Книга
← К списку книгЗагрузка разделов…
активнаАктивные записи участвуют в каталоге и синках. Неактивная книга скрыта, но не удалена из базы.
Книга
6殳z 3
ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
АГРОПРОМЫШЛЕННЫХ
КОМПЛЕКСОВ
6al〜з
I Л \? БИБЛИОТЕКА ЭЛЕКТРОМОНТЕРА 山 7 c выпуск 589
М.А.ШАБАД
ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ АГРОПРОМЫШЛЕННЫХ КОМПЛЕКСОВ
図
Ленинград一 一.
1987?"氯鼠富。g謳I
ББК 31.19
III 12%
УДК 621.316.9】 621.316.1
Редакционная коллегия:
Андриевский В. 〃.，Бажанов С. Л., Зайцев Ю. Я., Ларионов В. П., Мусаэлян 3. С, Розанов С. П,, Семенов В. Л., Смирнов 4 几 Трифонов А. 〃.，Устинов П. И・,Филатов Д. Л.
Рецензент В. А. Семенов
Шабад М. А.
Ш 12 Защита и автоматика электрических сетей агропромышленных комплексов.——Л.: Энерго атомиздат. Ленингр. отд-ние, 1987.— 120 с.: ил. (Биб-ка электромонтера; Вып. 589)
Рассмотрены современные схемы внешнего электроснабжения по линиям 10 кВ агропромышленных комплексов. Описаны устройства защиты от к. з. и автоматики переключений (АПВ, АВР и др.), дан их сравнительный анализ и определены области применения. Приведены примеры расчета н выбора устройств защиты от к. з. н автоматики переключений на подстанциях 10/0,4 кВ агропромышленных предприятий.
ББК 31.19ББК 31.19„ 2302040000—101 八
ББК 31.19
ББК 31.19
Ш 051(01)-87[89—87
© Энергоатомиздат, 1987
ПРЕДИСЛОВИЕ
На современных крупных сельскохозяйственных предприятиях ——птицефабриках, животноводческих комплексах, хранилищах овощей и фруктов — производство и переработка продукции осуществляются на промышленной основе с высоким уровнем механизации и автоматизации производственных процессов и значительным потреблением электрической энергии. Поэтому такие предприятия называют агропромышленными. Для большинства из них характерна непрерывность производственного процесса, а следовательно, особенно важна бесперебойность в подаче электроэнергии. Обеспечение надежности электроснабжения агропромышленных предприятий ——одна из основных задач энергетиков, их большой и важный вклад во всенародное дело выполнения Продовольственной программы.
Надежность электроснабжения агропромышленного предприятия обеспечивается путем сооружения двух или более питающих линий электропередачи, установкой на каждой подстанции не менее двух трансформаторов, секционированием электролиний и распределительных устройств коммутационными аппаратами, а также комплексной автоматизацией электрических сетей и подстанций [1, 2]. В объем комплексной автоматизации входит в первую очередь защита электроустановок от различных повреждений и ненормальных режимов и автоматика для быстрого восстановления прерванного электроснабжения (АПВ, АВР), описанию которых посвящена эта книга.
Для повышения надежности работы сельских электрических сетей 10 кВ промышленностью выпускается разнообразная распределительно-коммутационная аппаратура. Наряду с широко известными масляными выключателями типа ВМГ-10, ВМПП-10 все большее применение находят масляные выключатели ВММ-10, а также вакуумные выключатели типа ВВВ-10/320, которые обладают большим ресурсом и просты в обслуживании.
Выпускаются комплектные распределительные устройства наружной установки (КРУН) как для подстанций 110/10 1* 3
и 35/10 кВ, так и для пунктов автомэтического секционирования и АВР (КРН-Ш-10, К-47, KPH-10VI, К-102). В ячейках КРУН пунктов автоматического секционирования и АВР линий 10 кВ, кроме выключателя, разъединителей, трансформаторов тока и аппаратуры релейной защиты, предусматривается по два трансформатора напряжения с каждой стороны (типа НОМ-10), а при одностороннем питании линии 10 кВ ——только два TH (удвоенное число TH необходимо для обеспечения эффективного обогрева ячеек).
В качестве пунктов автоматического секционирования и АВР используются также закрытые трансформаторные подстанции (ЗТП), сооружение которых в последние годы ведется весьма интенсивно. Для ЗТП 10 кВ выпускаются комплектные распределительные устройства типов КСО-266 с масляными выключателями и КСО-366 с выключателями нагрузки. Закупаются ячейки КРУ в странах СЭВ.
Разнообразная аппаратура выпускается промышленно* стью и для комплексной автоматизации сельских электрических сетей, в том числе сетей 10 кВ. В этой книге дается технический обзор современных устройств защиты и автоматики, как электромеханических, так и полупроводниковых (электронных), рассматриваются их достоинства и недостатки применительно к наиболее распространенным первичным схемам внешнего электроснабжения агропромышленных предприятий и других потребителей, расположенных в сельской местности.
Появление полупроводниковых (электронных) защит и реле не следует рассматривать как сигнал к немедленному и полному отказу от использования в электрических сетях 10 кВ существующих традиционных устройств защиты с электромеханическими реле. Там, где расчеты указывают на возможность выполнения достаточно чувствительной, быстродействующей, селективной (избирательной) и надежной защиты с электромеханическими реле, их надо использовать, учитывая, что в настоящее время они стоят намного дешевле полупроводниковых устройств защиты, накоплен большой опыт их обслуживания, имеются запасные части и специальные наборы инструмента для ремонта и регулировки этих реле. Наряду с этим следует широко использовать преимущества полупроводниковых реле и устройств защиты для увеличения чувствительности, снижения времени действия, обеспечения селективности и надежности защиты в тех случаях, когда это необходимо, например в сетях, состоящих из нескольких последовательно 4
включенных линий 10 кВ, при возможности двустороннего питания линий, при малых значениях токов повреждения в конце защищаемого участка, при осуществлении дальнего резервирования. Внедрение полупроводниковых защит необходимо и для скорейшего накопления опыта их обслуживания, выявления и устранения недостатков выполнения этих устройств. Таким образом, в ближайшие годы в электрических сетях 10 кВ в сельской местности будут исполь- зоваться как электромеханические, так и полупроводниковые устройства защиты, и персоналу служб РЗА необходимо знать и те и другие устройства.
Выполнение устройств защиты и отдельных реле на элементах радиоэлектроники и на микроэлектронных схемах не отменяет известных принципов выполнения защит трансформаторов и линий электропередачи от коротких замыканий： максимальной токовой защиты, направленной токовой, дистанционной и дифференциальной защит, и поэтому некоторые полупроводниковые (электронные) реле имеют примерно такие же характеристики срабатывания, что и электромеханические реле того же назначения [3]. Но в ряде случаев электронные реле и защиты имеют специфические характеристики, существенно отличающиеся от традиционных (например, максимальная токовая защита типа ТЗВР, дистанционная защита типа КРЗА-С), что требует особой методики расчета и регулировки параметров срабатывания перед включением их в работу [4, 5].
При описании различных устройств и схем защиты и автоматики электросетей 10 кВ в книге в первую очередь определяются назначение и область применения устройства, затем рассматриваются его достоинства и недостатки по сравнению с другими устройствами того же назначения и указываются работы, в которых подробно рассмотрены вопросы обслуживания этого устройства. Приведенные в книге сведения должны помочь электромонтерам, мастерам и начинающим инженерам и техникам в осуществлении автоматизации электросетей 10 кВ.
Автор считает своим приятным долгом выразить признательность за ценные советы Ф. Д. Кузнецову, В. В. Молчанову, В. А. Семенову, а также А. Ю. Емельянцеву, написавшему приложение, посвященное устройствам защиты и автоматики, поставляемым из ГДР.
Замечания и предложения по книге просьба присылать по адресу: 191065, Ленинград, Марсово поле, 1, Ленинградское отделение Энергоатомиздата.
Автор
1_ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕЙ 10 кВ АГРОПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ И ТИПЫ УСТРОЙСТВ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
Требования «Правил» [1, 2] к защите и автоматике воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 3——10 кВ с изолированной нейтралью. Наряду с общими требованиями к защите (селективность, быстродействие, чувствительность и надежность) в «Правилах» [2] указаны типы и принципы выполнения защиты конкретно для воздушных и кабельных сетей напряжением 3—10 кВ, к которым относятся и сети 10 кВ агропромышленных предприятий. Для линий в этих сетях должны быть предусмотрены устройства защиты от многофазных (междуфазных) коротких замыканий и от однофазных замыканий на землю. На одиночных линиях с двусторонним питанием выполняются направленные токовые защиты от междуфазных к. з., а при необходимости ——дистанционные защиты в простейшем исполнении.
Защита от однофазных замыканий на землю должна выполняться селективной (из би р атель ной), указывающей номер поврежденной линии, но допускается устанавливать неселективную защиту, сигнализирующую о замыкании на землю в данной электрически связанной сети 10 кВ. В последнем случае отыскание поврежденной линии производится поочередным отключением присоединений. По тре6о~ ваниям техники безопасности защита от однофазных замыканий должна действовать на отключение поврежденного присоединения, при этом она должна выполняться селективной.
Автоматическое повторное включение (АПВ) должно предусматриваться для всех воздушных и смешанных кабельно-воздушных линий, а в ряде случаев и для кабельных линий. Могут применяться устройства АПВ однократного или двукратного действий. Устройство АПВ двукратного действия применяется в тех случаях, когда не имеется
автоматического резервирования потребителей по сети с помощью устройств автомэтического включения резервного питания (АВР).
В зависимости от требований к надежности электроснабжения потребителей применяются следующие схемы ВЛ-10 кВ: одиночные (радиальные); одиночные с автоматическим секционированием; секционированные с автоматическим сетевым резервированием; петлевые; блочные (линия-трансформатор).
Выбор типов устройств релейной защиты и автоматики в зависимости от схемы электросети 10 кВ и в соответствии с «Правилами» [2] рассматривается в этом параграфе, описания различных типов устройств защиты линий от междуфазных коротких замыканий приведены в § 2 и 3, устройств защиты от однофазных замыканий на землю —— в § 4, устройств автоматики — в § 5. Защита трансформаторов рассмотрена в § 6 и 7.
Одиночные (радиальные) линии 10 кВ с односторонним питанием без автоматического секционирования (рис. I). Электроснабжение потребителей осуществляется через однотрансформаторные подстанции 10/0,4 кВ, как правило, комплектные типа КТП, которые подключаются к радиальным линиям ВЛ1 и ВЛ2 с помощью ответвлений (отпаек) длиной от нескольких сотен метров до нескольких десятков километров. Для потребителей первой категории надежности устанавливаются две однотр а нс ф ор м а тор н ые КТП, а на стороне 0,4 кВ выполняется распределительный щит с автоматическим переключением питания всех потребителей от одного из трансформаторов при отключении одной из линий ВЛ1 или BJI2 или одного из трансформаторов. Для выполнения автоматического переключения питания устанавливаются три автомэтических воздушных выключателя (автомата) с электромагнитами управления: два на вводах 0,4 кВ Ав1 и Ав 2 и один С Ав между секциями 0,4 кВ, а также устройство АВР. Электроснабжение по одиночным радиальным линиям 10 кВ не является достаточно надежным, поскольку при устойчивом повреждении в любой точке разветвленной многокилометровой линии она целиком отключается от источника питания и на время ремонтных работ нарушается электроснабжение потребителей, не имеющих резервирования по сети 0,4 кВ (рис. 1). Выполнение большого числа устройств АВР-0,4 кВ экономически нецелесообразно. Еще более дорогим мероприятием является установка у потребителей независимых источников электроэнергии, например дизель-генераторов.
