максимумами (рис. 6.4). Рисунок 6.4. Форма броска тока намагничивания 60 Бросок тока намагничивания характеризуется следующими основными признаками [1]: ― одна полуволна за период (при КЗ – две); ― большая доля (до 60%) второй гармоники – 100 Гц; ― наличие апериодической составляющей тока (до 55%); ― наличие бестоковой паузы большей ½Т , около 0,01 с. При возникновении и определении этих четырех признаков дифференциальная защита должна блокироваться, не должна действовать на отключение выключателя. 6.4 Максимальная токовая защита Эта защита аналогична третьей ступени токовой защиты. Ток срабатывания защиты рассчитывается по известному раннее выражению: I С ,З ≥ kОТС ⋅ k CЗП ⋅ I Н ,ТР . kВ (6.14) Время срабатывания подобно всем максимальным токовым защитам отстраивается от предыдущей МТЗ, в данном случае ― МТЗ низкой стороны трансформатора: t С ,З ,ВН ≥ t С ,З ,НН + Δt . (6.15) Коэффициент чувствительности находится и сравнивается с требуемым по правилам [5] kЧ = I К 3 ,MIN ≥2. I С ,З (6.16) 6.5 Защита от перегрузки Аналогии такой защиты в защитах ЛЭП не имеется, но так как она имеет наименьший ток срабатывания, можно сказать, что это четвертая ступень токовой защиты. Защита срабатывает на разгрузку, а затем через выдержку времени, если ток не станет меньше уставки защиты от перегрузки ― на отключение. Ток срабатывания защиты рассчитывается по формуле I С ,З ≥ kОТС ⋅ I Н ,ТР , kВ (6.17) где kОТС ― коэффициент отстройки, kОТС = 1,05. Время срабатывания защиты выбирается больше времени максимальной токовой защиты. Коэффициент чувствительности защиты не рассчитывается. 61 6.6 Газовая защита Применяется на всех масляных трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более. Газовое реле 1 (рис. 6.5) устанавливается между основным баком трансформатора 2 и расширительным 3. Чтобы у трансформатора был небольшой уклон ― около 2%, под катки устанавливают подкладку 4. Газовое реле имеет два измерительных органа (рис. 6.6) в виде двух поплавков (возможны исполнения газового реле с двумя чашечками или лопатками). Поплавки изображены для случая, когда имеется масло, и они наРисунок 6.5. Схема установки ходятся во всплывшем состоянии. газовой защиты трансформатора Большой поплавок 2 (чувствительный), срабатывает при небольших скоростях газово-масляного потока и действует на сигнал. Малый (грубый) поплавок 3, срабатывает при больших скоростях газовомасляного потока и действует на отключение. Газовая защита срабатывает также при понижении уровня масла в баке трансформатора. Принцип действия газовой защиты основан на том, что при повреждениях внутри корпуса трансформатора («пожар» стали, витковые замыкания, междуфазные КЗ и замыкания обмотки на корпус), сопровождаемых дугой, трансформаторное масло, при отсутствии воздуха, разлагается на углерод и водород. Углерод в виде частиц остается в масле, загрязняя его, а воРисунок 6.6. Устройство газового реле дород в виде газово-масляных путрансформатора: 1 ― корпус защиты; зырей через газовое реле перетекает 2 ― большой поплавок, 3 ― малый в расширительный бак. Скорость поплавок; 4 ― магниты; 5 ― герконы протекания газово-масляного потока зависит от величины тока повреждения. Чем больше ток, тем больше выделяется энергии, тем больше выделяется объем газово-масляных пузырей, тем быстрее этот поток. В газовом реле создается турбулентный поток. Поплавки, находящиеся в нормальном состоянии в верхнем положении, начинают производить колебательные движения, при этом магниты 4 совмещаются с герконами 5, и последние кратковременно замыкают свои контакты. Этого достаточно, чтобы подать команду с «самоподхватом» на сигнал или на отключение. 62 Время действия защиты составляет 0,1…0,3 с, поэтому она не может быть основной, к тому же она использует неэлектрический принцип. Особенность работы газовой защиты. Защиту необходимо переводить из отключения на сигнал в следующих случаях: а) при замене или доливке масла; б) при производстве взрывных работ; в) при повторяющихся землетрясениях. 6.7 Специальная токовая защита нулевой последовательности с заземляющим проводом Защита используется на трансформаторах, работающих в сети с глухозаземленной нейтралью, и высшим напряжением 110-220 кВ. Схема подключения ТТ и защиты изображена на рис. 6.7. Трансформатор установлен на железобетонном фундаменте. Действие защиты основывается на различии значений токов, проходящих по заземляющему проводу, при внешних КЗ и перекрытиях на корпус бака, наружных перекрытий втулок [1]. Ток срабатывания защиты выРисунок 6.7. Токовая защита нулевой бирается из условия отстройки от последовательности с заземляющим тока небаланса в нулевом проводе, проводом протекающего через трансформатор ТА1: I С , З ≥ kОТС ⋅ kТ , P 1 ⋅ kТ , P 2 ⋅ 3 I 0 , (6.18) где kОТС ― коэффициент отстройки, kОТС = 1,5 ― 2; kТ,Р2 ― коэффициент токораспределения для 3I0 в месте КЗ, kТ,Р1 ― коэффициент токораспределения, учитывающий часть тока kТ,Р2 3I0, ответвляющегося на фундамент. Коэффициент чувствительности защиты рассчитывается по формуле kЧ = 3 I 0 , MIN ≥ 1 ,5 , IС ,З (6.19) где I0,MIN ― полный ток в месте повреждения. Время действия защиты равно tС,З = 0,3…0,5 с. В нашей стране такая защита используется в основном для выявления поврежденной фазы трехбаковых автотрансформаторов для совместного действия основных защит на устройство пожаротушения одной фазы. 63 6.8 Специальная токовая защита нулевой последовательности В некоторых сетях низкого напряжения 0,4 кВ, трудно обеспечить согласование защит, выполненных на автоматических выключателях или добиться требуемой чувствительности. В этих случаях применяется специальная резервная токовая защита нулевой последовательности от КЗ на землю на стороне низшего напряжения (НН). Трансформатор тока защиты (рис. 6.7) включается в заземляющий провод нейтрали обмоток НН [21]. Ток срабатывания защиты выбирается из условия отстройки от тока небаланса в нулевом проводе, протекающего через трансформатор ТА1: I С , З ≥ kОТС ⋅ I НБ , (6.20) Рисунок 6.8. Место включения ТТ kОТС ― коэффициент где специальной токовой защиты нулевой отстройки, kОТС = 1,5…2; IНБ ― последовательности максимально допустимое значение тока небаланса, в соответствии с ГОСТ 11677-85 IНБ = 0,25 IН,ТР для трансформаторов со схемой соединения Y/Y0 и IНБ = 0,75 IН,ТР для трансформаторов со схемой соединения Δ/Y0. Время действия защиты минимально и равно нулю: tС , З = 0 , (6.21) если в сети нет других токовых защит нулевой последовательности. Если на элементах сети 0,4 кВ имеется дополнительная защита нулевой последовательности, то для защиты нулевой последовательности на выводах время срабатывания tС,З = 0,3…0,4 с, а в нейтрали tС,З = 0,6…0,8 с. При расчете коэффициента чувствительности защиты используется минимальное значение тока однофазного КЗ на стороне НН трансформатора: ) I К( 1,MIN kЧ = ≥ 1 ,5 . I C ,З 6.9 Схема защиты трансформатора Схема защиты трансформатора представлена на рис. 6.9, 6.10. 64 (6.22) Рисунок 6.9. Первичные и вторичные цепи защиты трансформатора 65 Рисунок 6.10. Цепи трансформатора постоянного оперативного тока защиты Вопросы для самопроверки 1. Каковы повреждения и ненормальные режимы работы трансформаторов? 2. Принцип действия токовой отсечки трансформатора. Расчет тока срабатывания, проверка чувствительности. 3. Принцип действия продольной дифференциальной защиты трансформатора. Расчет тока срабатывания, проверка чувствительности. 4. Что такое бросок тока намагничивания трансформатора? 5. Принцип действия максимальной токовой защиты трансформатора. Расчет тока и времени срабатывания, проверка чувствительности. 6. Принцип действия защиты от перегрузки трансформатора. Расчет тока и времени срабатывания. 7. Принцип действия газовой защиты. 8. От каких повреждений применяется специальная токовая защита нулевой последовательности с заземляющим проводом? 66 ЛЕКЦИЯ 7 7.1 Ненормальные режимы работы и повреждения электродвигателей Особенность защиты электродвигателей заключается в том, что во время работы протекают электромеханические процессы. Электродвигатели критичны к небольшим перегрузкам из-за компактности и малых габаритов. Вследствие постоянной вибрации изоляция ускоренно стареет, а при несинхронных режимах у синхронных электродвигателей возможна поломка вала. Анализ повреждений электродвигателей (ЭД) указывает на возможные ненормальные режимы работы и повреждения. К ненормальным режимам работы относятся: ― перегрузка. В соответствии с МЭК допустимое время tДОП перегрузки можно рассчитать по формуле t ДОП = где I* = I ПР I Н , ДВ A I * 2 −1 , (7.1) , IПР ― ток перегрузки, IН,ДВ – номинальный ток двигателя, А ― тепловая постоянная (для мощных машин А=250, для остальных А=150); ― понижения напряжения. Для Рисунок 7.1. Тепловая неответственных потребителей характеристика двигателя допускается снижение напряжения до (0,65…0,75)Uном, а для ответственных ― до 0,5Uном, а при дальнейшем снижении надо отключать асинхронный двигатель (так как при снижении напряжения увеличивается ток); ― несимметрия возникает в результате неодинаковой фазной нагрузки сети, происходит перекос питающего напряжения. При работе двигателя от несимметричного напряжения возникает обратная последовательность, которая ведет к нагреву статора и ротора. Рекомендуют [1] отключать двигатель при I2≥0,1IН,ДВ. К ненормальному режиму причисляется обрыв фазы. Двигатель может быстро перегреться и повредиться, если не отключить при возникновении такого режима (в этом случае I2=0,5⋅I1). К повреждениям относятся: ― междуфазные КЗ ― двух- (К(2)) и трехфазные (К(3)), сопровождаются сверхтоками, из-за чего происходят необратимые процессы ― выгорание изоляции, оплавление обмоток, их деформации в лобовых частях и т. д.; ― однофазное замыкание обмотки К(З) статора на землю или на корпус может происходить у двигателей, работающих в сетях с изолированной нейтралью или заземленной через дугогасящий реактор (для сетей с напряжениями 3, 6, 10 кВ). При таком повреждении к фазной изоляции прикладывается линейное напряжение. Как известно, в процессе эксплуатации изоляция стареет, поэтому велика вероятность электрического пробоя изоляции и возникновения двойного за67 мыкания на землю. Из-за горения дуги возможно также сваривание магнитопровода; ― однофазное КЗ К(1) в сети с заземленной нейтралью (с напряжениями 0,4 кВ или 0,66 кВ) сопровождается сверхтоком, из-за чего происходит выгорание изоляции, расплавление обмоток и т. д; ― витковое замыкание в обмотке сопровождается местным нагревом короткозамкнутого витка с дальнейшим повреждением изоляции и перерастанием в междуфазные КЗ [23, 24]; ― замыкание обмотки ротора на землю в общем случае не считается опасным, и двигатель в таком режиме может работать сколь угодно долго, если не считать, что повышается вероятность двойного замыкания на землю, которое необходимо отключать без выдержки времени; ― обрыв одной фазы двигателя сопровождается большими токами обратной последовательности, возникновением двойной частоты ротора, нагревом магнитопровода и обмоток двигателя; ― исчезновение напряжения возбуждения у синхронных машин. Двигатель работает в асинхронном режиме [25]; ― асинхронный ход синхронной машины возможен при перегрузке и потере устойчивости. В этом режиме ротор вращается медленнее поля статора, возникают пульсирующие токи, сравнимые с пусковыми и токами КЗ; ― разрыв стержня ротора (для асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором). Возникает перерасход электрической энергии, при расширении повреждения и нарушении контактов всей обмотки – останов ЭД; ― эксцентриситет ― смещение оси ротора относительно статора. Чаще всего это повреждение возникает у высоковольтных двигателей, когда смещаются подшипники вала, и ротор может при вращении в наихудшем случае задевать статор. 7.2 Токовая отсечка Применяется на блоке «линия ― ЭД» (рис. 7.2) мощностью до 4000 кВт. Рисунок 7.2. Токовая отсечка электродвигателя Проводя аналогию с ЛЭП, защита также отстраивается от максимального тока КЗ в конце защищаемого участка, можно сказать, что нулевые выводы ЭД всегда замкнуты, а максимальный ток ― пусковой ток IП. В связи с вышесказан68 ным ток срабатывания защиты отстраивается от максимального пускового тока ЭД и соответствует формуле I С , З ≥ kОТС ⋅ I П , (7.2) где kОТС ― коэффициент отстройки. Время срабатывания защиты принимается равным нулю tС , З = 0 . (7.3) Коэффициент чувствительности оценивается по выражению kЧ = I К 1 ,MIN ≥ 2, I C ,З (7.4) где IК1,МIN ― минимальный ток КЗ в точке К1 (рис.7.2). 7.3 Продольная дифференциальная отсечка Применяется на ЭД с мощностью более 4000 кВт; однако защита может устанавливаться на двигателях меньшей мощности, если чувствительность отсечки не соответствует [5]. Принцип действия продольной дифференциальной защиты ЭД и ее схема подобны продольной дифференциальной защите трансформатора, (рис. 7.3). Ток срабатывания защиты определяется [25] по выражению: I С ,З ≥ I НБ∗ ⋅ k П ⋅ I Н , ДВ (7.5) где I НБ∗ ― ток небаланса в относительных единицах, по сути коэффициент небаланса, I НБ∗ = 0,1…0,5; kП ― коэффициент пуска, IН,ДВ ― номинальный ток двигателя. Рисунок 7.3. Продольная дифференциальная защита электродвигателя Время срабатывания защиты принимается равным нулю: tС , З = 0 . Коэффициент чувствительности оценивается по выражению 69 (7.6) kЧ = I К 1 ,MIN ≥ 2, I C ,З (7.7) где IК1,МIN – минимальный ток КЗ в точке К1 (рис. 7.2). 7.4 Защита от перегрузки Устанавливается обычно в одной фазе. Аналогично защите трансформатора от перегрузки данная защита может срабатывать через определенное время на разгрузку (если это возможно), а затем на отключение или сразу на отключение. Ток срабатывания защиты определяется по формуле I С ,З ≥ kОТС ⋅ I Н , ДВ , kВ (7.8) где kОТС ― коэффициент отстройки, kОТС = 1,05, kВ ― коэффициент возврата, для реле максимального действия kВ < 1. Время срабатывания защиты выбирается больше времени пуска двигателя: tС , З = t П + Δt . (7.9) Коэффициент чувствительности защиты не рассчитывается. Рисунок 7.4. Защита электродвигателя от перегрузки 7.5 Защита от понижения напряжения При групповом запуске или самозапуске понижается напряжение на шинах, у двигателей повышается потребляемый ток, дополнительно снижается напряжение, что приводит к увеличению времени самозапуска. Для предотвращения работы двигателя при глубоком снижении напряжения предусматривается защита от понижения напряжения (рис. 7.5). В качестве измерительного органа защиты используется реле напряжения. Напряжение срабатывания защиты электродвигателей неответственных механизмов U С ,З ≤ U MIN ,Р , kОТС ⋅ k В (7.10) где kОТС – коэффициент отстройки, kОТС=1,2…1,3, kВ – коэффициент возврата, для реле минимального действия kВ>1, (для РН-54 kВ=1,25); UМIN,Р – минимально возможное напряжение в рабочем режиме, принимается UМIN,Р=0,9⋅UНОМ. 70 Рисунок 7.5. Защита от понижения напряжения Для электродвигателей ответственных UС,З=0,5⋅UНОМ. Время срабатывания защиты [25] tС , З = 10...15 с.; механизмов принимается (7.11) 7.6 Защита от замыкания обмотки статора на корпус Защита отстраивается от броска собственного емкостного тока IС при внешнем замыкании на землю: I С , З ≥ kОТС ⋅ k Б ⋅ I С , (7.12) где kБ ― коэффициент, учитывающий бросок емкостного тока присоединения в начальный момент внешнего замыкания на землю, связанный с перезарядом распределенных емкостей сети, kБ = 2 – 3 для реле РТЗ-51, kБ=3 – 4 для реле РТЗ-50 и РТ-40. Реле защиты от замыканий на корпус обмотки статора подключаются к трансформатору тока нулевой последовательноРисунок 7.6 Защита от замыкасти (ТТНП), через который (рис. 7.6) проний на корпус обмотки статора девается питающий кабель ЭД. Необходимо отметить, что заземление оболочки кабеля обязательно должно проходить через ТТНП во избежание неправильных срабатываний защиты от наведенных блуждающих токов на оболочку кабеля. Собственный емкостный ток IС присоединения складывается из собственного емкостного тока кабельной линии IС,КЛЭП и собственного емкостного тока электродвигателя IС,ДВ I С = I С , КЛЭП + I С , ДВ , (7.13) I С , КЛЭП = I С ,УД ⋅ l , 71 (7.14) I С , ДВ = 2 ⋅ π ⋅ f ⋅ 3 ⋅ C ДВU Ф , (7.15) где IС, УД ― утроенная величина собственного емкостного тока одного километра КЛЭП, l ― длина КЛЭП, UФ ― фазное напряжение, f ― промышленная частота,⋅CДВ ―⋅емкость двигателя, которая для неявнополюсных синхронных и асинхронных ЭД с короткозамкнутым ротором может быть рассчитана по формуле C ДВ = 0 ,0187 ⋅ S НОМ , ДВ ⋅ 10 −6 1 ,2 ⋅ U НОМ ( 1 + 0 ,08 ⋅ U НОМ ) , (7.16) для остальных ЭД: C ДВ = 3 −9 40 ⋅ 4 S НОМ , ДВ ⋅ 10 3 ⋅ ( U НОМ + 3 ,6 ) ⋅ nНОМ 3 , (7.17) где SНОМ,ДВ ― номинальная мощность ЭД, МВА; UНОМ ― номинальное линейное напряжение ЭД, кВ; nНОМ ― номинальная частота вращения ЭД, об/мин. Принципиальная схема защиты от замыкания обмотки статора на корпус приведена на рис. 7.7. Здесь ТА2 ― ТТНП. Рисунок 7.7. Защита от замыкания обмотки статора на корпус Защита срабатывает на отключение без выдержки времени (если это необходимо по условиям технологии ― взрыво- и пожароопасные помещения) или с выдержкой времени: tС , З = 1...2 с.; (7.18) так как на промышленных предприятиях на механизмах может присутствовать опасно высокий потенциал прикосновения. Коэффициент чувствительности защиты в сетях с изолированной нейтралью рассчитывается по выражению kЧ = I C′ Σ − I C ≥2. I C ,З (7.19) 7.7 Защита от эксцентриситета ротора электрической машины Защита от эксцентриситета ротора актуальна, но в настоящее время нет определенного универсального устройства, которое надежно защитило бы ЭД. Данную защиту некоторые предприятия выпускают в виде экспериментальных устройств. Принципы их работы разные, но в основном используются следующие: ― измерение уровня механической вибрации; ― измерение электрической емкости между статором и ротором (при воз72 никновении эксцентриситета появляется пульсирующая составляющая емкости); ― диагностика эксцентриситета путем просвечивания зазора между статором и ротором световым лучом; ― выявление определенных гармоник в сигналах тока и напряжения, появляющихся при эксцентриситете. 