Рис. 1. Схема сети 10 кВ с одиночными (радиальными) линиями ВЛ/, ВЛ2Рис. 1. Схема сети 10 кВ с одиночными (радиальными) линиями ВЛ/, ВЛ2Рис. 2. Схема сети 10 кВ с одиночными линиями с автоматическим секционированием выключателями BClt ВС2 (&) и выключателем нагрузки ВН2 (б)ДМ3 — делительная защита минимального напряжения; КТПП ——комплектная трансформаторная проходная подстанция 10/0,4 кВРис. 2. Схема сети 10 кВ с одиночными линиями с автоматическим секционированием выключателями BClt ВС2 (&) и выключателем нагрузки ВН2 (б)ДМ3 — делительная защита минимального напряжения; КТПП ——комплектная трансформаторная проходная подстанция 10/0,4 кВВГ — выключатель головной; ТЦТ2)—- трансформаторы 10/0,4 кВ; Лв/, Ав2 — автоматический воздушный выключатель (автомат); САе — секционный автомат； РЗ 一 релейная защита линии; АПВ2 — устро負ство АПВ двухкратного действия; АВР — устройство автоматического включения резервного питания
Рис. 1. Схема сети 10 кВ с одиночными (радиальными) линиями ВЛ/, ВЛ2
Рис. 1. Схема сети 10 кВ с одиночными (радиальными) линиями ВЛ/, ВЛ2
Рис. 2. Схема сети 10 кВ с одиночными линиями с автоматическим секционированием выключателями BClt ВС2 (&) и выключателем нагрузки ВН2 (б)
ДМ3 — делительная защита минимального напряжения; КТПП ——комплектная трансформаторная проходная подстанция 10/0,4 кВ
Рис. 2. Схема сети 10 кВ с одиночными линиями с автоматическим секционированием выключателями BClt ВС2 (&) и выключателем нагрузки ВН2 (б)
ДМ3 — делительная защита минимального напряжения; КТПП ——комплектная трансформаторная проходная подстанция 10/0,4 кВ
Одиночные линии 10 кВ с односторонним питанием и с автоматическим секционированием (рис. 2). Для повышения надежности электроснабжения по одиночным линиям широко применяется автоматическое секционирование, т. е. разделение линии на два или несколько участков с помощью коммутационных аппаратов, работающих автоматически. Пункты автоматического секционирования могут устанавливаться как в магистральной линии (последовательное секционирование), так и в начале наиболее протяженных ответвлений (параллельное секционирование). Эффект от автоматического секционирования получается за счет того, что при к. з. за пунктом секционирования (например, в точке К1 на рис. 2,а) отключается секционирующий выключатель (ВС2), а питание остальных потребителей сохраняется.
Аппаратами автоматического секционирования могут служить: плавкие предохр а ните л и; выключатели масляные или вакуумные, оборудованные релейной защитой РЗ и устройством АПВ и способные отключать токи короткого замыкания (рис. 2,а); выключатели нагрузки и автоматические отделители, оборудованные делительной защитой минимального напряжения (ДМ3 на рис. 2,6), которые от-
ключаются только в бестоковую паузу, наступающую после отключения поврежденной линии головным выключателем ВГ.
Плавкие предохранители для секционирования воздушных линий 10 кВ практически не применяются [6]. Автоматические отделители пока не нашли широкого применения из-за отсутствия серийной аппаратуры (отделители, устройства автоматики и источники оперативного тока).
Выключатели нагрузки типов ВН-11, ВН-16 широко используются в сельских сетях 10 кВ в связи с массовым строительством закрытых трансформаторных подстанций ЗТП-10 и выпуском промышленностью комплектных проходных понижающих подстанций КТПП-10. В большинстве случаев выключатели нагрузки управляются ручными автоматическими приводами типа ПРА-17, которые имеют механизм свободного расцепления, что позволяет отключать эти выключатели как вручную, так и с помощью встроенного электромагнита (отключающей катушки). Устройства автоматики отключают выключатели нагрузки во время бесто- ковых пауз, т. е. после отключения тока к. з. масляным выключателем, расположенным ближе к источнику питания. При выполнении несложной реконструкции выключатели нагрузки могут быть использованы для автоматического включения [4].
На рис. 2,6 показан пример использования выключателя нагрузки для автоматического секционирования линии 10 кВ с помощью делительной защиты минимального напряжения типа ДМ3 (§ 5). При к. з. на линии ВЛ за местом установки КТПП (точка Д7) отключается релейной защитой РЗ головной выключатель ВГ, а затем через 2—• 5 с повторно включается устройством двукратного АПВ2. Если к. з. является устойчивым и не самоустранилось во время первой бестоковой паузы, то выключатель ВГ снова отключается релейной защитой. Возникает вторая бестоко- вая пауза, во время которой автоматически отключается устройством ДМ3 выключатель нагрузки ВН2 на подстанции КТПП, Через 15—20 с головной выключатель ВГ включается вторично (второй цикл двукратного АПВ2). Таким образом, на неповрежденном участке линии ВЛ от головного выключателя ВГ до выключателя нагрузки ВН2 восстанавливается напряжение, в том, числе возобновляется электроснабжение потребителей подстанции КТПП. Чем длиннее участок линии, расположенный за КТПП, тем более вероятны повреждения именно на этом участке и тем выше экономический эффект от автоматического секционирова-
«ия. Этот эффект тем больше, чем выше мощность потребителей, подключенных между головным выключателем и секционирующим аппаратом. Но как раз эти параметры затрудняют выполнение достаточно чувствительной защиты на головном выключателе. Действительно, чем больше мощность потребителей, тем выше значение рабочего тока защищаемой линии и тем выше выбирается ток срабатывания максимальной токовой защиты, для того чтобы она не смогла излишне сработать при рабочих токах и токах перегрузки, например, при самозапуске нагрузки после АПВ. А чем больше расстояние до самой удаленной электрически точки защищаемой линии, тем меньше значение тока к. з. Таким образом, на длинных и сильно нагруженных линиях не всегда можно обеспечить необходимое значение коэффициента чувствительности токовой защиты. Напомним, что этот коэффициент представляет собой отношение минимального тока к. з. к току срабатывания защиты и должен быть не менее чем 1,5 [2, 5]. При меньших значениях коэффициента чувствительности следует использовать для автоматического секционирования масляный или вакуумный выключатель, оборудованный устройствами релейной защиты и АПВ (рис. 2,а).
При установке такого секционирующего выключателя с собственной защитой сокращается основная зона действия защиты, выполненной на головном выключателе. Теперь для этой защиты необходимый коэффициент чувствительности должен быть обеспечен только при к. з. в местах установки секционирующих выключателей ВС1 и ВС2. Более удаленные к. з. должны отключаться соответствующими защитами, установленными на выключателях ВС1 и ВС2. Желательно, чтобы и головная защита на выключателе ВГ была чувствительна к этим к. з., хотя бы с меньшим коэффициентом чувствительности (1,2), с целью резервирования отказов защиты на секционирующих выключателях или отказов самого выключателя. Такое резервирование называется дальним [2].
Для автоматического секционирования линий с помощью выключателей, оборудованных релейной защитой, применяются:
масляные выключатели специального исполнения, предназначенные для наружной установки на опорах ВЛ 10 кВ, со встроенными первичными реле прямого действия (в настоящее время из-за отсутствия простых и надежных выключателей этот способ секционирования применяется редко [6]);
10
масляные и вакуумные выключатели, установленные в различных комплектных распределительных устройствах наружной установки (ячейки 丧РУН типа К-36, КРН-10, К-102 и др.) совместно с трансформаторами тока и вторич^ ными реле защиты;
масляные или другие выключатели, установленные в комплектных распределительных устройствах подстанций закрытого типа ЗТП-10/0,4 кВ.
Защита на головных и секционирующих выключателях одиночных линий 10 кВ с односторонним питанием (рис. 1 и 2) выполняется в виде двухфазной двухрелейной максимальной токовой защиты и токовой отсечки с использованием следующих типов токовых реле:
максимальных реле тока прямого действия с зависимой 0T тока выдержкой времени типа РТВ (максимальная то- ковая защита) и мгновенных реле тока типа РТМ (токовая отсечка);
максимальных реле тока косвенного действия с зависимой от тока выдержкой времени типа РТ-80, в которых предусмотрена возможность мгновенного срабатывания при относительно больших значениях тока короткого замыкания;
максимальных реле тока косвенного действия с мгновенным срабатыванием типа РТ-40; для создания выдержки времени срабатывания максимальной токовой защиты устанавливается реле времени либо типа РВ при выполнении защиты на постоянном оперативном токе, либо типа РВМ при выполнении защиты на переменном оперативном токе (последнее применяется сравнительно редко);
полупроводниковое устройство типа ТЗВР, представляющее собой двухступенчатую максимальную токовую защиту с зависимой от тока прямолинейной характеристикой [4, 5].
Наиболее часто применяются максимальные токовые защиты с обратно зависимой от тока выдержкой времени, причем выполненные на переменном оперативном токе с реле типа РТВ или РТ-85; схемы этих защит, а также защита типа ТЗВР рассмотрены в § 2.
Автоматика повторного включения на головных и секционирующих выключателях выполняется с помощью устройств АПВ однократного или двукратного действия, причем последнее увеличивает число успешных АПВ на 15—20%. Схема устройства АПВ выбирается в зависимости от типа привода выключателя (§ 5).
Блок линия-трансформатор (рис. 3). Для крупных агропромышленных предприятий электроснабжение может пре-
11
Рис. 4. Схема сети 10 кВ с автоматическим сетевым резервированием и автоматическим сек- ционированием в нормальном (а) и аварийных (6, 6)режимах работыВГ, ВС, ВЛ — выключатели головной, секционирующий, пункта АВРРис. 4. Схема сети 10 кВ с автоматическим сетевым резервированием и автоматическим сек- ционированием в нормальном (а) и аварийных (6, 6)режимах работыВГ, ВС, ВЛ — выключатели головной, секционирующий, пункта АВРРис. 3. Схема блоков «линия-трансформатор ЛТ1(ЛТ2)
Рис. 4. Схема сети 10 кВ с автоматическим сетевым резервированием и автоматическим сек- ционированием в нормальном (а) и аварийных (6, 6)режимах работы
ВГ, ВС, ВЛ — выключатели головной, секционирующий, пункта АВР
Рис. 4. Схема сети 10 кВ с автоматическим сетевым резервированием и автоматическим сек- ционированием в нормальном (а) и аварийных (6, 6)режимах работы
ВГ, ВС, ВЛ — выключатели головной, секционирующий, пункта АВР
дуематриваться по блочной схеме линия-трансформатор 10/0,4 кВ, причем мощность трансформаторов может быть равна 630 кВ - А или 1 МВ-А и более при схеме соединения их обмоток треугольник — звезда с выведенной нейтралью △/ ¥•
Релейная защита на головном выключателе линии ВГ выполняется в виде двухступенчатой максимальной токовой защиты, состоящей из быстродействующей токовой отсечки в двухрелейном исполнении и максимальной токовой защиты с выдержкой времени, как правило, в трехрелейном исполнении [2, 5]. Если быстродействующая защита линии надежно защищает всю линию и частично трансформатор, а защита с выдержкой времени не более 1 с защищает весь трансформатор, «Правила» [2] разрешают не выполнять собственную защиту на трансформаторе, работающем в блоке с линией. Данное разрешение не распространяется на внутрицеховые трансформаторы, но в осталь- ных случаях блочная схема позволяет существенно упростить схему и защиту подстанции на стороне 10 кВ. Резервирование потребителей при устойчивом повреждении одного из блоков осуществляется с помощью устройства АВР на стороне 0,4 кВ (рис. 3). Если на головном выключателе линии введено в действие устройство АПВ однократного
действия, то время срабатывания устройства АВР на стороне 0,4 кВ должно быть выше, чем время АПВ линии.