7.8 Защита от разрыва стержня «беличьей клетки» ротора Данная защита не предусматривается и не выпускается, хотя исследования в этом направлении проводятся в связи с имеющимися повреждениями. 7.9 Схема защиты ЭД с продольной дифференциальной защитой Защита (рис. 7.8, 7.9) выполнена на постоянном оперативном токе. Рисунок 7.8. Первичная схема и вторичные цепи защиты ЭД переменном оперативном токе 73 Рисунок 7.9. Цепи постоянного оперативного тока защиты ЭД 7.10 Защиты ЭД напряжением ниже 1000 В Особенности ненормальных режимов и повреждений у двигателей с UН<1000 В связаны с различием в работе нейтралей сети по отношению с напряжением UН>1000 В. Для двигателей с UН<1000 В основными защитами являются: отсечка, защита от перегрузки, защита от обрыва фазы. 74 Эти защиты могут выполняться с использованием предохранителей, автоматических выключателей (с электромагнитными, тепловыми и полупроводниковыми расцепителями), тепловых реле, температурной защитой, специальных реле от обрыва фазы. Предохранители для защиты ЭД не рекомендуется устанавливать, так как при перегорании одного из них двигатель остается подключенным к сети в неполнофазном режиме. В этом случае должно использоваться реле от обрыва фазы или обмотка пускателя должна запитываться после предохранителя. В последнее время наиболее предпочтительным защитным устройством является автоматический выключатель. Вопросы для самопроверки 1. Каковы повреждения и ненормальные режимы работы электродвигателей? 2. Принцип действия токовой отсечки электродвигателя. Расчет тока срабатывания, проверка чувствительности. 3. Каково назначение продольной дифференциальной отсечки электродвигателя? Расчет тока срабатывания, проверка чувствительности. 4. Принцип действия защиты от перегрузки. Расчет тока и времени срабатывания. 5. Для чего необходима защита от понижения напряжения? Расчет тока и времени срабатывания. 6. Каков принцип действия защиты от замыкания обмотки статора на корпус? 7. Для чего необходима защита от эксцентриситета ротора электрической машины? 8. Объясните работу схемы продольной дифференциальной защиты ЭД. 9. Каковы особенности выполнения защит ЭД напряжением ниже 1000 В? 75 ЛЕКЦИЯ 8 8.1 Токовая отсечка шин без выдержки времени На отходящих присоединениях Q2―Q6 (рис. 8.1) одной системы сборных шин (одной секционированной системы сборных шин) традиционно используется токовая отсечка без выдержки времени (I ступень ТЗ). На выключателе ввода Q1 токовая отсечка без выдержки времени используется редко, так как трудно обеспечить чувствительность при ее отстройке от КЗ в точке К2 [26]: I СI ,,QЗ 1 ≥ k ОТС ( I K 2 + k НАГР I ΣНАГР ) ,(8.1) где IΣНАГР ― суммарный ток нагрузки питаемой секции; kНАГР ― коэффициент нагрузки, учитывающий увеличение тока нагрузки неповрежденных присоединений при КЗ за реактором первого присоединения, отключаемого с выдержкой времени, kНАГР=1,2…1,3; kОТС ― коэффициент отстройки, равный kОТС=1,2. Чувствительность защиты находится по формуле Рисунок 8.1. Одна система сборных шин kЧ = I К 1 , MIN I CI ,,QЗ 1 ≥2. (8.2) 8.2 Дифференциальная защита шин На ответственных электрических станциях и подстанциях используется дифференциальная защита шин. В целях упрощения схем в сетях с напряжением 6 ― 35 кВ (устанавливается в фазах А и С) используется неполная дифференциальная защита (рис. 8.2) ― защита охватывает только питающие вводы, секционный выключатель, присоединение трансформатора собственных нужд, присоединение трансформаторов связи и т.д. При внешнем КЗ в точке К2 токи вычитаются и по реле защиты протекает ток небаланса, от которого защита должна быть отстроена. При КЗ в зоне действия в точке К1 через реле защиты протекает ток КЗ и она должна надежно срабатывать. 76 Рисунок 8.2. Дифференциальная защита шин Ток срабатывания защиты выбирается: 1) по условию отстройки от максимального рабочего тока защищаемой секции шин I СI ,,QЗ 1 ≥ kОТС ( I ΣНАГР + I НАГР , ДОП ) , kB (8.3) где kОТС ― коэффициент отстройки, равный kОТС=1,2; kВ ― коэффициент возврата, равный kВ=0,75…0,8 для реле РНТ-565; IΣНАГР ― суммарный ток нагрузки секции; IНАГР,ДОП ― суммарный дополнительный ток нагрузки присоединений смежной секции, подключаемых АВР при отключении этой смежной секции; 2) по условию отстройки от небаланса и подпитки от асинхронных и синхронных электродвигателей при внешнем КЗ ′ , А , Д I ′А′ , Д + kОТС ′ ,С , Д I С′′ , Д , I СI ,,QЗ 1 ≥ kОТС I НБ + kОТС (8.4) где kОТС ― коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле, принимается равным kОТС=1,5; I НБ ― ток небаланса при переходном режиме внешнего КЗ в ′ ,А , Д ― коэффициент, учитывающий ток подмаксимальном режиме работы; kОТС ′ , А , Д =0,6; I ′А′, Д ― ток подпитки асинхронных питки от асинхронных двигателей, kОТС ′ ,C , Д ― коэффициент, учитыдвигателей в начальный момент при внешнем КЗ; kОТС ′ , А , Д =1,2; I C′′, Д ― ток подпитвающий ток подпитки от синхронных двигателей, kОТС ки синхронных двигателей в начальный момент при внешнем КЗ. Ток небаланса выражения (8.7) находится по формуле 77 I НБ = k А kОДН ε I К ,MAX ,ВНЕШ , (8.5) где kА ― коэффициент, учитывающий увеличение тока КЗ за счет наличия апериодической составляющей тока КЗ, при использовании реле РНТ-565 kА =1; kОДН ― коэффициент однотипности трансформаторов тока, kОДН =0,5, если ТТ одинаковые, kОДН =1, если ТТ различные; ε ― погрешность ТТ, принимаемая в РЗ ε = 0,1; IК,МАХ,ВНЕШ ― ток внешнего КЗ в максимальном режиме работы системы. Чувствительность дифференциальной защиты находится по формуле kЧ = I К 1 , MIN I CI ,,QЗ 1 ≥2. (8.6) В сетях с U = 110 кВ и выше устанавливаются ТТ в каждой фазе. Схема полной дифференциальной защиты шин приведена на рис. 8.3. Рисунок 8.3. Дифференциальная защита шин 8.3 Токовая отсечка шин с выдержкой времени Если чувствительность I ступени ТЗ не удовлетворяет требованиям [5], то вместо нее применяется токовая отсечка [1] с выдержкой времени (II ступень ТЗ): I СII,З,Q 1 ≥ kОТС I СI ,,QЗ 2 . (8.7) Время срабатывания защиты принимается равным: t СII, ,ЗQ 1 ≥ 0 ,5 с. (8.8) Чувствительность II ступени ТЗ находится по формуле kЧ = I К 1 , MIN I CII, ,ЗQ 1 78 ≥ 1 ,5 . (8.9) Наряду с традиционной токовой отсечкой с выдержкой времени используется отсечка с блокировкой от токовых защит присоединений [27]. Схема такой защиты изображена на рис. 8.4. G TA1 KA1 KL1.1 + Q1 K1 Q2 Q4 Q3 + KA2.1 + KA3.1 + KA4.1 TA3 TA2 KA2 TA4 KA3 KA4 K2 KA2.2 KA4.2 KA3.2 KA1.1 + KL1 Рисунок 8.4. Токовая отсечка с выдержкой времени с блокировкой от токовых защит присоединений Принцип действия такой защиты шин основан на том, что токовые реле имеют два контакта: замыкающийся и размыкающийся. Замыкающиеся контакты традиционно используются для защиты отходящих присоединений. Размыкающиеся контакты всех отходящих присоединений соединены последовательно, а также в эту же цепь включены замыкающийся контакт токовой отсечки ввода и промежуточное реле. При КЗ в точке К2 срабатывают токовые реле КА1 (защита присоединения выключателя Q2) и КА2 (защита ввода Q1), замыкается контакт КА2.1, подавая сигнал на отключение выключателя Q2, а контакт КА2.2 размыкается, размыкая цепь и блокируя действие защиты ввода. При КЗ в точке К1 срабатывает реле КА1 (защита ввода Q1), замыкая контакт КА1.1 и подавая питание на срабатывание промежуточного реле KL1. Контакт КL1.1 замыкается через выдержку времени, достаточную чтобы исключить неправильное действие защиты ввода Q1. 