Одиночные линии с автоматическим сетевым резервированием и автоматическим секционированием с помощью выключателей (рис. 4). На головных выключателях этих линий применяются те же типы релейной защиты, что и на одиночных линиях с односторонним питанием. Это объясняется тем, что перед срабатыванием устройства АВР на пункте сетевого АВР (ВА на рис. 4) головной вмкмюиа- тель линии ВГ отключается делительной защитой минимального напряжения ДМ3, которая срабатывает при продолжительном отсутствии напряжения на шинах питающей подстанции А или Б. Такое предварительное отключение производится с целью предотвращения опасных режимов: подачи напряжения от резервного источника по сети низшего напряжения на устойчивое повреждение в сети основного (рабочего) источника питания;
перегрузки резервного источника питания.
Таким образом исключается прохождение мощности (тока) через головной выключатель в направлении из линии к шинам питающей подстанции. Это и позволяет выполнять на головных выключателях простую максимальную токовую защиту.
На секционирующих выключателях ВС1, ВС2 (рис. 4) защита должна выполняться более сложной, такой же, как для линий с двусторонним питанием. Это объясняется тем, что в режиме после срабатывания сетевого устройства АВР н включения выключателя ВА (рис. 4,6, в) через секционирующие выключатели ВС1 и ВС2 мощность (ток) короткого замыкания может проходить не в прямом, нормальном, направлении, а в обратном. Например, при к. з. в точке К1 (рис. 4,6) мощность (ток) к. з. через выключатель ВС1 проходит в прямом направлении — от рабочего источника А. Защита на этом выключателе должна иметь 66ль・ тую на ступень селективности выдержку времени, чем защита на В А, и на две ступени селективности большую по отношению к защите на ВС2. В другом режиме (рис. 4,в) при к. з. в точке К2 мощность (ток) к. з. через этот же выключатель ВС1 проходит в обратном направлении и, кроме того, он оказывается ближайшим к месту повреждения. Очевидно, что в этом случае защита на ВС1 должна сработать быстрее, чем защита на В А, и тем более защита на ВС2. Эти противоречивые требования не могут быть выполнены с помощью простой максимальной токовой защи- тн, и поэтому《Правила》[2] предусматривают установку
направленной защиты или простейшей дистанционной защиты. В настоящее время с помощью серийно выпускаемой аппаратуры возможно выполнение одного из следующих вариантов защиты на секционирующих выключателях (пунктах секционирования), которые могут селективно работать в рассмотренных режимах двустороннего питания (рис. 4,6,в).
Установка двух комплектов максимальной токовой защиты, из которых один, работающий с меньшим временем, выполняется направленным в сторону основного, рабочего, источника питания. Например, на выключателе ВС1 при к. з. в точке К2 (рис. 4,6) будет работать направленный комплект защиты, отрегулированный на время срабатывания около 0,2 с, меньшее, чем время срабатывания защиты на В А, и тем более основного комплекта защиты на ВС2. В нормальном режиме (рис. 4,а) или аварийном режиме питания сети от источника А (рис. 4,6) направленный комплект защиты на ВС1 не сможет сработать, так как мощность (ток) к. з. проходит через эту защиту от основного источника А в сторону резервного 5 и контакты реле направления мощности не замыкаются. В этих режимах при к. з. действует другой, основной, комплект максимальной токовой защиты с выдержкой времени, большей, чем у защиты на ВА и у направленного комплекта защиты на ВС2. Этот направленный комплект в режиме питания сети от источника Л (рис. 4,6) при к. з. в точке KI оказывается ближайшим к месту повреждения и срабатывает раньше всех, несмотря на то, что у него имеется небольшая выдержка времени ——около 0,2 с. Такое небольшое замедление обеспечивает, как правило, селективность между защитой и плавкими предохранителями трансформаторов 10/0,4 кВ, подключенных к линии между головным ВГ и секционирующим выключателем ВС при повреждении на выводах 10 кВ трансформатора в режиме питания от резервного источника (рис. 4,6 или 6). Принципиальная схема защиты приведена в § 3.
Б. Установка двух комплектов простых максимальных токовых защит (ненаправленных) с разными уставками по току и по времени. В нормальном режиме более чувствительный и имеющий меньшее время срабатывания комплект защиты выведен из действия. Основной комплект, настроенный селективно с защитой на пункте АВР (выключатель ВА на рис. 4) > постоянно введен в работу. При отключении основного источника питания и автоматическом переключении линии на питание от резервного источника 14
так же автоматически вводится в действие чувствительный комплект защиты с меньшим временем срабатывания. Автоматический ввод этого комплекта может производиться при длительном отсутствии напряжения, обязательно перед срабатыванием сетевого устройства АВР, например, с помощью устройства переключения защит типа УПЗС (§ 3). Изменение настройки защиты может производиться и при изменении направления мощности в режиме после срабатывания сетевого устройства АВР (на этом принципе построена полупроводниковая защита типа ЛТЗ). Схемы с переключением комплектов максимальных токовых защит при этих условиях выполнены в современных КРУН типа К-Ю2 (§ 3).
Установка полупроводниковой дистанционной защиты (типа КРЗА-С), имеющей линейно зависимую от сопро- тивления до места к. з. характеристику времени срабатывания (§ 3). Выдержка времени срабатывания у этой защиты тем больше, чем больше полное сопротивление линии до места к. з. Поскольку сопротивление линии прямо пропорционально длине (дистанции), время срабатывания защиты плавно увеличивается по мере удаления точки к. з. от места установки защиты. Поэтому такая защита на ближайшем к месту к. з. выключателе будет действовать всегда с меньшим временем, чем аналогичная защита на выключателе, более удаленном от места к. з. Например, при к. з. в точке К/ (рис. 5) и питании сети от источника Б ближайшим к месту повреждения оказывается выключатель 1. От места установки защиты 7 до к. з. в точке К/ расстояние меньше, чем от места установки защиты 2, поэтому защита / сработает с меньшим временем, чем защита 2, и тем более защита 3. При другом к. з., в точке К2, у защиты / автоматически возрастает выдержка времени на срабатывание, а у защиты 3, наоборот, время срабатывания оказывается минимальным, поскольку к. з. произошло близ места ее установки. Таким образом, автоматически обеспечивается селективная работа защит в обоих режимах.
Даже из краткого описания вариантов выполнения защит на пунктах автоматического секционирования, обеспечивающих селективность в обоих режимах прохождения мощности (тока) к. з., хорошо видно, насколько усложняется и удорожается защита по сравнению с простой макси- мальной токовой. К этому добавляются трудности обслуживания сложных защит, установленных в ячейках КРУН, в особенности типа К-102, в которых все работы по обслуживанию релейной защиты могут производиться лишь при пол-
Рис. 5. Карта селективности с защитными характеристиками t—f(z) дистанционных защит 1, 2, 3 типа КРЗА-С для режимов питания сети 10 кВ от источника А (к. з. в точке К2) или от источника Б (к. з. в точке А7)
Рис. 6. Схема линии 10 кВ и закрытой трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ ЗТП, используемой как пункт автоматического секционирования (петлевая схема)
BBl, ВВ2 — выключатель ввода 10 кВ
ном снятии напряжения. В таких условиях невозможна проверка правильности включения направленных защит рабочим током линии (《фазировка》)，невозможно опробование полупроводниковых защит с помощью встроенного тестового контроля. При использовании для целей автоматического секционирования линий подстанций 10 кВ закрытого типа (ЗТП) указанные трудности обслуживания отпадают, но и на ЗТП один из выключателей ввода должен быть оборудован направленной или дистанционной защитой или устройством для автоматического ввода — вывода защиты (выключатель ВВ1 на рис. 6), что также требует сложной и дорогой аппаратуры.
Массовое сооружение закрытых подстанций 10 кВ позволяет выполнять так называемые петлевые схемы питания, когда магистральная линия заводится поочередно на все ЗТП (одна из ЗТП показана на рис. 6). С учетом сетевого устройства АВР петлевые схемы обеспечивают высокую надежность электроснабжения потребителей.
Упрощение защит на секционирующих выключателях линий с двусторонним питанием. Одним из наиболее простых способов упрощения защит на секционирующих выключателях в сетях с автоматическим резервированием (рис. 4) является перенос устройства делительной мини- 16
мальной защиты ДМ3 с головных выключателей ВГ1 и ВГ2 на секционирующие ВС1 и ВС2. При этом исключается возможность прохождения мощности (тока) к. з. через ВС1 и ВС2 в обратном направлении, т. е. к шинам основного источника питания, и поэтому отпадает необходимость в обеспечении селективности действия защиты в этом направлении. На ВС1 и ВС2 оказывается достаточным выполнить простые защиты, такие же, как на головных выключателях ВГ1, ВГ2 и на выключателе ВА пункта сетевого АВР. Для схемы сети, где секционирование осуществляется на ЗТП (рис. 6), устройство ДМ3 может быть перенесено с головного выключателя ВГ на выключатель ввода ВВ1, с тем чтобы после действия устройства сетевого АВР на выключателе ВА восстановить питание ЗТП отис- точника 6. На выключателе ВВ1 линейная защита в этом случае не требуется.
Установка делительных минимальных защит типа ДМ3 на секционирующих выключателях понижает надежность питания потребителей, включенных между головным и секционирующим выключателями, так как для них исключается возможность автоматического получения резервного питания от источника Б (рис. 4, 6). Для того, чтобы не пониж атьн адеж ности
электроснабжения этих потребителей, следует обеспечить высокую надежность питания шин 10 кВ основного источника. Это достигается двусторонним питанием районной подстанции на стороне высшего напряжения (110 кВ на рис. 7) и установкой не менее двух трансформаторов с устройством АВР между ними. Для потребителей первой категории на- Рис. 7. Схема сетей ПО н 10 кВ с двухсторонним питанием н устройствами автоматики с высокой надежностью электроснабжения подстанций 10/0,4 кВ ПС1, ПС2
:盛，小裳卷 r? i/ I:盛，小裳卷 r? i/ I17172—5232
:盛，小裳卷 r? i/ I
:盛，小裳卷 r? i/ I
17
17
дежности предусматривается питание от двух линий 10 кВ, отходящих от разных секций районной подстанции (подстанции ПС1, ПС2). По возможности питающие линии 10 кВ прокладываются от разных подстанций 1110 или 35 кВ. На них обязательно предусматриваются устройства АПВ одно- или двухкратного действия. На потребительских подстанциях ПС1, ПС2 и им подобных выполняются устройства АВР на стороне 10 или 0,4 кВ, причем с автоматическим восстановлением схемы доаварийного режима после появления напряжения со стороны основного источника питания, как это предуематривается «Правилами» [2]. Эти мероприятия обеспечивают не менее надежное питание потребителей, подключенных между головными и секционирующими выключателями, по сравнению с вариантом их автоматического резервирования от другого источника питания сети 10 кВ (рис. 4, 6).
Использование выключателей нагрузки для автоматического секционирования линий 10 кВ в сетях с автоматическим резервированием. Как уже было отмечено, в настоящее время для автоматического секционирования линий 10 кВ широко используются выключатели нагрузки, устанавливаемые в закрытых помещениях ЗТП-10 или КТПП-10. Институтом «Сельэнергопроект» разработан типовой проект автоматизации ЗТП-10 с целью использования этих подстанций в качестве пунктов автоматического секционирования н АВР. В этом проекте приведена схема делительной автоматики по току к. з. для избирательного отключения ВН1 или ВН2 в зависимости от того, на какой из линий 10 кВ (ВЛ1 или BJI2) произошло к. з. (рис. 8). Для этого в схеме автоматики предусмотрены токовые реле контроля режима короткого замыкания. На рис. 8,а показана часть сети 10 кВ, питающаяся от источника А, до пункта сетевого АВР с выключателем В А. При устойчивом к. з. на линии ВЛ2 в точке《7 дважды — до и после АПВ первого цикла — отключается выключатель линии ВЛ1 на подстанции А. Схема делительной автоматики по току к. з. ДАТ на ЗТП запоминает эти два броска тока и во вторую бестоковую паузу дает команду на отключение выключателя нагрузки ВН2. При этом выключатель нагрузки ВН1, имеющий другую схему автоматического отключения, не успевает отключиться благодаря большей выдержке времени срабатывания этой автоматики. Второй цикл устройства АПВ включает выключатель линии ВЛ1 и восстанавливает питание потребителей ЗТП. Если к этому времени повреждение в точке К/ самоустранилось, пи- 18
Рис. 8. Схема резервируемой сети 10 кВ с автоматическим избирательным секционированием выключателя ми нагрузки ВН1 или ВН2
ДАТ — делительная автоматика по току; ДМ3 — делительная защита (автоматика) минимального напряжения
такие потребителей, подключенных к ВЛ2, будет восстановлено действием сетевого устройства АВР. Если к. з. оказалось устойчивым, действие АВР будет неуспешным, так как релейная защита отключит выключатель ВА после его включения на к. з.
При к. з. на ВЛ1 в точке К2 (рис. 8,6) также отключается выключатель линии ВЛ1 на подстанции Л, действует устройство двукратного АПВ. Если повреждение не самоустраняется и АПВ неуспешно, на подстанции ЗТП с выдержкой времени, большей, чем время второго АПВ, срабатывает защита минимального напряжения и отключает выключатель нагрузки ВН1. Питание ЗТП восстанавливается от источника Б с помощью сетевого устройства АВР, включающего выключатель ВА. Схема автоматики рассмотрена в § 5 (рис. 31).
Опыт эксплуатации ЗТП (рис. 7, 8) указывает на достаточно большую вероятность к. з. на шинах 10 кВ, при котором теряют питание все присоединения этой подстанции. Для повышения надежности электроснабжения в ряде энергосистем секционируют шины 10 кВ ЗТП с помощью масляного или вакуумного выключателя (Белглавэнерго, Ленэнерго и др.). Если на этой ЗТП осуществляется нормальный раздел сети, то секционный выключатель оборудуется релейной защитой и устройствами АПВ и АВР. Если ЗТП является пунктом автоматического секционирования, то защиту на секционном выключателе выполняют по одному из способов, описанных в § 3 для пунктов секцио- 2* 19
нирования линий с двусторонним питанием. Линии 10 кВ оборудуются на таких ЗТП выключателями нагрузки, которые отключаются в бестоковую паузу устройствами автоматики.
УСТРОЙСТВА ЗАЩИТЫ ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ К. 3. ЛИНИЙ С ОДНОСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ
Двухступенчатая токовая защита на реле прямого действия. В соответствии с «Правилами» [2] первая ступень защиты выполняется в виде токовой отсечки на реле типа РТМ, а вторая ——в виде максимальной токовой защиты с обратно зависимой от тока характеристикой выдержки времени на реле типа РТВ. Реле РТМ и РТВ относятся к группе реле прямого действия, которые одновременно являются измерительным и исполнительным органом, непосредственно воздействующим на запирающий механизм привода выключателя [3, 7]. Принципиальные схемы двухступенчатой токовой защиты на реле прямого действия показаны на рис. 9. Раздельное включение реле токовой отсечки I н 2 типа РТМ и реле максимальной токовой защиты 3—— 6 типа РТВ (рис. 9,6) на разные обмотки трансформаторов тока используется в тех случаях, когда при совместном включении этих реле (рис. 9,а) оказывается недопустимо большой погрешность трансформаторов тока [5]. Максимальная токовая защита выполняется трехрелейной в тех случаях, когда она должна защищать трансформаторы 10/0,4 кВ со схемой соединения обмоток треугольник ——
Рис. 9. Принципиальная схема двухступенчатой защиты линии 10 кВ с включением максимальных реле тока прямого действия типа РТМ (токовая отсечка) и РТВ (максимальная токовая защита) на одни и те хе (а) и на разные обмотки трансферматоров тока (6) 1. 2 — реле РТМ; 3―5 — реле РТВ： 6 — измерительные приборы
Рис. 10. Схемы линии 10 кВ (а) и блока линия-трансформатор (б) с токовой отсечкой на реле прямого действия типа РТМ
ПКТ — плавкие предохранители (§ 6); /с о — ток срабатывания отсечки; ал, гт — полные сопротивления линии и трансформатора
звезда △/¥• Поэтому реле 5 показано штриховыми линиями (рис. 9).
. Токовая отсечка на реле РТМ для защиты линий 10 кВ используется относительно редко из-за невозможности обеспечить селективность между РТМ и плавкими предо- .хранителями типа ПКТ-10, защищающими трансформаторы, подключенные к линиям 10 кВ. Это объясняется тем, что при к. з. на выводах трансформатора Т1 (точка К1 на рис. i。,а) реле РТМ может сработать настолько быстро (около 0,02 с), что плавкие вставки предохранителей ПКТ не успеют расплавиться. Расчеты показывают, что предохранители ПКТ на относительно мощных трансформаторах не успевают сработать даже при повторном включении линии устройством АПВ. Если же отстроить отсечку от к. з. в ближайшем трансформаторе, т. е. выбрать ее ток срабатывания большим, чем ток к. з. в точке К/, то, как правило, отсечка настолько загрубляется, что не может действовать даже при к. з. в самом начале линии.
На блоках линия-трансформатор отсечка на реле РТМ может оказаться достаточно чувствительной защитой при к. з. в любой точке линии (рис. 10,6). Высокая чувствительность отсечки объясняется тем, что она отстраивается от к. з. за трансформатором (точка К/), где значения токов значительно меньше, чем при к. з. в конце линии ВЛ (точка К2 ). По кривой изменения тока к. з. в зависимости от удаленности места повреждения (рис. 10,6) видно, что выбранный ток срабатывания отсечки /с.о больше, чем ток к. з. в точке KL где отсечка не должна работать, но значительно меньше, чем ток к. з. в точке К2 и более близких
точках к. з. на линии ВЛ, т. е. отсечка надежно защищает всю линию. Однако сказанное справедливо, если погрешность трансформаторов тока при к. з. в точке К2 не превышает 10%.. Если погрешность выше 10%, необходимо убедиться в достаточной чувствительности отсечки с учетом действительной погрешности трансформаторов тока [5].
Максимальная токовая защита на реле РТВ широко используется на линиях 10 кВ. В некоторых энергосистемах с помощью этих реле защищается около половины линий 10(6) кВ в сельской местности. В современных малогабаритных комплектных распределительных устройствах, например К-47, реле РТВ уже не предусматриваются, а реле типа РТМ могут использоваться лишь в качестве отключающих электромагнитов, дешунтируемых при срабатывании максимальных реле тока косвенного действия типа РТ-85 (см. далее).
Токовые реле с -обратно зависимой от тока выдержкой времени типа РТВ выпускаются с времятоковыми характеристиками t=f(IK/Ic.p) двух видов: более крутыми — у реле типа РТВ-I — РТВ-Ш и более пологими у реле типа PTB-IV—PTB-VL Как видно из рис. 11,а, переход в независимую часть характеристики у реле РТВ-I—РТВ-Ш (кривая 7) происходит при кратностях тока к. з. /к к току срабатывания реле /с.р около 1,6—1,7, а у реле PTB-IV —— PTB-VI (кривая 2)——около 3——3,5. Первый тип характеристик дает возможность ускорить отключение к. з. и выбрать меньшее время срабатывания последующей защиты (на питающем элементе). Второй тип характеристик лучше обеспечивает селективность с плавкими предохранителями на относительно мощных трансформаторах 10/0,4 кВ (более 250 кВ-A). Описание конструкций, характеристик и методов обслуживания реле РТВ и РТМ приведено в работе [7], а примеры выбора параметров срабатывания — в [5]. В работе [7] отмечены существенные недостатки реле РТВ, выпускаемых промышленностью, в том числе трудности регулировки и ремонта; большие разбросы времени срабатывания, особенно при работе реле в зависимой части характеристики (из-за этого приходится принимать большие ступени селективности Д/« 1 с при согласовании в зависимой части защитных характеристик смежных защит: последующей Р32 и предыдущей Р31, рис. 11,6); невозможность, без переделки реле, установки выдержки времени в независимой части характеристики менее 0,7 с; низкий коэффициент возврата (0,65 при работе реле в зависимой части характеристики). Для сравнения отметим, что у по- 22
Рис. 11. Защитные характеристики t=f (/) максимальных реле тока :прямого действия типа PTB-I ——кривая 1 и PTB-IV ——кривая 2 (а) и карта селективности (6) с защитными характеристиками предыдущей Р31 и последующей Р32 максимальных токовых защит на реле типа РТВ
А ^2-1 — ступень селективности между защитами Р32 и Р31 прн расчетном то- •ке Траст соответствующем максимальному значению тока при к. з. в месте установки предыдущей защиты Р31
лупроводниковых реле тока с зависимой характеристикой коэффициент возврата равен примерно 1, что позволяет при прочих равных условиях выполнить в 1,5 раза более чувствительную максимальную токовую защиту. Ступени селективности при использовании полупроводниковых токовых защит с зависимой характеристикой принимаются в пределах 0,3—0,4 с. Из аналогичных электромеханических реле наиболее точными являются индукционные реле тока серии РТ-80 (бывшее наименование ИТ-80), которые широко применяются для защиты сельских сетей 10 кВ.