79 8.4 Максимальная токовая защита Наиболее распространенной для шин 6 ― 35 кВ является МТЗ (рис. 8.1). Ток срабатывания защиты находится по условию отстройки от суммарного тока нагрузки всех питаемых линий данной секции: ― после отключения КЗ за реактором отходящего присоединения с питанием соседней секции через секционный выключатель: I СIII,З,Q 1 ≥ kОТС k НАГР ( I ΣНАГР + I НАГР , ДОП ) , kB (8.10) где kОТС ― коэффициент отстройки, равный kОТС=1,2; kНАГР ― коэффициент нагрузки, принимаемый равным kНАГР=1,2; kВ ― коэффициент возврата, равный kВ=0,75…0,8; IΣНАГР ― суммарный ток нагрузки секции; IНАГР,ДОП ― суммарный дополнительный ток нагрузки присоединений смежной секции, подключаемых АВР при отключении этой смежной секции; ― после присоединения соседней секции от АВР через секционный выключатель: I СIII,З,Q 1 ≥ kОТС ( I ΣНАГР + kСЗП I НАГР , ДОП ) , (8.11) где kСЗП ― коэффициент самозапуска нагрузки соседней секции, коэффициент может быть равным kСЗП =2…4. Из первого и второго условия принимается с наибольшим током. Коэффициент чувствительности максимальной токовой защиты определяется по выражению kЧ = I К 1 , MIN I CIII, З,Q 1 ≥ 1 ,2 . (8.12) Если чувствительность защиты не обеспечивается, то применяется максимальная токовая защита с пуском по напряжению, при этом ток срабатывания выключателя ввода рассчитывается по формуле I СIII,З,Q 1 ≥ kОТС ( I ΣНАГР + I НАГР , ДОП ) . kB (8.13) Напряжение срабатывания измерительного пускового органа напряжения равно U СIII, З,Q 1 ≤ U СЗП . kОТС k B (8.14) где UСЗП ― минимальное остаточное напряжение на шинах в начале самозапуска двигательной нагрузки; kОТС ― коэффициент отстройки, равный kОТС=1,1…1,2; kВ ― коэффициент возврата, равный kВ = 1,2 (для реле РН-54). Для реле минимального напряжения коэффициент чувствительности определяется по формуле U CIII, З,Q 1 kЧ = ≥ 1 ,2 . U К 1 , MIN 80 (8.15) Максимальная токовая защита может также использоваться c блокировкой от токовых защит присоединений. 8.5 Защита секционного выключателя. Токи срабатывания отсечек (I и II ступеней) секционного выключателя (СВ) выбираются так же, как для выключателя ввода, но выдержки времени должны быть согласованы с выдержками времени отсечки выключателя ввода. Так, время срабатывания I ступени токовой защиты СВ выбирается по условию [28]: 1 tСI .,QB ≥ tСI .,QЗ 2 + Δt , (8.16) З I .Q 2 где t С , З ― наибольшее время срабатывания отсечки отходящего присоединения; Δ t ― ступень селективности, ΔtС , З = 0 ,4...0 ,5 c . Вторая ступень защиты СВ рассчитывается по формуле tСII, .ЗQB 1 ≥ tСII, .ЗQ 2 + Δt . (8.17) Время срабатывания МТЗ выключателя ввода должно быть больше времени срабатывания защиты СВ: t СIII, З.Q 1 ≥ t СII,.ЗQB 1 + Δt = t СII,.ЗQ 2 + 2 Δt . (8.18) 8.6 Дуговая защита шин При возникновении КЗ на сборных шинах комплектных распределительных устройств (КРУ) с сопровождением дуги появляется опасность быстрого ее распространения вдоль шин. Ориентировочная скорость движения дуги [29] может быть найдена по формуле Петля Шторка Шины v Д = 73 ⋅ 3 I Д ⋅ B 2 , (8.19) так, при IД = 400 А и B = 0,05 Т скорость составляИзоляторы ет vД = 78 м/с. Дуга, воздействуя на ячейки КРУ выжигает их металлические перегородки, Концевой шины, другие токопроводявыключатель щие части и напыляет на поверхность изоляторов пары Рис. 8.5. Механическая дуговая защита шин металлов, после чего оборудование становится неремонтопригодное. Используются несколько видов защит (п. 8.6.1 ― 8.6.3) от дуговых коротких замыканий. 81 8.6.1 Дуговая защита клапанного типа Принцип действия основан на расширении воздуха при горении дуги (рис. 8.5). В этой области создается избыточное давление, от которого шторка отходит и концевой выключатель замыкает контакты, подает сигнал на отключение ввода. 8.6.2 Защита на фотоэлементах В ячейках КРУ над шинами устанавливают фотоэлементы. Свойством дуги является ультрафиолетовое излучение, на которое реагируют установленные фотоэлементы и подают сигнал на отключение ввода. Недостатком такой защиты является неправильное срабатывание при сварочных работах и фотовспышках. 8.6.3 Оптическая логическая защита Вместо фотоэлементов в каждой ячейке КРУ устанавливаются линзы, световые сигналы от которых через оптоволокно поступают в логическое устройство. Устройство анализирует сигналы от всех световых датчиков распредустройства и при возникновении дугового КЗ подает сигнал на отключение ввода. Вопросы для самопроверки 1. Токовая отсечка без выдержки времени шин станций и подстанций. 2. Принцип действия дифференциальной защиты шин. 3. Каков принцип действия токовой отсечки шин с выдержкой времени? 4. Максимальная токовая защита шин станций и подстанций. 5. Каковы особенности защиты секционного выключателя? 6. Для чего нужна защита от дуговых коротких замыканий? 7. Принципы действия выпускаемых защит от дуговых коротких замыканий. 82 ЛЕКЦИЯ 9 9.1 Микропроцессорные устройства РЗА Микропроцессорные (МП) защиты, несмотря на большую стоимость, занимают все большее место, вытесняя полупроводниковые (с малой степенью интеграции), электромеханические и индукционные реле. Это связано с износом работающих устройств РЗА (отслуживших свой срок), унификацией схемотехники МП-устройств, возможностью реализации сложных алгоритмов, гибкостью программ, быстрой заменой программы в МП-устройстве РЗА, а также добавлением других, удобных и достаточно необходимых функций (например, тестовая и функциональная диагностика, возможность построения АСДУ на базе МП-защит и т.д.), которые на другой элементной базе сделать было затруднительно. Основными производителями МП-устройств РЗА в России являются следующие: ― «Бреслер» (г. Чебоксары); ― «ВНИИР» (г. Чебоксары); ― «НИИ Энергетики» (г. Новочеркасск); ― «Механотроника» (г. Санкт-Петербург); ― «Радиус» (г. Зеленоград); ― «Экра» (г. Чебоксары); ― «Энергис» (г.Киров) и др. Одной из первых российских фирм, выпускающей МП РЗА, наиболее известной стала «Механотроника». Основные зарубежные фирмы ― производители МП устройств РЗА, которых можно встретить на Российском рынке, следующие: ― «АББ» (ABB); ― «Сименс» (Siemens); ― «Альстом» (Alstom); ― «Мерлин Жерин»(Merlin Gerin); ― «АЕГ» (AEG); ― «Киевприбор» и др. Идеология развития МП РЗА, решения технических задач перенимаются у одних фирм другими. Из-за большого количества производителей и электроустановок, которые необходимо защитить, возникает большой перечень количества выпускаемых МП ― около 50. Сравнительный анализ МП-защит дан в прил. В. Характеристики защит могут несколько отличаться друг от друга, но прослеживается тенденция интеграции не только по функциональным особенностям защит, но и по интерфейсу устройств, программному обеспечению. 9.2 Виды МП-защит На каждую электроустановку микропроцессорные защиты выполняются комплексными и имеют несколько видов защит в одном комплекте, а также ряд других функций: а) кабельная или воздушная линия: 83 ― для сети 6―35 кВ ― три (иногда четыре) ступени токовой защиты, защита от замыкания на землю (может иметь также несколько ступеней), набор автоматики ― АПВ, АЧР, АВР и т. д; ― для сети 110―750 кВ ― три (иногда четыре) ступени дистанционной защиты, три (иногда четыре) ступени защиты нулевой последовательности, набор автоматики ― АПВ, АЧР, АВР, УРОВ и т. д. б) трансформатор: ― для сети 6―35 кВ ― три ступени токовой защиты, защита от перегрузки, защита от замыкания на землю, в зависимости от мощности может дополняться дифференциальной и газовой защитами, набор автоматики ― АПВ, АВР и т. д; ― для сети 110―750 кВ ― три ступени токовой защиты, защита от перегрузки, три (иногда четыре) ступени защиты нулевой последовательности, в зависимости от мощности может дополняться дифференциальной защитой и интеллектуально использовать контакты газовой защиты, автотрансформаторы могут дополняться дистанционной защитой, набор автоматики ― АПВ, АВР и т.д; в) двигатель: ― для сети 6―10 кВ ― три ступени токовой защиты, защита от перегрузки, защита от замыкания обмотки статора на корпус, защита от понижения напряжения, защита от несимметричного напряжения и неполнофазного режима, в зависимости от мощности может дополняться дифференциальной защитой, набор автоматики ― АПВ, АВР и т.д. г) генератор 6―35 кВ ― три (иногда четыре) ступени токовой защиты, защита от замыкания обмотки статора на корпус (может иметь также несколько ступеней), три (иногда четыре) ступени токовой защиты обратной последовательности, защита от внешних коротких замыканий, в зависимости от мощности может дополняться дифференциальной, защита ротора, набор автоматики ― АСГ, АЛАР и т. д. 9.3 Особенности расчета уставок срабатывания МП Характеристики МП защит значительно лучше моделируют защищаемую электроустановку, чем электромеханические и статические (полупроводниковые) реле. Коэффициент возврата для защит максимального действия составляет 0,93…0,98, а для защит минимального действия составляет 1,03…1,07. Используя особенности различных переходных режимов защищаемых электроустановок защиты лучше отстроены от пусков, самозапусков, бросков намагничивания и других рабочих режимов. Особенности расчета уставок для каждой защиты дает завод-изготовитель. Часто предприятие само монтирует защиту, рассчитывает и выставляет уставки, а также берет на себя функции по сервисному обслуживанию. В большинстве случаев расчет, предложенный выше для электромеханических защит, можно использовать и для МП устройств РЗА, тогда они не будут полностью использовать свои возможности, будут менее чувствительными и защищаемая зона будет меньше. 