Максимальная токовая защита линий и блоков ли- ния-трансформатор на реле РТ-80. Максимальное реле то- ка косвенного действия РТ-80 состоит из трех элементов: индукционного с обратно зависимой от тока выдержкой времени, электромагнитного мгновенного действия (отсечки) и указательного, сигнализирующего о срабатывании реле на замыкание или переключение контактов [3, 8]. В схемах защиты на постоянном или выпрямленном оперативном токе (рис. 12,а) при срабатывании реле типа РТ-81 его замыкающие контакты замыкаются и подают 《плюс》 оперативного тока на отключающий электромагнит (катушку) выключателя ЭО через вспомогательные контакты выключателя ВКВ.
В схемах защиты на переменном оперативном токе используются реле типа РТ-85, которые имеют такую же кон- струкцию и такие же времятоковые характеристики, что н
Рис. 12. Схемы максимальных токовых защит на реле типа PT-80 (Р1, Р2) на постоянном (а) и переменном (6) оперативном токе
ЭО — электромагнит отключения выключателя В; ВКВ — вспомогательные контакты этого выключателя
реле РТ-81, но специальные ——усиленные контакты, выполненные переключающими (рис. 12,6). До срабатывания реле Р1 (Р2) размокающий контакт / замкнут и шунтирует соответствующий электромагнит отключения 30, а замыкающий контакт 2 разомкнут и ток через ЭО не проходит. При срабатывании реле Р/(Р2) его контакты переключаются таким образом, что сначала замыкается контакт 2, а затем размыкается контакт /. Электромагнит отключения ЭО подключается к трансформаторам тока ТТ последовательно с катушкой соответствующего реле и при достаточном значении тока срабатывает на отключение выключателя. Такие схемы защиты называются схемами с дешунтированием электромагнитов отключения.
Сочетание в реле РТ-80 индукционного и электромагнитного элементов позволяет выполнить двухступенчатую защиту линии 10(6) кВ с помощью двух реле (рис. 12), а не четырех (рис. 9). Для повышения чувствительности защиты при двухфазных к. з. за трансформаторами 10(6) кВ со схемой соединения обмоток треугольник ——звезда △/¥ рекомендуется установить третье реле РТ-85. Если в приводе выключателя имеется только два 30, в дополнительно устанавливаемом реле РТ-85 производится несложное изменение внутренних соединений для раздельного вывода на свободные внешние зажимы реле его катушки, замыкающего 2 и размыкающего / контактов. Замыкающий контакт 2 включается параллельно с аналогичным замыкающим контактом 2 реле Р/, а размыкающий контакт / включается последовательно с аналогичным контактом / реле Р1 [9]. Таким образом, реле Р1 и дополнительное реле 24
при срабатывании вместе или по отдельности производят дешунтирование одного и того же ЭО. Катушка дополнительного реле включается в обратный провод схемы неполной звезды (аналогично реле 5 на рис. 9).
Времятоковые характеристики индукционного элемента реле РТ-80 имеют примерно такой же вид, как у реле PTB-IV—PTB-VI (рис. 11,а), и приводятся в справочной литературе [8]. Характеристики РТ-80 хорошо согласуются с времятоковыми характеристиками плавких предохранителей, которые защищают трансформаторы, подключенные к линиям 10(6) кВ. По сравнению с РТВ реле РТ-80 имеют более высокий коэффициент возврата индукционного элемента, принимаемый в расчетах равным 0,8, более широкие возможности выбора тока и времени срабатывания.
Реле PTB-IV—PTB-VI и РТ-80 позволяют выполнять согласование смежных защит в зависимых частях их время- токовых характеристик. При этом защиты могут иметь одинаковые уставки по времени (в установившейся части характеристики) ,но разные уставки по току срабатывания. При одном и том же значении тока к. з., проходящего через все смежные защиты, кратность тока в реле этих защит (/к//с.р) будет разная, причем более близкая к месту к. з. и самая чувствительная защита с наименьшим током срабатывания реле /с.р будет иметь наибольшую кратность тока в реле и наименьшее время срабатывания [5]. Таким образом, в ряде случаев можно обеспечить селективность защит без накопления выдержки времени по направлению к источнику питания. Однако при больших значениях токов к. з. и, следовательно, больших кратностях тока в реле все смежные защиты работают в установившейся части характеристики и тогда согласование между ними должно вестись по ступенчатому принципу, т. е. с накоплением выдержек времени. Это является недостатком защит на реле РТВ и РТ-80 при использовании их на линиях, состоящих из нескольких участков.
Электромагнитный элемент реле РТ-80 (отсечка) может быть плавно отрегулирован на ток срабатывания /с.о в пределах от 2- до 8-кратного по отношению к току срабатывания максимальной токовой защиты /с.з (рис. 13). При срабатывании отсечки короткие замыкания на линиях отключаются без выдержки времени (рис. 10,6). Но и при невозможности выполнения селективной отсечки электромагнитный элемент реле РТ-80 остается в работе. Благода- ря этому в схемах с дешунтированием ЭО (рис. 12,6)
Рис, 13. Защитная характеристика максимального реле тока типа РТ-80 (а) и карта селективности (6) с защитными характеристиками максимальных токовых защит линии 10 кВ на реле РТ-40 и РВ (кривые J и 〃)，РТ-80 или РТВ (кривая 2) и времятоковой характеристикой плавкого предохранителя 10 кВ (кривая 3), защищающего трансформатор 10/0,4 кВ, подключенный к этой линии
'с.о，『с.з — токи срабатывания отсечки и максимальной защиты
можно не опасаться возврата реле РТ-85 после его срабатывания и подключения ЭО к трансформаторам тока (из-за увеличения их погрешности). Несмотря на то, что ток в катушке реле может снизиться в 2—3 раза по сравнению с режимом до дешунтирования 30, возврата реле РТ-85 не происходит из-за низкого коэффициента возврата его электромагнитного элемента, что обеспечивает надежное отключение выключателя поврежденной линии [5, 9].
Схемы с дешунтированием ЭО (рис. 12,6) могут применяться при условии, что максимальное вторичное значение тока к. з. не превышает 150 А при полном сопротивлении дешунтируемых 30, не превышающем 4,5 Ом при токе 3,5 А, и не более 1,5 Ом при токе 50 А [8]. Вторичное значение тока к. з. /гк определяется по выражению
12Ku^lK/〃 Т, ( 1 )
где /]к — первичное значение тока через защиту при к. з. в месте ее установки, А; % — коэффициент трансформации трансформаторов тока, выбираемый по номинальному току защищаемого присоединения.
На современных подстанциях 110/10 кВ в сельской местности с понижающими трансформаторами мощностью 10 МВ-А и более первичные значения токов при к. з. на линиях 10 кВ близ подстанции могут превышать 5 кА. При установке на линиях трансформаторов тока с ит= = 100/5 и 150/5 расчетное значение /2к по выражению (1)
превышает 150 А. Для уменьшения значения 72к увеличивают пт, но при этом необходимо убедиться в достаточной чувствительности не только реле защиты, но и дешунтиру- емого электромагнита отключения 3。при к. з. в конце защищаемой линии и зон резервирования, особенно в тех случаях, когда ток срабатывания ЭО равен 5 А.
На действующих подстанциях, где защита линий 10 (6) кВ выполнена по схеме с дешунтированием ЭО (рис. 12,6), при увеличении расчетных значений，2к>150А (например, при замене питающего трансформатора на более мощный) можно оценить значение /2к с учетом токовой погрешности трансформаторов тока [5, 9]. Например, при /1к=4 кА и ит= 100/5 по выражению (1) ，2к=200 А и схема с дешунтированием 30 оказывается непригодной. Но при такой большой кратности тока к. з. по отношению к номинальному первичному току трансформаторов тока (4000/100=40) погрешность стандартных трансформаторов тока 10 (6) кВ, как правило, значительно превышает 10%. Для схем защиты, смонтированных в КРУ, погрешность трансформаторов тока достигает 30—50% и, следовательно, фактические значения /2к будут находиться в пределах 0,74-0,5 от значений /2к, рассчитанных по выражению (1). В данном примере это составит от 140 до 100 А, т. е. меньше 150 А [5, 9].
Для точной работы индукционного элемента реле РТ-80 необходимо, чтобы погрешность трансформаторов тока не превышала 50% при токе срабатывания электр ом а гнитно- го элемента (отсечки). Опыт проектирования и обслужнва- ния защит в сельских сетях показывает, что все перечисленные условия применения реле РТ-80, как правило, могут быть выполнены.
Двухступенчатая токовая защита с независимой характеристикой на реле типа РТ-40. Для выполнения двухступенчатой защиты устанавливаются два реле РТ-40 токовой отсечки и два или три реле РТ-40 максимальной токовой защиты. Цепи переменного тока аналогичны рис. 9. Третье реле максимальной токовой защиты устанавливается при наличии в сети силовых трансформаторов 10/0,4 кВ со схемой соединения обмоток Y・
На постоянном и выпрямленном токе схема защиты с реле РТ-40 применяется часто, но на линиях 10 кВ, по которым питаются трансформаторы, защищаемые плавкими предохранителями, не зависимая от тока характеристика времени срабатывания этой защиты часто приводит к необходимости увеличения ее тока срабатывания. На рис.
27
13,6 видно, насколько значительно должен быть увеличен ток срабатывания защиты с независимой характеристикой (от характеристики / к характеристике Г) по сравнению с током срабатывания защиты с зависимой характеристикой 2, для того чтобы обеспечить селективность защиты линии 10 кВ с плавкими предохранителями, защищающими наиболее мощные трансформаторы 10 кВ (характеристика 3).
На переменном оперативном токе схема защиты значительно усложняется из-за необходимости установки специального токового реле времени типа РВМ.-12 и специальных промежуточных реле типа РП-341 [8], переключающие контакты которых служат для дешунтирования ЭО подобно контактам реле РТ-85 (рис. 12,6). Из-за сложности аппаратуры и неудобства согласования независимой характеристики срабатывания с зависимыми времятоковыми характеристиками плавких предохранителей схема с реле РТ-40 на подстанциях с переменным оперативным током для защиты сельских линий 10 (6) кВ применяется редко. Так же редко применяются другие типы максимальных токовых защит с не зависимой от тока выдержкой времени, например ТЗК-1, ТЗК-2 и т. п.
Полупроводниковая максимальная токовая защита типа ТЗВР [4]. Устройство ТЗВР включает в себя односистемную максимальную токовую защиту с регулируемой в широких пределах ограниченно зависимой времятоковой характеристикой, у которой время действия в зависимой части линейно зависит от тока, а также токовую отсечку, указательные реле, сигнализирующие о срабатывании защиты и электромагнита отключения выключателя, токовый блок питания этого электромагнита и органы оперативного опробования работоспособности всего устройства.
В зависимой части времятоковая. характеристика ТЗВР имеет вид наклонной прямой линии (рис. 14,а), причем ее наклон (крутизна) может регулироваться. В независимой части характеристики время срабатывания /н может плавно регулироваться от 0,1—0,2 до 4 с. Такая характеристика позволяет согласовывать действия последовательно установленных комплектов ТЗВР с меньшим на коплениед выдержек времени, чем при согласовании между собой защит с реле РТ-80 или РТВ (штриховые характеристики 2, и 3, на рис. 14,6). Однако при установке защиты ТЗВР в сети, где предыдущая защита выполнена на реле РТВ или РТ-80, это преимущество ТЗВР в значительной мере теряется.
Рис. 14. Защитная (времятоковая) характеристика t=f (/) полупроводниковой защиты типа ТЗВР (а) и карта селективности (б) с защитными характеристиками максимальных токовых защит ТЗВР (『一3) и на реле РТ-80 или РТВ (2', ?)
Защита ТЗВР имеет одинаковую чувствительность при трехфазных и двухфазных к. з. на защищаемой линии, т. е. чувствительность ее на 15% выше, чем у максимальных защит с реле РТВ и РТ-80, включенными на фазные токи. Это является достоинством защиты ТЗВР, однако создает дополнительные трудности при согласовании ее зависимой времятоковой характеристики с зависимыми времятоковьь ми характеристиками предыдущих защит на реле РТВ и РТ-80, поскольку надо учитывать, что при двухфазном к. з., например в точке 我2 (рис. 14,6), время срабатывания защиты 3 типа ТЗВР будет определяться значением тока трехфазного к. з., на 15% большим, чем ток двухфазного к. з., а время срабатывания защиты 2 на реле РТВ или РТ-80 — меньшим на 15% значением тока. При меньшем токе защита 2 работает дольше и для обеспечения селективности необходимо принять большее время действия последующей защиты ТЗВР.
Максимальная токовая защита типа ТЗВР имеет высокий коэффициент возврата — не менее 0,98. Это дает возможность повысить чувствительность защиты на одной и той же линии по сравнению с защитой на реле типа РТВ в 1,5 раза, а с реле РТ-80 — примерно в 1,2 раза. Ток срабатывания максимальной защиты ТЗВР можно регулировать в широких пределах — от 2,5 до 40 А, время срабатывания—от 0,1 до 4 с.
В устройстве ТЗВР предусмотрена также токовая отсечка. Еще одним достоинством устройства ТЗВР является автономный источник оперативного тока — блок питания, обеспечивающий работу защиты и электромагнита отключения выключателя при вторичных токах, начиная с номи-
29
нального, 5 А в одном из трансформаторов тока (фазы Л или С). Описание устройства ТЗВР приведено в работе [4], рекомендации и примеры выбора уставок — в работе [5].
УСТРОЙСТВА ЗАЩИТЫ ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ К. 3.
НА ПУНКТАХ АВТОМАТИЧЕСКОГО СЕКЦИОНИРОВАНИЯ И ПУНКТАХ АВР ЛИНИЙ С ДВУСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ
Рассматриваются варианты выполнения устройств релейной защиты на секционирующих выключателях (пунктах автоматического секционирования и пунктах АВР — ВС1, ВС2, ВА на рис. 4) линий 10 кВ, через которые допускается прохождение мощности (тока) к. з. как в прямом, так и в обратном направлениях. При выборе типов устройств релейной защиты такие линии следует рассматривать как линии с двусторонним питанием. Несмотря на то, что их одновременное питание от двух источников не допускается, линия может питаться либо с одной, либо с другой стороны (рис. 4).
Двухкомплектная максимальная токовая защита, один из комплектов которой выполнен в виде направленной максимальной токовой защиты [3]. Направленный комплект защиты должен срабатывать при междуфазных к. з. на участке линии между секционирующим и головным вн- ключателями в аварийном режиме питания линии от резервного источника (рис. 4,6, в). Направленный комплект защиты должен работать с меньшими уставками по току и по времени, чем другой, ненаправленный. Выполнение направленного комплекта без выдержки времени недопустимо, так как при к. з. в трансформаторах 10 кВ, подключенных к линии на этом участке, надо дать небольшое время для срабатывания плавких предохранителей, защищающих трансформаторы.
При выполнении схемы на переменном оперативном токе для дешунтирования ЭО выключателя ВС используются специальные промежуточные реле типа РП-341 [8], а управление этими реле производится замыкающими контактами реле тока ЗРТ, 4РТ и реле направления мощности /РМ, 2РМ направленного комплекта защиты (рис. 15). Реле ЗРТ, 4РТ типа РТ-81 применяются для того, чтобы выполнить защиту с замедлением, но без установки реле времени; реле направления мощности — типа РБМ-171, они в дальнейшем будут заменяться полупроводниковыми типа РМ-11. Основной комплект защиты ——ненаправлен- 30
Рис. 15. Схема цепей переменного тока (а) и вторичных цепей промежуточных (дешунтирующих) реле 1РП (2РП) типа РП-341 (6) максимальной токовой защиты на переменном оперативном токе с основ- ным ——ненаправленным комплектом (реле 1РТ, 2РТ) и дополнительным—направленным комплектом (реле ЗРТ, 4РТ, 1PM, 2РМ)
30/, ЭО2 — электромагниты отключения выключателя В; TH — трансформатор напряжения (для питания катушек напряжения реле направления мощности 1PM, 2РМ)} 1РУ, 2РУ — реле указательные основного и дополнительного комплектов
ный, может выполняться также на реле РТ-81 (реле 1РТГ 2РТ на рис. 15), но вместо них могут быть использованы реле прямого действия типа РТВ, если они предусмотрены в приводе выключателя.
Для рассмотренной схемы характерны известные недостатки максимальных направленных защит: наличие «мертвой зоны», хотя и очень небольшой, при использовании современных чувствительных реле направления мощности; необходимость в квалифицированном персонале для правильного включения реле направления мощности. Кроме того, большие габариты реле РТ-80, РВМ~171 и других не позволяют разместить их в релейном отсеке КРУН.
Для устранения «мертвой зоны» применялась еще более сложная схема чувствительной направленной защиты,, состоящая из реле РТ-85, РЕМ-171, РП-341 и РТМ, включенных в фазы А и С трансформаторов тока. В нормальном режиме (рис. 4,а) реле направления мощности РБМ-171 находятся в сработавшем положении и чувстви- тельная защита выведена из действия. После срабатыва-
Рис. 16. Схема двухкомплектной максимальной токовой защиты с автоматическим вводом в действие чувствительного комплекта (реле ЗРТ, 4РТ) при исчезновении напряжения на пункте автоматического секционирования: а ——цепи переменного тока; б ——вторичные цепи промежуточного (дешунтнрующего) реле РП типа РП-341; в — цепи переменного напряжения (шинки управления ШУ питаются от трансформаторов напряжения ТН1 или ТН2)
1РТ, 2РТ — максимальные реле тока прямого действия типа РТВ; ЗРТ, 4РТ — максимальные реле тока типа РТ-81 (чувствительного комплекта); У ПЗС — устройство переключения защит; ВС ——секционирующий выключатель 10 кВ
ния АВР (рис. 4,6, е) положение РБМ-171 изменяется и с помощью промежуточного реле РП-341 вводится в действие реле РТ-85. При к. з. реле РТ-85 срабатывает и де- шунтирует соответствующий электромагнит отключения или реле РТМ. Для размещения этих реле делалась специальная надстройка ячейки KPVH.
Двухкомплектная максимальная токовая защита с автоматическим вводом в действие чувствительного комплекта при исчезновении напряжения (в бестоковую паузу перед срабатыванием устройства сетевого АВР). Чувствительный комплект (реле ЗРТ, 4РТ на рис. 16) может управлять работой реле РП, которое дешунтирует ЭО выключателя ВС, только в тех случаях, когда замкнут замыкающий контакт 16—17 устройства переключения защит типа УПЗС.
Полупроводниковое устройство У ПЗС [4] состоит из двух реле времени 1РВ и 2РВ с пределами регулировки выдержки времени от 8 :до 80 с. При исчезновении или снижении значения контролируемого напряжения ниже 0,2 номинального (после отключения головного выключателя ВГ на рис. 4) запускаются оба реле времени, причем реле 32
1PB замыкает контакт 16—17 и вводит в действие чувствительный комплект защиты за 2—3 с до того, как должно сработать устройство сетевого АВР. Если произошло успешное АВР, включился выключатель ВА (рис. 4) и на линии, и на пункте секционирования восстановилось напряжение, то реле 1РВ остается в этом положении и чувствительный комплект защиты введен в действие. Если АВР не произошло и напряжение на линии не восстановилось, замыкаются контакты второго реле времени 2РВ и принудительно возвращают реле времени 1РВ в исходное положение, при котором контакт 16—17 разомкнут. Время замыкания контактов реле 2РВ выбирается на несколько секунд большим времени срабатывания сетевого устройства АВР.
Способность реле 2РВ возвращать реле 1РВ в исходное положение может быть использована для автоматического вывода из работы чувствительного комплекта защиты при восстановлении нормальной схемы сети 10 кВ, причем без выезда оперативного персонала на пункт секционирования. Правда, для этого необходимо произвести погашение потребителей на время, равное времени срабатывания реле 2PB (не более 1 мин). Погашение производится путем отключения выключателя ВА на пункте АВР (рис. 4). Через одну минуту по команде, переданной по радио или телефону, другой дежурный персонал включает головной выключатель линии В卜 1, ВГ2 на питающей подстанции А или Б соответственно. Во время этой бестоковой паузы реле 2РВ с уставкой на замыкание контактов около 40 с успевает возвратить в исходное положение реле 1РВ, которое выведет из работы чувствительный комплект защиты.
Основной комплект защиты (реле 1РТ, 2РТ на рис. 16) постоянно введен в работу. Наиболее просто он выполняется с помощью реле прямого действия типа РТВ. Для чувствительного комплекта используются индукционные реле типа РТ-81 для создания выдержки времени, но без применения реле времени. С помощью устройства УПЗС можно также выполнить делительную защиту минимального напряжения (аналогичную ДМ3 на рис. 4) и пусковой орган минимального напряжения устройства АВР (§ 5).
Двухкомплектная максимальная токовая защита с автоматическим вводом в действие чувствительного комплекта при изменении направления мощности. На рис. 17 приведен вариант схемы, выполненной в КРУН типа К-102, предназначенном для пункта секционирования линии с двухсторонним питанием (на схеме показаны только цепи 3—5232 33
Цепи 100 В 〃е力 е мощности РМЦепи 100 В 〃е力 е мощности РМРеле-повто- ритель РМ Реле бремени.~ чувствительного комплекта РВРеле-повто- ритель РМ Реле бремени.~ чувствительного комплекта РВ
Цепи 100 В 〃е力 е мощности РМ
Цепи 100 В 〃е力 е мощности РМ
Реле-повто- ритель РМ Реле бремени.~ чувствительного комплекта РВ
Реле-повто- ритель РМ Реле бремени.~ чувствительного комплекта РВ
Блок питания БПН
Основной комплект защит”
Уу6стбитемь1й компл/гл защиты
Рис. 17. Схема двухкомплектной максимальной токовой защиты с ав* тематическим вводом чувствительного комплекта (реле 3PTt 4РТ) при изменении направления мощности: а, б — цепи переменного тока 必 напряжения; в — цепи выпрямленного оперативного тока
БПТ, БПН — выпрямительные блоки тока и напряжения; 1Р7\ 2РТ — реле тока типа РТ-81 основного комплекта защиты; 3PTt 4РТ — реле тока типа РТ-40 чувствительного комплекта защиты; РМ — реле мощности; РВ — реле времени типа ЭВ-215; РП — реле промежуточное; ПТН — промежуточиые трансформаторы напряжения; ВК" — вспомогательиые контакты секционирующего выключателя ВС; ЭО — электромагнит отключения этого выключателя
защиты, положение контактов соответствует отключенным напряжению и току). В нормальном режиме направления мощности нагрузки или к. з. реле направления мощности РМ типа РБМ-171 или РМ-11 находится в сработавшем состоянии, его замыкающий контакт замкнут, реле-повторитель РП типа РП-25 или РП-16 также находится в сработавшем состоянии и его размыкающий контакт в цепи ввода чувствительного комплекта разомкнут. Во время бесто- ковой паузы перед действием сетевого устройства АВР на пункте секционирования исчезают напряжение и ток, замыкающий контакт реле РМ размыкается, с катушки реле РП снимается напряжение, его размыкающий контакт замыкается и вводит в работу чувствительный комплект защиты (рис. 17,6). В режиме, создавшемся после успешного АВР, направление мощности изменяется на 180°, замыкающий контакт реле РБМ-171 размыкается, что также приводит к вводу в действие чувствительного комплекта защиты.