84 85 Рисунок 9.1. Схема подключения МП направленной защиты КЛЭП 6-35 кВ защит различных электроустановок 9.4 Типовые схемы подключения МП 86 Рисунок 9.2. Схема подключения МП защиты трансформатора 6/0,4 кВ 87 Рисунок 9.3. Схема подключения МП защиты трансформатора 110/10 кВ 88 Рисунок 9.4. Схема подключения МП защиты электродвигателя 6 кВ до4 МВт 89 Рисунок 9.5. Схема подключения МП защиты электродвигателя 6 кВ более 4 МВт Вопросы для самопроверки 1. Какие особенности имеют микропроцессорные защиты? 2. Каковы преимущества микропроцессорных защит перед электромеханическими и индукционными реле? 3. Каковы преимущества микропроцессорных защит перед статическими и электромагнитными реле? 4. Каковы особенности расчетов микропроцессорных защит? 5. Каковы особенности схем подключения микропроцессорных защит? 90 ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ Аккумуляторные батареи Активный трансформатор тока Блокировка Быстродействие Векторная диаграмма Выдержка времени Время срабатывания I ступени II ступени III ступени IV ступени Высокочастотные гармоники Дистанционная защита ЛЭП Дифференциально-фазная высокочастотная защита Дуга перемежающаяся дуга сопротивление дуги скорость движения дуги Замыкание обмотки статора на корпус Защита Газовая Дистанционная ЛЭП от однофазного замыкания на землю максимальная токовая от перегрузки трансформатора от перегрузки электродвигателя от эксцентриситета Зона действия Избирательность Каналы связи Каскадное отключение Карта селективности Комплексная плоскость сопротивления Короткое замыкание Коэффициент броска возврата запаса токораспределения надежности отстройки пуска самозапуска 9 91 13 18 47 9 16 9, 27 12 12 12 12 34 39 55 34 36 82 68 63 39 33 27 62 71 73 10 9 12 50 29 39 26 37 28 26 43 43 43 28 12 схемы трансформации чувствительности Магнитопровод Мертвая зона Надежность Направление мощности Нейтраль ― изолированная ― глухозаземленная Оперативный ток Оптическое волокно Отсечка Погрешность ― полная ― токовая ― угловая ― компенсация Продольная дифференциальная защита ― ЛЭП ― трансформатора ― электродвигателя Радиоканал Реле Самозапуск Селективность Схемы соединений ТТ полная звезда неполная звезда разность фаз треугольник последовательное параллельное ТН Звезда разомкнутый треугольник Реле направления мощности тока напряжения сопротивления Резонансные перенапряжения Ток срабатывания 92 19 22 9 14 46, 50 9 30 32 33 64 13 12 25, 58, 69, 79 18 18 18 18 51 59 70 12 7 12 9 19 20 21 20 22 22 23 23 30 10 71 39 34 12 возврата максимальный рабочий ток линии нулевой последовательности небаланса намагничивания броска намагничивания Токовая отсечка без выдержки времени с выдержкой времени Токовой защиты первая ступень вторая ступень третья ступень направленная Трансформатор напряжения емкостный антирезонансный Трансформатор тока нулевой последовательности Удельное сопротивление линии Уставка Фильтр тока нулевой последовательности Феррорезонанс Характеристика срабатывания «замочная скважина» круговая трапецеидальная треугольная эллиптическая Чувствительность защиты Шаговое напряжение 93 28 27 32 33, 49,53, 60, 65, 70 16 32, 61 11, 25 12, 26 11, 25 12, 26 27 30 23 37 72 42 41 21 37 41 40, 44 40, 45 40, 45 40, 44 9, 21, 27, 39,77 33 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем: Учеб. для вузов. 2-е изд., перераб. и доп./ А.М. Федосеев, М.А. Федосеев. М.: Энергоатомиздат, 1992. -528 с. 2. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учеб. для вузов по спец. «Электроснабжение». 3-е изд., перераб. и доп. М.: Высш. шк., 1991. 496 с. 3. Трансформаторы тока/ В.В. Афанасьев, Н.М. Адоньев, Л.В. Жалалис и др. Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1980. 344 с. 4. Королев Е.П. Расчеты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. Е.П. Королев, Э.М. Либерзон М.: Энергия , 1980. 208 c. 5. Правила устройства электроустановок. 6-е изд. СПб.: Деан, 2001. 928 с. 6. Беркович М.А. и др. Основы техники релейной защиты / М.А. Беркович, В.В. Молчанов, В.А. Семенов. 6-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1984. 376 с. 7. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 12. Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110–500 кВ. Расчеты. М.: Энергия, 1980. 88 с. 8. Шуин В.А., Гусенков А.В. Защиты от замыканий на землю в электрических сетях 6-10 кВ. М.: НТФ «Энергопрогресс», 2001. 104 с. [Библиотечка электротехника, приложение к журналу «Энергетик»; Вып. 11(35)]. 9. Сирота И.М. Режимы нейтрали электрических сетей/ И.М. Сирота, С.М. Кисленко, А.М. Михайлов. Киев: Наукова думка, 1985. 264 с. 10. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 7. Дистанционная защита линий 35-330 кВ. М.: Энергия, 1966. 172 с. 11. Фабрикант В.Л. Дистанционная защита: Учеб. пособие для вузов. М.: Высш. шк., 1978. 215 с. 12. Шнеерсон Э.М. Дистанционные защиты. М.: Энергоатомиздат, 1986. 448 с. 13. Рубинчик В.А. Резервирование отключения коротких замыканий в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1985. 14. Никитин К.И. Математическое описание характеристик срабатывания дистанционных защит. Деп в ВИНИТИ, № 939-В99, 29.03.99. М., 1999. 9 с. 15. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 8. Поперечная дифференциальная направленная защита линий 35-220 кВ. М.: Энергия. 1970. 16. Чернобровов Н. В. Релейная защита энергетических систем. Учебное пособие для техникумов/ Н. В. Чернобровов, В.А. Семенов. М.: Энергоатомиздат, 1998. 800 с. 17. Овчаренко Н.И. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий электропередачи напряжением 110–220 кВ ДФЗ –201. М.: НТФ «Энергопрогресс», 2002. 72 с. [Библиотечка электротехника, приложение к журналу «Энергетик»; Вып. 12(48)]. 94 18. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 10. Высокочастотная блокировка дистанционной и токовой направленной нулевой последовательности защит линий 110–220 кВ. М.: Энергия, 1975. 19. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13а. Релейная зашита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110–500 кВ. Схемы. М.: Энергоатомиздат. 1985. 112 с. 20. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13б. Релейная зашита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110–500 кВ. Расчеты. М.: Энергоатомиздат. 1985. 96 с. 21. Шабад М.А. Защита трансформаторов 10 кВ. М.: Энергоатомиздат, 1989. 144 с. 22. Засыпкин А.С. Релейная защита трансформаторов. М.: Энергоатомиздат, 1989. 23. Гимоян Г.Г. Релейная защита горных электроустановок. М.: Недра, 1978. 24. Коваленский И.В. Релейная защита электродвигателей напряжением выше 1000 В. М.: Энергия, 1977. 104 с. 25. Корогодский В.И. и др. Релейная защита электродвигателей напряжением выше 1 кВ. / В.И. Корогодский, С.Л. Кужеков, Л.Б. Паперно. М.: Энергоатомиздат, 1987. 248 с. 26. Байтер И.И. Защита шин 6-10 кВ/ И.И. Байтер, Н.А. Богданова. М.: Энергоатомиздат, 1984. 88 с. 27. АС № 1644287 СССР. Устройство для централизованной токовой защиты сети// Г.Е. Болгарцев, М.Я. Клецель, К.И. Никитин, В.М. Шатохин. Опубл. 23.04.91. Бюл. № 15. 28. Кужеков С.Л. Защита шин электростанций и подстанций/ С.Л. Кужеков, В.Я. Синельников М.: Энергоатомиздат, 1983. 184 с. 29. Буткевич Г.В. Задачник по электрическим аппаратам/ Г.В. Буткевич, В.Г. Дегтярь, А.Г. Сливинская. М.: Высш. шк., 1977. 190 с. 30. Какуевицкий Л.И. и Смирнова Т. В. Справочник реле зашиты и автоматики /Под ред. М. Э. Хейфица. 3-е изд., переработ. и доп. М.: Энергия, 1972. 31. Алексеев В.С. Реле защиты/ В.С. Алексеев, Г.П. Варганов, Б.И. Панфилов, Р.З. Розенблюм. М.: Энергия, 1976. 464 с. 32. Техническое обслуживание релейной защиты и автоматики электростанций и электрических сетей / Сост. Ф. Д. Кузнецов, А. К. Белотелов; Под ред. Б.А. Алексеева. Ч.1-4. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000. 33. Справочник по наладке вторичных цепей электростанций и подстанций / А.А. Антюшин, А.Е. Гомберг, В.П. Караваев и др.; Под ред. Э.С. Мусаэляна. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1989. 384 с. 34. Рыбак Х.А. Обслуживание РЗА и вторичных цепей ЭС и ПС. Л.: Энергоатомиздат, Ленингр. отд-ние. 1984. 104 с. 35. Труб И.И. Индукционные реле тока. М.: Энергоатомиздат, 1990. 56 с. 95 ПРИЛОЖЕНИЯ ПРИЛОЖЕНИЕ А. Условные буквенные и графические обозначения основных элементов РЗА Для анализа работы электрических принципиальных схем необходимо различать между собой и помнить условные буквенные обозначения реле и контактов. Буквенное обозначение реле и элементов релейной защиты согласно ГОСТ 2.710-81 дано в табл. А1. Таблица А1 Условные буквенно-цифровые обозначения элементов РЗА Наименование Буквенное Наименование Буквенное элементов РЗА обозначение элементов РЗА обозначение элементов элементов РЗА РЗА KA Реле тока KK Реле тепловое KAT Времязависимое токовое KAW Реле тока с торможениреле ем, балансное KV Реле напряжения KS Реле контроля KF Реле частоты KB Реле блокировки KZ Реле сопротивления KM Магнитный пускатель KT Реле времени KVZ Фильтр реле напряжения KW Реле мощности KAZ Фильтр реле тока KL Промежуточное реле KWZ Фильтр реле мощности KH Указательное реле KSF Реле расхода KSR Реле скорости KSP Реле давления KSG Газовое реле SA Ключ управления F, FU Плавкий предохраниSB Кнопка управления тель KLN Реле импульсной сигнаSF Выключатель автоматилизации ческий XS Накладка SQ Вспомогательный контакт выключателя +EC, -EC Напряжение питания +EH, -EH Напряжение питания цепей управления сигнализации +EP, -EP Пульсирующее напря+EY, -EY Напряжение питания жение питания сигналиэлектромагнитов вызации ключателя ZA2 Фильтр тока обратной ZV2 Фильтр напряжения обпоследовательности ратной последовательности KQT Реле положения «отKQC Реле положения «вклюключено» чено» YAT Электромагнит отклюYAC Электромагнит включечения ния 96 Чтобы уметь грамотно и быстро читать электрические принципиальные схемы, кроме буквенных обозначений реле и элементов релейной защиты необходимо помнить графическое обозначение реле и элементов релейной защиты. Основные графические обозначения реле и контактов, согласно ГОСТ 2.755-87, даны в табл. А2. Таблица А2 Графическое обозначение элементов РЗА Графическое обоНаименование Графическое Наименование элементов РЗА значение элеменэлементов РЗА обозначение тов РЗА элементов Обмотка двухобмоОбмотка реле точного реле (ГОСТ (ГОСТ 2.756-76) 2.756-76) Переключающие Замыкающий и контакты размыкающий контакты Размыкающие конЗамыкающие такты, действующие контакты, дейстс замедлением, при вующие с замедсрабатывании, возлением, при сраврате, срабатывании батывании, вози возврате врате, срабатывании и возврате Замыкающий и Импульсные контакразмыкающий ты, замыкающие при: контакты без сасрабатывании, возмовозврата врате, срабатывании и возврате Замыкающий дуПереключающий гогасительный контакт без размыкаконтакт ния цепи Контакт с автомаКонтакт выключатетическим возвраля-разъединителя том при пере(выключатель нагрузке (контакт грузки) автоматического выключателя) 97 ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Характеристики электромеханических реле Б1 Описания реле. Технические характеристики реле можно найти в работах [30, 31, 32], а наладка и обслуживание устройств РЗ описана в работах [33, 34]. Структура условного обозначения: Б1.1 Измерительное реле тока РТ-40 Максимальное реле тока применяется в устройствах РЗ и противоаварийной автоматики в качестве органа, реагирующего на повышение тока в контролируемой цепи. Схема и внешний вид Реле имеет две катушки (рис. Б1), которые можно включать последовательно (уставка соответствует шкале) и параллельно (уставка удваивается по отношению к шкале) На рисунке Б2 изображен внешний вид реле РТ-40, состоящего из сердечника 1, каркаса с обмоткой 2, алюминиевой стойки 3, демпфера 4, верхней полуоси 5, подвижного контакта 6, изоляционной колодки 7, шкалы уставок 8, указателя уставки 9, пружинодержателя 10, шестигранной втулки 11, спиральной пружины 12, хвостовика 13, якоря 14, фасонной пластинки 15 и левого упора 16. Рисунок Б1. Схема РТ-40 Рисунок Б2. Внешний вид реле РТ-40 Технические данные. Диапазоны уставок, токи термической стойкости и потребляемая мощность при токе минимальной уставки приведены в табл. Б1. 98 Диапазон рабочих температур от - 20 до +40 °С. Погрешность тока срабатывания реле по отношению к уставке не превышает ±5%, разброс тока срабатывания не более 4% на любой уставке. При изменении частоты от 45 до 60 Гц изменение тока срабатывания не превышает 5% значения тока срабатывания при частоте 50 Гц. Таблица Б1 Технические данные РТ-40 Соединение катушек Реле РТ-40/0,2 РТ-40/0,6 РТ-40/2 РТ-40/6 РТ-40/10 РТ-40/20 РТ 10/50 РГ.40/100 РТ 40/200 Последовательное Диапазон уставок, Ток сра- Термическая ба-тыва- cтойкость, А А ния, А длив тетель- чение ность 1с Ток срабатывания, А 0,05…0,2 0,15…0,6 0,5…2 1,5…6 2,5…10 5…20 12,5…50 25…100 50…200 0,1…0,2 0,3…0,6 1…2 3…6 5…10 10…20 25…50 50…100 100…200 0,05…0,1 0,15…0,3 0,5…1 1,5…3 2,5…5 5…10 12,5…25 25…50 50…100 0,55 1,75 4,15 11 17 19 27 27 27 I5 50 100 300 400 400 500 500 500 Параллельное Термическая стойкость, А длительность в течение 1с 1.1 3,5 8,3 22 34 38 54 51 54 30 100 200 600 800 800 1000 1000 1000 Потребляемая мощность при токе минимальной уставки, В⋅А 0,2 0,2 0,2 0,5 0,5 0,5 0,8 1,8 8 Коэффициент возврата реле не ниже 0,85 на первой уставке и не ниже 0,8 на остальных, за исключением реле РТ-40/50 и РТ-40/100, у которых коэффициент возврата не ниже 0,7 на всех уставках. Время срабатывания реле не более 0,1 с при токе, равном 1,2 IСРАБ, и не более 0,03 с при токе 3 IСРАБ. Время возврата реле при скачкообразном уменьшении тока в обмотках реле с 1,2…20-кратного значения тока срабатывания до 0,7 IСРАБ (У реле PT-40/50 и РТ-40/100 ― до 0,6 IСРАБ) не более 0,035 с. Таблица Б2 Реле Обмоточные данные катушек реле Число витков Марка проРеле Число витков Марка пров одной кавода в одной кавода тушке тушке РТ-40/0,2 780 ПЭВ-2/0,44 РТ-40/20 8 ПБД-2,26 РТ-40/0,6 220 ПЭВ-2/0,8 РТ-40/50 3 ПБД-2,63 РТ-40/2 75 ПБД-1,16 РТ-40/100 2 ПБД-2,63 РТ-40/6 25 ПБД-2,02 РТ-40/200 1 ПБД-2,63 РТ-40/10 15 ПБД-2,26 Габаритные размеры: реле типа РТ-40 ― 67x128x158 мм; реле типа РТ-140 ― 95x140x181 мм. Масса реле не более 0,85 кг. 99 Б1.2 Измерительное реле тока РТ-81 Максимальное реле [35] тока применяется в устройствах РЗ и противоаварийной автоматики в качестве органа, реагирующего на повышение тока в контролируемой цепи. Особенности реле следующие: ― универсальность – реализация отсечки и максимальной токовой защиты; ― возможность использования реле без специального оперативного питания в схемах с дешунтированием катушек отключения выключателя; ― совмещение функций реле тока (измеряет ток и выставляются уставки), времени (имеется возможность задержки на срабатывание до 40 с и более), указательного (при срабатывании выпадает блинкер) и промежуточного (контакты могут коммутировать ток до 50 А с сопротивлением цепи Z = 1,5 Ом и до 150 А с сопротивлением цепи Z = 1,5 Ом). Назначение: РТ-81 ― РТ-84 с контактами нормального исполнения (используются в цепях с постоянным оперативным питанием); РТ-85 ― РТ-86 с усиленными контактами (используются в схемах с дешунтированием катушек отключения выключателя); РТ-91 ― для защиты асинхронных двигателей с тяжелыми пусками с контактами нормального исполнения; РТ-95 ― для защиты асинхронных двигателей с тяжелыми пусками с усиленными контактами. Реле имеют времязависимые характеристики срабатывания (рис. Б3). а б Рисунок Б3. Характеристики зависимости времени срабатывания t от кратности тока срабатывания К для реле: а) РТ-81/1, РТ-83/1 и РТ-85/1; б) РТ-82/1, РТ-84/1 и РТ-86/1; в) РТ-91 и РТ-95 в 100 Схема и внешний вид Реле имеет индукционную и электромагнитную части (рис. Б4). Рисунок Б4. Внешний вид реле РТ-81: 1 ― зубчатый сектор; 2 ― верхняя опора диска; 3 ― червяк; 4 ― фигурный рычаг; 5 ― контактная колодка; 6 ― неподвижный контакт; 7 ― подвижный контакт; 8 ― текстолитовая пластина; 9 ― якорь отсечки; 10 ― регулировочный винт отсечки; 11 ― короткозамкнутый виток электромагнитной части; 12 ― катушка; 13 ― штепсельный мостик; 14 ― штепсельный винт; 15 ― шунт магнитопровода; 16 ― магнитопровод; 17 ― короткозамкнутые витки индукционной части; 18 ― алюминиевый диск; 19 ― скоба; 20 ― толкатель; 21 ― упор; 22 ― нижняя опора диска; 23 ― упорный винт: 24 ― фасонный винт; 25 ― регулировочный винт пружины; 26 ― пружина; 27 ― постоянный магнит; 28 ― нижняя опора рамки; 29 ― рамка; 30 ― полуось сектора; 31 ― верхняя опора рамки. а б в г Рисунок Б5. Схемы соединений реле: а) РТ-83, РТ-84; б) РТ-81, РТ-82, РТ-91; в) РТ-86; г) РТ-85, РТ-95 101 Таблица Б3 Тип реле Исполнения реле серии РТ80 и РТ90 Номинальный Ток срабатывания, А ток, А Время срабатывания, с РТ81/1 10 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10 1–4 РТ81/2 5 2; 2,5; 3; 3,5; 4; 4,5; 5 1–4 РТ82/1 10 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10 4 – 16 РТ82/2 5 2; 2,5; 3; 3,5; 4; 4,5; 5 4 – 16 РТ83/1 10 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10 1–4 РТ83/2 5 2; 2,5; 3; 3,5; 4; 4,5; 5 1–4 РТ84/1 10 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10 4 – 16 РТ84/2 5 2; 2,5; 3; 3,5; 4; 4,5; 5 4 – 16 РТ85/1 10 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10 1–4 РТ85/2 5 2; 2,5; 3; 3,5; 4; 4,5; 5 1–4 РТ86/1 10 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10 4 – 16 РТ86/2 5 2; 2,5; 3; 3,5; 4; 4,5; 5 4 – 16 РТ91/1 10 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10 1–4 РТ91/2 5 2; 2,5; 3; 3,5; 4; 4,5; 5 1–4 РТ92/1 10 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10 