Основной комплект защиты выполнен на реле 1РТ, 2РТ типа РТ-81, чувствительный ——ЗРТ. 4РТ типа РТ-40; реле 34
времени РВ переменного напряжения типа ЗВ~225 или ЭВ-235 (будет заменяться полупроводниковым реле типа РВ-ОЗ). Реле времени этих типов срабатывают мгновенно при подаче напряжения на катушку реле, а при снятии напряжения замыкают свои размыкающие контакты с заданной выдержкой времени [8]. Снятие напряжения с катушки реле РВ в рассматриваемой схеме осуществляется при срабатывании и размыкании размыкающих контактов любого из реле — ЗРТ или 4РТ.
Известным недостатком этой схемы максимальной токовой защиты является возможность замыкания размыкающего контакта РВ при неисправностях в цепях напряжения. В таких случаях максимальная токовая защита превращается в неселективную токовую отсечку без выдержки времени. К недостаткам рассмотренной схемы (рис. 17) следует отнести и возможность возврата реле РП по этой же причине, а также при глубоком снижении напряжения при трехфазном к. з. за пунктом АВР (за выключателем ВА на рис. 4,6, в). При этом излишне введется в действие чувствительный комплект защиты секционирующего выключателя ВС, который настроен неселективно по отношению к защите на выключателе ВА пункта АВР, и подействует на отключение ВС до того, как отключится BAt т. е. неселективно. Такое же неселективное действие может произойти и при двухфазном к. з. между фазами В и С. Реле мощности РМ, включенное на ток фазы А, может не сработать, если ток нагрузки в этой фазе окажется недостаточным. Недостатком является и применение в КРУН типа К-102 реле направления мощности, поскольку техническое обслуживание защиты в этих устройствах можно производить только при снятом напряжении, а следовательно, невозможно произвести проверку правильности включения реле мощности рабочим током (фазировку) традиционны^ ми методами.
Устройство максимальной направленной токовой защиты двустороннего действия типа ЛТЗ. Устройство предназначено для защиты секционированных линий 6—20 кВ с двухсторонним питанием и может устанавливаться на пунктах секционирования в КРУН. Наименование «направленная» дано защите ЛТЗ не совсем правильно, поскольку орган направления мощности используется в ней для изменения настройки максимальной токовой защиты по току и по времени в зависимости от направления мощности в защищаемой линии. При питании линии от своего, рабочего, источника Л (рис. 18,6) орган направления мощ- 3* 35
Рис. 18. Карта селективности (а) с изменяющимися защитными характеристиками 7 и 2 защиты ЛТЗ в зависимости от направления мощности (тока) при питании сети 10 кВ от источника А (б) или 5 (в) 3 ——характеристика максимальной токовой защиты на реле РТВ или РТ-80; ВГ, ВС, ВД ——выключатели 10 кВ головнойt секционирующий и пункта АВРРис. 18. Карта селективности (а) с изменяющимися защитными характеристиками 7 и 2 защиты ЛТЗ в зависимости от направления мощности (тока) при питании сети 10 кВ от источника А (б) или 5 (в) 3 ——характеристика максимальной токовой защиты на реле РТВ или РТ-80; ВГ, ВС, ВД ——выключатели 10 кВ головнойt секционирующий и пункта АВР
Рис. 18. Карта селективности (а) с изменяющимися защитными характеристиками 7 и 2 защиты ЛТЗ в зависимости от направления мощности (тока) при питании сети 10 кВ от источника А (б) или 5 (в) 3 ——характеристика максимальной токовой защиты на реле РТВ или РТ-80; ВГ, ВС, ВД ——выключатели 10 кВ головнойt секционирующий и пункта АВР
Рис. 18. Карта селективности (а) с изменяющимися защитными характеристиками 7 и 2 защиты ЛТЗ в зависимости от направления мощности (тока) при питании сети 10 кВ от источника А (б) или 5 (в) 3 ——характеристика максимальной токовой защиты на реле РТВ или РТ-80; ВГ, ВС, ВД ——выключатели 10 кВ головнойt секционирующий и пункта АВР
ности находится в сработавшем положении. При этом устройство ЛТЗ имеет более высокие уставки по току и по времени срабатывания, чем у защиты на выключателе ВА пункта АВР (характеристики / и 3, соответственно, на рис. 18,〃). При к. з. в точке К7 такая настройка обеспечивает селективную работу этих защит* При изменении режима работы сети и питании от резервного источника Б (рис. 18,6) орган направления мощности не срабатывает. При этом устройство ЛТЗ автоматически переключается на меньшие уставки по току и по времени срабатывания (характеристика 2 на рис. 18,а) и при к. з. в точке К2 защита ЛТЗ сработает раньше, чем защита на ВА (характеристика 3). Устройство ЛТЗ выполнено на элементах радиоэлектроники, имеет ряд достоинств: отсутствие《мертвой》 зоны (по сравнению с направленной максимальной токовой защитой), зависимые от тока характеристики, возможность ускорения действия защиты при близких к. з., сопровождающихся настолько глубоким снижением напря
жения, что орган направления мощности не может оставаться в сработавшем положении (в этом случае вводится в работу ускоренная ступень защиты). Однако ряд существенных недостатков препятствует его использованию в КРУН пунктов секционирования, и в особенности такого типа, как К-102, где техническое обслуживание защит допускается только при снятом напряжении. В таких условиях невозможно произвести проверку правильности включения органа направления мощности рабочим током (этот недостаток относится ко всем направленным защитам, устанавливаемым в устройствах К-Ю2).
Схема сигнализации в ЛТЗ выполнена таким образом, что после действия защиты дежурный персонал должен подняться на площадку, где установлен К-102 (приняв необходимые меры безопасности), открыть крышки устройств и нажатием кнопок включить сигнальные лампы ЛТЗ, а затем произвести возврат схемы сигнализации. Такие операции требуют больших затрат времени.
Выявлены и другие недостатки схемы и характеристик устройства ЛТЗ:
орган направления мощности включен на ток только одной фазы С и при к. з. между фазами А и В (в точке К7 на рис. 18,6) может не сработать, если ток нагрузки в фазе С окажется недостаточным; при несрабатывании органа направления мощности устройство ЛТЗ имеет уставки, соответствующие характеристике 2 (рис. 18,〃)， т. е. неселективные по отношению к характеристике 3 защиты В А；
при неисправностях в цепях напряжения устройство ЛТЗ может неселективно срабатывать с независимой от тока выдержкой времени при обоих направлениях мощности к. з.;
зависимые от тока характеристики времени срабатывания защиты (кривые / и 2 на рис. 18,а) имеют большой разброс по току н по времени; не все сочетания приведенных в заводской информации характеристик можно вьь полнить в действительности;
конструкция ЛТЗ выполнена таким образом, что для проведения первого внутреннего осмотра и включения промежуточного тр ансформ а тор а в соответствии с номинальным напряжением питания оперативных цепей необходимо снимать заводские пломбы.
Таким образом, из рассмотренных устройств, предка значенных для автоматического ввода в действие более чувствительного и быстродействующего комплекта максимальной токовой защиты при изменении режима питания сети (рис. 4), наиболее простым по выполнению и обслуживанию является устройство типа УПЗС.
Дистанционная защита в комплектном устройстве КРЗА С. Как уже отмечалось, эта дистанционная зашита имеет линейно зависимую от значения сопротивления ха- рактеристику времени срабатывания, что обеспечивает селективную работу защиты на пунктах секционирования линий 10 кВ с двухсторонним питанием (рис. 5). Кроме блока дистанционной защиты, в состав устройства КРЗА-С входят блок двукратного АПВ (аналогичный уст-
Рис. 19. Защитная характеристика f==f(z) дистанционной защиты для линий 10 кВ типа КРЗА-С или ДЗ-10
ройству АПВ-2П) и блок питания электромагнита отключения выключателя. Устройство КРЗА-С выполнено в двух корпусах и по габаритам может быть размещено в КРУН любого типа.
_ _ дистанционной защиты устройства КРЗА-С выполнен на основе схемы сравнения аб* солютных значений напряжений, пропорциональных току и напряжению линии. К схеме сравнения подключены два реагирующих органа: пусковой мгновенного действия и измерительный.
Дистанционная защита в КРЗА-С выполнена двухступенчатой. Первая ступень — дистанционная отсечка, работающая практически без замедления (fOTC^0,2 с) при всех видах к. з. в ее зоне действия (рис. 19). Зона действия отсечки определяется сопротивлением срабатывания 2°тс, значение которого может быть отрегулировано при наладке защиты в пределах до 0,4 zycT, где густ — сопротивление срабатывания второй ступени — дистанционной защиты. Сопротивление 2уст определяет конец зоны действия дистанционной защиты. Время срабатывания дистанционной защиты плавно возрастает пропорционально увеличению значения сопротивления на зажимах устройства. При к. з. в начале зоны защита срабатывает за время ОД—0,2 с. Уставка защиты по времени действия /у,3 при сопротивлении на зажимах реле г=0,9густ (т. е. почти в самом конце зоны действия, рис. 19) может быть отрегулирована в пределах 1,2—5 с. Отношение /у_3 к сопротивлению срабатывания 2уст называется коэффициентом наклона характеристики срабатывания защиты:
а==^у.з/ (0,9ZycT)• (2)
Выбор уставок двухступенчатой дистанционной защиты в КРЗА-С заключается в определении сопротивлений срабатывания для ступеней: первой готс и второй zycT, т. е. зон действия защиты без выдержки и с выдержкой времени (рис. 19); в выборе времени срабатывания защиты в конце ее зоны действия ?у_3 и коэффициента наклона характеристики срабатывания защиты. При этом характери- 38
стика дистанционной защиты 力=/(а) должна быть согласована с характеристиками последующих и предыдущих защит, причем в обоих режимах работы сети. Наиболее просто это осуществляется при установке на всех выклю^ чателях сети 10 кВ с автоматическим резервированием (рис. 4) однотипных дистанционных защит (рис. 5). Однако в реальных условиях при выборе уставок дистанционных защит приходится согласовывать разнородные характеристики, например характеристику дистанционной защиты t=f(z) (рис. 19) с времятоковыми характеристиками t=f(I) плавких предохранителей, реле РТВ, РТ-80 и т. д. Расчеты усложняются н занимают много времени.
Как и все дистанционные защиты, устройство КРЗА-С имеет ряд преимуществ по сравнению с максимальными токовыми защитами: более высокую чувствительность, стабильность зон действия, часто меньшее время срабатывания. Кроме того, характеристика срабатывания КРЗА-С обеспечивает селективность действия дистанционных защит, установленных на пунктах секционирования линий 10 кВ с двухсторонним питанием в обоих режимах работы сети (рис. 5), причем с помощью одного комплекта защиты и без переключений в цепях защиты. Это также следует отметить как преимущество КРЗА-С по сравнению с рассмотренными выше устройствами и схемами защит пунктов секционирования линий с двухсторонним питанием.