1–4 РТ92/2 5 2; 2,5; 3; 3,5; 4; 4,5; 5 1–4 Диск реле начинает вращаться при токе равном (0,2…0,3) IУ . Кратность тока срабатывания отсечки устанавливается в пределах К = 2…8. Потребляемая мощность ―10 ВА для РТ80 и 30 ВА для РТ90 при токе, равном току срабатывания индукционного элемента. Коэффициент возврата индукционного элемента ― не менее kB = 0,8. Габаритные размеры: реле типа РТ-80 ― 259x148x160 мм. Масса реле не более 2,9 кг. Измерительное реле напряжения PH-53 и PH-54 Минимальные реле напряжения предназначены для применения в схемах защиты и противоаварийной автоматики в качестве органа, реагирующего на повышение (PH-53) и снижение (PH-54) напряжения в цепи переменного тока. Для PH-54 напряжением срабатывания реле принято называть напряжение, при котором происходит отпускание реле и замыкание размыкающих контактов; напряжением возврата ― напряжение, при котором якорь реле притягивается к 102 полюсам электромагнита и происходит замыкание замыкающих контактов. Коэффициент возврата, равный отношению напряжения возврата к напряжению срабатывания, в данном случае больше единицы. Схема внутренних соединений и конструкция реле PH-54 приведена на рис. Б6. Реле напряжения выполнены в том же конструктиве, что и реле тока РТ-40. Рисунок Б6. Схема реле РН-54 Технические данные Диапазон уставок напряжения срабатывания и номинальные напряжения приведены в табл. Б4. Таблица Б4 Напряжения срабатывания для реле серий РН53 и РН54 Тип Коэффи1-й диапазон уставок 2-й диапазон уставок циент возреле Напряжение, В врата реле Сраба- Длительно Номи- Сраба- Длительно Номиналь- тывания допусти- нальное тывания допустимое мое ное РН53/60 30 РН53/200 100 РН53/400 200 РН54/48 30 РН54/160 100 РН54/320 200 РН53/60 100 Д 15-30 50-100 100-200 12-24 40-80 80-160 15-30 60 200 400 60 200 400 200 33 110 200 33 110 220 110 30-60 100-200 200-400 24-48 80-160 160-320 30-60 66 220 440 66 220 440 220 Не менее 0,8 Не более 1,25 Не менее 0,8 Сопротивления добавочных резисторов и обмоточные данные у реле РН-54/48, РН-54/160 и РН-54/320 такие же (табл. Б5.), как у реле РН-53/60, РН53/200 и РН-53/400 соответственно. Таблица Б5 Данные обмоток реле серий РН53 и РН54 Данные обмоток Тип Сопротивление добавочного резистора в цепи обмоток, Ом реле Число витков ка- Диаметр прово- 1-й диапазон ждой обмотки да по меди, мм уставок РН53/60 РН54/48 РН53/200 РН54/160 РН53/60Д РН53/400 РН54/320 2-й диапазон уставок 2000 0,25 560 1380 6500 0,13 6800 15900 6500 0,13 1300 4600 1400 0,09 24000 57000 103 Номинальная частота реле 50―60 Гц. Время замыкания замыкающего контакта не более 0,15 с при снижении напряжения до 0,8 UР.СРАБ и не более 0,1 с при снижении напряжения до 0,5 UР.СРАБ . Время размыкания размыкающего контакта при сбросе напряжения от 1,1 UНОМ до 0,8 UР.СРАБ не более 0,05 с. Во всем остальном реле РН-54 и РН-53 одинаковы. Габаритные размеры реле типа РН-53, РН-54 ― 67x128x158 мм. Масса реле не более 0,85 кг. Б1.3 Реле серий РНТ560 и ДЗТ10 предназначены для использования в схемах дифференциальных защит (ДЗ) основного оборудования электрических станций и подстанций (генераторов, синхронных компенсаторов, силовых трансформаторов и автотрансформаторов, блоков генератор ― трансформатор и генератор ― автотрансформатор, электродвигателей, реакторов, сборных шин). Реле РНТ566, РНТ566/2, ДЗТ11, ДЗТ11/2, ДЗТ11/3, ДЗТ11/4 предназначены для использования в схемах дифференциальных защит с номинальными токами трансформаторов тока 1 и 5 А с получением тормозных характеристик от одной группы измерительных трансформаторов тока (ТТ), реле ДЗТ13 и ДЗТ14 ― от трех и четырех групп ТТ соответственно; реле РНТ567 и РНТ567/2 предназначены для дифференциальной защиты шин, причем РНТ567 используется в схемах с номинальным вторичным током 5 А, а РНТ567/2 ― в схемах с номинальным вторичным током 1 А; реле ДЗТ11/5 используется в схемах дифференциальных защит генераторов. Реле серии ДЗТ10 применяются в тех случаях, когда отстройка от периодической составляющей токов небаланса при внешних КЗ приводит к недопустимому загрублению дифференциальной защиты при выполнении ее на реле серии РНТ. В реле ДЗТ10 примеРисунок Б7. Схема реле ДЗТ11 нен намагничивающийся трансформатор тока с магнитным торможением от токов внешних КЗ, что позволяет в условиях преобладания периодических токов небаланса уменьшить ток срабатывания и повысить чувствительность защиты по сравнению с реле РНТ. Схема ДЗТ11 приведена на рис. Б7. Технические данные реле серий РНТ и ДЗТ10 Магнитодвижущая сила срабатывания реле составляет 100 ± 5 A⋅вит (для реле ДЗТ10 ― при отсутствии торможения), предусмотрено ступенчатое регулирование токов срабатывания. Диапазоны изменения токов срабатывания приведены в табл. Б6. 104 Время действия реле при первичном токе, равном 3-кратному току срабатывания, не превышает 0,04 с, а при 2-кратном токе ― около 0,05 с. Коэффициенты торможения, определенные для условий минимального торможения при FТ = 300 A⋅вит, приведены в табл. Б7 Таблица Б6 Диапазоны измерения токов срабатывания Тип реле Обмотка реле РНТ565 ДЗТ11 WP Пределы изменения тока срабатывания, А 2,87…12,50 WP + WУP 1,45…12,50 ДЗТ11/2 WP W1УP или W2УP 0,34…2,00 2,56…20,00 РНТ566 ДЗТ11/3 ДЗТ11/4 W1P 0,34…2,00 W2P 0,62…4,00 W3P 2,56…20,00 W1P 0,34…2,00 W2P 4,35…33,30 РНТ567 W1P или W2P 5,26…100,00 РНТ567/2 W1P или W2P 1,05…20,00 ДЗТ11/5 WP 0,70 ДЗТ13 ДЗТ14 W1P 2,22…16,7 W2P W3P 2,22…16,7 2,22…16,7 W1P 0,345…2,0 W2P 0,585…4,0 W3P 3,7…33,3 W1P 0,345…2,0 W2P 0,585…4,0 W3P 2,28…5,0 РНТ566/2 ДЗТ13/2 ДЗТ13/3 ДЗТ13/4 Разрывная мощность контакта реле в цепи постоянного тока с индуктивной нагрузкой (постоянная времени не более 5 мс) равна 60 Вт при напряжении до 250 В или токе до 2 А. 105 Таблица Б7 Значения коэффициентов торможения Тип реле Максимальная уставка по току Минимальная уставка срабатывания по току срабатывания ДЗТ11 0,10 и выше 0,55 и ниже ДЗТ11/2 0,40 и выше 0,475 и ниже ДЗТ11/3 0,16 и выше 0,492 и ниже ДЗТ11/4 0,40 и выше 0,475 и ниже ДЗТ11/5 0,04-0,20 — ДЗТ13 0,30 и выше 0,44 и ниже ДЗТ13/2 0,20 и выше 0,36 и ниже ДЗТ13/3, ДЗТ13/4 0,31 и выше 0,36 и ниже ДЗТ14 0,25 и выше 0,36 и ниже Б1.4. Промежуточное реле РП-23 Рисунок Б8 Общий вид реле РП-23: 1 ― сердечник; 2 ― обмотка; 3 ― якорь; 4 ― хвостовик якоря; 5 ― неподвижные контакты; 6 ― подвижные контакты; 7 ― возвратная пружина; 8 ― направляющая скоба; 9 ― пластина; 10 ― цоколь; 11 ― кожух; 12 ― упор якоря; 13 ― верхний упор; 14 ― упорная колодка Реле РП-23 (РП-25) предназначены для включения в цепи постоянного (переменного) напряжения в качестве вспомогательного реле. Общий вид реле приведен на рис. Б8. Реле выпускаются с четырьмя замыкающими и одним размыкающим контактами. Перестановкой (поворотом на 180°) угольников неподвижных контактов можно получить еще несколько комбинаций замыкающих и размыкающих контактов: ― два размыкающих и три замыкающих; ― три размыкающих и два замыкающих; ― четыре размыкающих и один замыкающий. Реле имеет четыре исполнения, отличающихся по номинальному напряжению. Диапазон рабочих температур находится в пределах ―20 … +40° С. 106 Напряжение срабатывания в холодном состоянии при температуре 20±5 °С не более 0,7 UНОМ. Напряжение возврата реле не менее 0,03 UНОМ. Время срабатывания при UНОМ не превышает 0,06 с. Таблица Б8 Данные обмоток реле РП-23 Номинальное напряжение, Число витков Диаметр про- Сопротивление, В вода, мм Ом 24 3400 0,23 120 48 7100 0,17 485 110 15200 0,11 2400 220 30000 0,08 9300 При изменении температуры от -20 до +40° С отклонение напряжения срабатывания может находиться в пределах от -20 до +30%, напряжение возврата—в пределах ±35%, а время срабатывания ― в пределах ±20% величины, измеренной при 20±5°С. Мощность, потребляемая реле, не превышает 6 Вт. Реле длительно выдерживает напряжение 1,1 UНОМ . Реле имеет контакты средней мощности. Механизм реле выдерживает без отказов в работе 100000 срабатываний. Контакты реле выдерживают 10000 срабатываний с предельной электрической нагрузкой. Масса реле не более 0,7 кг. Б1.5. Указательное реле РУ-21 Реле РУ21 применяется в качестве указателя действия в цепях постоянного тока схем защиты и автоматики. Общий вид реле приведен на рис. Б9. Реле выполняются для цепей напряжения (табл. Б9) и тока (табл. Б10). Реле выпускаются с двумя замыкающими контактами. Возможна перестановка контактных мостиков. Рисунок Б9. Общий вид реле РУ-21: 1 ― цоколь; 2 ― кожух; 3 ― обмотка; 4 ― сердечник, 5 ― якорь, 6 ― барабанчик; 7 ― неподвижные контакты; 8 ― возвратная пружина; 9 ― флажок; 10 ― ручка возврата флажка; 11 ― скоба; 12 ― винты крепления скобы; 13 ― полуось; 14 ― скоба барабанчика; 15 ― регулировочная скоба; 16 ― скоба возврата 107 Потребляемая мощность токовых реле не более 0,25 Вт, а реле напряжения ― 1,75 Вт (при номинальном напряжении 220 В ― не более 2,75 Вт). Масса реле 0,55 кг. Таблица Б9 Исполнения указательных реле напряжения Напряжение но- Напряжение сра- Длительно добатывания UCP,B пустимое наминальное Тип реле пряжение UНОМ, В UДЛИТ, В РУ21/220 220 160 242 РУ21/110 110 80 121 РУ21/48 48 35 53 РУ21/24 24 17,5 26,5 Таблица Б10 Тип реле Исполнения указательных реле тока Номинальный ток, А Длительный ток, А РУ21/0,006 0,006 0,018 РУ21/0,01 РУ21/0,016 РУ21/0,025 0,01 0,016 0,025 0,03 0,048 0,075 РУ21/0,05 РУ21/0,06 0,05 0,06 0,15 0,18 РУ21/0,08 РУ21/0,1 0,08 0,1 0,24 0,3 РУ21/0,16 0,16 0,48 РУ21/0,25 0,25 0,75 РУ21/0,4 РУ21/0,5 0,4 0,5 1,2 1,5 РУ21/1 1 3 РУ21/2 2 6 2,5 7,5 4 12 РУ21/2,5 РУ21/4 Б1.6 Реле времени РВ-100, РВ-200 Реле времени серии РВ-100 применяются в схемах релейной защиты и противоаварийной автоматики на оперативном постоянном токе для создания регули- 108 руемой с заданной точностью выдержки времени при срабатывании и обеспечения определенной последовательности работы элементов схемы. Реле имеют исполнение на 24, 48, 110 и 220 В. Сопротивление обмоток составляет соответственно 20, 80, 450 и 1750 Ом. Технические данные реле приведены в табл. Б11. Реле имеет стальной цилиндрический якорь, перемещающийся в латунной гильзе. Для исключения залипания якоря в притянутом положении на нижнем конце якоря предусмотрена бронзовая шайба. На верхнем конце якоря укреплен рычаг с пластмассовым толкателем, воздействующим на мгновенные контакты. Общий вид реле РВ-100 приведен на рис. Б10. Рисунок Б10. Общий вид реле РВ-100: 1 ― мостик подвижного контакта; 2 ― траверса; 3 ― колодка неподвижного основного контакта; 4 ― колодка неподвижного временно замыкающего контакта; 5 ― цоколь; 6 ― обмотка; 7 ― якорь; 8 ― заводной рычаг часового механизма; 9 ―часовой механизм; 10 ― кожух; 11 ― магнитопровод; 12 ― добавочный резистор; 13 ― конденсатор; 14 ― толкатель контактов мгновенного действия Пуск реле РВ100 производится подачей напряжения на его обмотку. При этом якорь втягивается, сжимая возвратную пружину, приводит в движение мгновенно действующие контакты и освобождает заводной рычаг часового механизма. Часовой механизм приводит в движение траверсу с подвижными контактами, которые по истечении заданной выдержки времени замыкают неподвижные контакты. Возврат якоря реле при снятии напряжения происходит мгновенно под действием возвратной пружины. Реле времени серии РВ-200 применяются в схемах релейной защиты и противоаварийной автоматики на переменном оперативном токе для создания регулируемой с заданной точностью выдержки времени при срабатывании и обеспечения определенной последовательности работы элементов схемы. Реле этой серии 109 имеют исполнение на 100, 127, 220 и 380 В. Магнитопровод состоит из пластин электротехнической стали, скрепленных заклепками. Общий вид реле РВ-200 приведен на рис. Б11. Рисунок Б11. Общий вид реле РВ-100: 1 ― мостик неподвижного контакта; 2 ― траверса; 3 ― колодка неподвижного временно замыкающего контакта; 4 ― колодка неподвижного основного контакта; 5 ― цоколь; 6 ― обмотка; 7 ― якорь; 8 ― заводной рычаг часового механизма; 9 ― часовой механизм; 10 ― кожух; 11 ― магнитопровод; 12 ― стягивающая рамка; 13 ― короткозамкнутый виток; 14 ― толкатель контактов мгновенного действия. Схемы реле времени серии РВ-100, РВ-200 приведены на рис. Б12. а б д в е г ж Рисунок Б12. Схемы реле: а) РВ-112…РВ-142 на 24, 48 В и РВ-218…РВ-248; б) РВ112…РВ-142 на 110, 220 В; в) РВ-113…РВ143; г) РВ-114…РВ-144 на 24, 48 В и РВ-217...РВ-247; д) РВ-114…РВ-144 на 110, 220 В и РВ-215…РВ-245; е) РВ-215…РВ-245; ж) РВ-215К…РВ-245К; ИК – искрогасительный контур 110 Таблица Б11 Технические данные реле времени Термическая мгновенного дей- стойкость при 1,1UНОМ ствия Контакты Тип реле Диапазон уставок, с с выдержкой времени РВ112 РВ122 РВ132 РВ142 0,1…1,3 0,25…3,5 0,5…9,0 1,0…20 Основной и временно замыкающий Переключающий Не более 2 мин РВ113 РВ123 РВ133 РВ143 0,1…1,3 0,25…3,5 0,5…9,0 1,0…20 Основной Замыкающий Длительная РВ114 РВ124 РВ134 РВ144 0,1…1,3 0,25…3,5 0,5…9,0 1,0…20 Основной Переключающий Не более 2 мин РВ215 РВ225 РВ235 РВ245 0,1…1,3 0,25…3,5 0,5…9,0 1,0…20 Основной и временно замыкающий Переключающий Длительная РВ215К РВ225К РВ235К РВ245К 0,1…1,3 0,25…3,5 0,5…9,0 1,0…20 Основной и временно замыкающий РВ217 РВ227 РВ237 РВ247 0,1…1,3 0,25…3,5 0,5…9,0 1,0…20 РВ218 РВ228 РВ238 РВ248 0,1…1,3 0,25…3,5 0,5…9,0 1,0…20 Длительная Основной Переключающий Длительная Основной и временно замыкающий Переключающий Длительная 111 ПРИЛОЖЕНИЕ В. Сравнительные характеристики базовых микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики для сети с U = 6-35 кВ ХАРАКТЕРИСТИКА Код ANSI ALSTOM MiCOM P120 - 127 1 Schneider Electric Sepam1000+ Рейтинг, проведенный по функциональным 2 возможностям * Количество ступеней трехфазной ТЗ 50/51 3 4 Возможность использования органа направле67 в некоторых в некоторых ния мощности (направленность ТЗ) блоках блоках Возможность использования органа Мини27 в некоторых + мального напряжения (пуском по напряжению) блоках Диапазон уставок I,II ТЗ; 50/ 2,5…200 А 10-6250 А III ТЗ 51 2,5…200 А 0,5…125 А Выдержка времени I ТЗ, II ТЗ III ТЗ Количество и виды характеристик III ступени ТЗ Возможность использования защиты минимального полного сопротивления Защита от тепловой перегрузки Защита от несимметрии и от обрыва фазы Количество ступеней защиты от замыканий на землю: направленная ненаправленная Возможность использования органа направления мощности нулевой последовательности Селективная сигнализация ОЗЗ (направленная защита от ОЗЗ) Защита от снижения напряжения при включении выключателя Определение места повреждения Дальнее резервирование 50/ 51 0…150 с 0,05…300 c 50/ 51 11 21В - DT, SIT, VIT, LTI, EIT,UIT, RI + 49 46 50N/ 51N + + 3 + + 2 67N 64N есть 4 ступени 27R есть есть АВВ «Радиус» АВВ Orion «Сириус» НТЦ «Механотроника БМРЗ REF 54x SPAC-810 IPR-A 3 4 5 6 7 8 9 3 + 4 + 3 + 3 - 3 - + + + 0.4 – 100 0.4 – 100 0.4 – 100 0,5…150 А 0,5…40 А 0,25–40 А 0,1 - 5 А 0.01-25 0.01-25 0.01-25 IAC, IEC (МЭК), 0,00-32 c 0,00-32 c 0,00-32 c РТ-80, РТВIV, МЭК 0,05-30 c 0,05-300 c 0,05-300 c - - + Нет Есть + + 2 Нет Есть + Нет Есть + + + + 3 3 в любом блоке по заказу ++ в любом блоке + по заказу 1…500 А 2…200 А 2,5–100 1…500 А 0,5…200 А 0,4…100 А 0,5…200 А А;ΔI=0.01 0,5…25 А 0,5…25 А 1,5 - 50 А;ΔI=0.01 0,05-30 c 0 – 10 0-100 c, 0,05-30 c 0,05-300 c 0,2 – 100 0,05-300 c Δt=0.01 0,05-300 c 0,05-300 c 7 МЭК (3 типа), РТ-80, РТВ-IV, МЭК РТВ-IV, РТВМЭК I + + Нет Есть + + Есть Есть + + Есть по заказу + оба варианта по заказу в любом блоке по заказу по заказу есть по току I2 + Нет + Киевприбор МРЭС -05 «ТЕМП2501» 2 ступени есть - ВНИИР нет - Окончание приложения В ХАРАКТЕРИСТИКА АПВ АВР АЧР/ЧАПВ УРОВ Логическая защита шин Рабочая температура Код ANSI 79 ALSTOM MiCOM P120 - 127 Четырехкратное + + + - 25 oС +55 oС - 25 oС +70 oС IP-52, IK 07 + 2,9 - 4,2 8 7 ±2% Погрешность срабатывания по времени Возможность технического учета электроэнергии Род тока Оперативного питания Потребляемая мощность Время готовности Цена ±2% Скорость обмена с АСУ, бит/с Протоколы обмена Внутренние часы - календарь для фиксации времени аварий Четырехкратное + Степень защиты по пульту Контроль числа включений выключателя Масса, кг Количество дискретных выходов Количество дискретных входов Основная относительная погрешность измерения тока Основная относительная погрешность измерения напряжения Гарантийный срок, лет Осциллографирование аварийных событий Интерфейсы Schneider Electric Sepam1000+ ±2% АВВ «Радиус» АВВ Orion «Сириус» НТЦ «Механотроника БМРЗ REF 54x SPAC-810 IPR-A МРЭС -05 «ТЕМП2501» Двукратное Двукратное Двукратное Двукратное Двукратное + + + + -10...+550С + + + - 20 oС+55 oС + + + + - 40 oС+55 oС Двукратное ДВУКРАТН ОЕ нет + + + + + IP-54 IP-20 IP-54 7 12 22 ±3% 9 23 16 ±2% + + + + + - 40 oС+55 oС - 20 oС +70 oС - 5 oС + 55 oС - 40 oС + 55 o С IP-40 IP-54 + 7 1,5 6,5 4 5-17 8 6-18 8 8 3% 5% 3% ±3% ±2% 3% ±3% - ±1% + 2% - Переменный Постоянный Переменный Постоянный 12 0,2 с 6 14 ±1% при I/In=0,1…1,5 ±2% при U/Un=0,05… 1,5 + + Переменный Переменный Переменный Постоянный Постоянный Постоянный 10/16 20/40 + RS232, RS485 + RS232, RS485, ВОЛС 300…38400 4800…38400 4800…19200, 1.2 Мбит/с MODBUS, K- MODBUS, SPA-BUS, BUS МЭК 870-5- LON, IEC 60 Courier 103 870-5-103 – МЭК 60870VDEW, 5-103 MODBUS RTU + + RS485 + + 113 3 + RS485 RS232 2000 – 2700 ∈ 7 во всех блоках RS232, RS485, ВОЛС 600…57600 + Киевприбор ВНИИР 5% 3% 0,2% - 2% - Переменный Переменный Постоянный переменный Постоянный Постоянный 9/15 12/7 10/15 7/15 0,25 с 0,2 с 0,2 с 3000 – 4200 $ 3 + RS485 ВОЛС 4800, 9600 RS485 RS422 MODBUS RP-BUS MODBUS SPA-BUS, Междунар. MODBUS + + + + + RS485 RS232 + RS232 SPA-BUS + +