Наряду с этим, как и все дистанционные реле (минимальные реле сопротивления), устройство КРЗА-С может немедленно излишне сработать на отключение при повреждении цепей напряжения. Для устранения этого недостатка можно дополнительно установить пусковые максимальные реле тока. Это повышает надежность несрабатывания защиты при неисправностях в цепях напряжения, но сокращает зону ее действия, поскольку чувствительность за- щиты теперь будет определяться пусковыми реле тока.
Как и все полупроводниковые устройства, КРЗА-С имеет встроенные органы контроля работоспособности блоков. Однако, как уже отмечалось, проведение контроля невозможно в таких КРУН, как К-102, обслуживание защит в которых может производиться только при полном снятии напряжения.
Устройство КРЗА-С разработано Украинским отделением, «Сельэнергопроекта», выпускается объединением Союзэнергоавтоматика Минэнерго СССР. Описание уст-
ройства приведено в работе [4] и в информации завода- изготовителя, условия и примеры выбора уставок — в работе [5].
Защита на пунктах сетевого АВР. В ряде случаев на пункте АВР (выключатель ВА на рис. 4) достаточно установить один комплект максимальной токовой защиты, параметры срабатывания которого можно подобрать таким образом, что они будут обеспечивать селективность с защитами как одного, так и другого секционирующего выключателя ВС1 и ВС2. В некоторых типовых КРУ, например К-102, в ячейке пункта АВР предусмотрено два комплекта максимальных токовых защит, для которых могут быть выбраны разные уставки по току и времени срабатывания. Ввод в действие того или другого комплекта осуществляется автоматически теми же пусковыми органами схемы АВР, которые определяют, с какой стороны исчезло напряжение, и дают команду на включение В А.
Если на пунктах автомэтического секционирования (ВС1 и ВС2 на рис. 4) устанавливаются дистанционные защиты, например устройства типа КРЗА-С, то целесообразно и на пункте АВР установить это же устройство (рис. 5).
ЗАЩИТА и СИГНАЛИЗАЦИЯ ПРИ ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЯХ НА ЗЕМЛЮ В СЕТЯХ 10 кВ
В соответствии с «Правилами» [1, 2] сети 3—35 кВ относятся к сетям с изолированной или компенсированной нейтралью, иначе говоря ——к сетям с малыми токами замыкания на землю. Например, в сетях 10 кВ ток однофазного замыкания на землю не должен превышать 20 А. Однофазные замыкания в таких сетях не требуют немедленного отключения линии и позволяют продолжать электроснабжение потребителей при этом повреждении до его отыскания и подготовки потребителей к переводу на другой источник питания. Но при этом «Правила》[1] обязывают оперативный персонал немедленно приступить к отысканию места повреждения и устранить его в кратчайший срок. Для быстрого определения поврежденной линии (направления) применяются специальные устройства защиты, устанавливаемые на питающих подстанциях 110/10 кВ и 35/10 кВ и действующие, как правило, на сигнал. С действием на отключение защита от однофазных замыканий выполняется на линиях 3—10 кВ только тогда, когда это требуется по условиям техники безопасности (на линиях, 40
питающих передвижные подстанции и механизмы торфо- предприятий, шахт и т. п.).
Защиты от замыканий на землю, действующие на сигнал и на отключение, должны обладать селективностью, т. е. способностью определять поврежденную линию (или направление). Выполнить такую защиту нелегко, так как токи однофазного замыкания на землю в воздушных сетях 10 кВ очень малы даже по сравнению с токами нагрузки. Кроме того, однофазные замыкания на воздушных линиях 10 кВ чаще всего происходят через переходные сопротивления, которые снижают значения токов нулевой последовательности по сравнению с металлическим замыканием, причем не только токов основной частоты, но и токов высших гармоник (на измерении токов высших гармоник построена широко применяющаяся в кабельных сетях 6 и 10 кВ сигнализация однофазных замыканий на землю с приборами типа УСЗ-2, УСЗ-ЗМ и т. п.). Из выпускаемых промышленностью устройств селективной сигнализации однофазных замыканий на землю для воздушных сетей 10 кВ в сельской местности применяются, главным образом, направленная защита типа ЗЗП-1М, реже, импульсная защита типа ИЗС.
На подстанциях с кабельными линиями 6 и 10 кВ для этих целей используется групповое устройство с прибором УСЗ-ЗМ.
Наряду с этими или другими селективными защитами на каждой секции 10 кВ питающей подстанции 110/10 или 35/10 кВ выполняется устройство контроля изоляции, фиксирующее факт появления замыкания на землю в любой точке электрически связанной сети и действующее на сигнал.
При отсутствии на линиях 10 кВ селективных защит от однофазных зямыканий на землю «Правила» допускают поиск поврежденного элемента путем поочередного отключения присоединений. Поочередное отключение производится оперативным персоналом. При отключении поврежденного присоединения устройство контроля изоляции прекращает действовать на сигнал.
Устройства контроля изоляции. В настоящее время практически все устройства контроля изоляции выполняются с использованием трансформаторов напряжения, либо трехфазных пятистержневых TH типа НТМИ, либо трех однофазных TH и даже двух однофазных Т", соединенных по схеме открытого треугольника с заземленной нейтралью. Как правило, на питающих подстанциях уста-
Рис. 20. Схемы включения (а) устройств контроля изоляции (PC) и максимальной защиты напряжения нулевой последовательности (Р") и векторные диаграммы напряжений при однофазном замыкании на землю (б и в)
ТН — трансформатор напряжения; V/——УЗ — вольтметры
навливаются ТН типа НТМИ. Устройство контроля изоляции может быть выполнено несколькими способами (рис. 20,а). Например, с помощью трех вольтметров VI—U3, включенных на фазные напряжения вторичной обмотки трансформатора напряжения. Может быть установлен один вольтметр с переключателем. В нормальном симметричном режиме все три вольтметра показывают одинаковые фазные напряжения. При замыкании одной фазы на землю показания вольтметра этой фазы резко понизятся, вплоть до нуля при металлическом замыкании. Показания вольтметров других фаз увеличатся, вплоть до 1,73 фазного, также при металлическом замыкании. Для получения звукового сигнала при замыкании на землю в схему устройства может быть включено сигнальное реле PC. В нормальном режиме сумма фазных напряжений равна 42
нулю и реле не работает. При замыкании на землю одной фазы напряжение нулевой точки N вольтметров становится равным сумме напряжений неповрежденных фаз и под влиянием этого напряжения реле срабатывает.
Другим распространенным способом выполнения сигнализации замыканий на землю является использование специальной (третьей) обмотки трансформатора напряжения, соединенной по схеме, называемой разомкнутым треугольником, которая является фильтром напряжения нулевой последовательности 30。(рис. 20,а). В нормальном режиме сети 40 кВ при симметричных напряжениях фаз Л, В и С на выводах этой обмотки и на реле РН напряжение практически отсутствует (имеется только напряжение небаланса, значение которого обычно не превышает 1 В; наличие этого напряжения свидетельствует об исправности TH、отсутствии обрывов и замыканий в его вторичных цепях).
При однофазном металлическом замыкании на землю, например, провода фазы Л напряжение этой фазы относительно земли становится равным нулю, напряжения неповрежденных фаз В и С увеличиваются в 1,73 раза, а их геометрическая сумма становится равной утроенному значению фазного напряжения (рис. 20,6, в). Для того чтобы напряжение на реле РН в этих случаях не превышало стандартного номинального значения 100 В, трансформаторы напряжения с обмотками, соединенными по схеме «разомкнутый треугольник», имеют повышенный в 3 раза коэффициент трансформации:
10000
〃н =・(3)
"100/3
Под воздействием напряжения нулевой последовательности 3Uo, которое при металлическом замыкании достигает 100 В, максимальное реле напряжения РН срабатывает на сигнал или на отключение. Последнее выполняется на подстанциях, откуда питаются линии, отключаемые при замыканиях на землю по условиям техники безопасности (см. выше). Защита по напряжению нулевой последовательности является здесь резервной по отношению к основным селективным защитам этих линий, например типа ЗЗП-1М, и действует на отключение подстанции или секции с выдержкой времени 0,5——0,7 с для отстройки от основной защиты. В устройстве применяется реле Р〃 (рис. 20,〃)типа РН-53/60Д с минимальной уставкой 15 В [8].
Очевидно, что устройство контроля изоляции в виде максимальной защиты напряжения нулевой последовательности (реле РН на рис. 20,。) является очень простой, чувствительной и надежной защитой от замыканий на землю, но, к сожалению, неселективной.
Обмотка разомкнутый треугольник используется также для питания других защит от замыканий на землю (ЗЗП>1М, II3C).
Направленная защита от однофазных замыканий на землю типа ЗЗП-1М. Защита предназначена для селективного отключения линий 10 кВ при однофазных замыканиях на землю и может применяться в сетях с суммарным емкостным током не менее 0,2 А, как указывается в информации завода-изготовителя [8]. Однако в связи с большой вероятностью возникновения однофазных замыканий на землю на ВЛ 10 кВ через переходные сопротивления и с учетом некоторого запаса по чувствительности применение устройства ЗЗП-1М целесообразно в тех сетях 10 кВ, где минимальное значение суммарного емкостного тока по крайней мере в 2,5——3 раза выше, т. е. 0,5— 0,6 А.
Токовые цепи защиты ЗЗП-1.М подключаются к кабельному трансформатору тока нулевой последовательности ТТНП типа ТЗР, ТЗЛ и т. п. (рис. 21,а), в связи с чем защищаемая воздушная линия должна иметь кабельную вставку (ввод). Это является недостатком защиты ЗЗП-1М, ограничивающим ее применение.
Цепи напряжения защиты ЗЗП-ИМ включаются на напряжение нулевой последовательности 3Uo, получаемое от специальной обмотки трансформатора напряжения TH типа НТМИ, соединенной в разомкнутый треугольник (рис. 21,а). Для защиты элементов ЗЗП-.1М от высших гармоник, имеющихся в напряжении 3仇，устройство следует подключать к TH через фильтр с резонансной частотой 50 Гц, который подавляет все высшие гармонические составляющие с частотой выше 50 Гц. Фильтр выпускается в виде вспомогательного устройства ВУ-1, в которое входят дроссель с регулируемым воздушным зазором и последовательно включенный конденсатор. На одно устройство ВУ-1 может быть включено до 10 устройств ЗЗП-1М [8]. Для исключения опасного воздействия на устройства ЗЗП-1М перенапряжений, возникающих в первый момент замыкания на землю в сети 10 кВ, в схеме (рис. 21,а) предусмотрена небольшая задержка в подаче напряжения 3t/0 на устройства ЗЗП-1М с помощью мак- 44
ЗЗПЗЗП恤8恤8Рис. 21. Принципиальная схема включения (а), структурная схема (6) направленной защиты типа ЗЗП-1М и схема распределения емкостных токов при однофазном замыкании на землю в сети 10 кВ (в) ТН ——трансформатор напряжения типа НТМИ； ТТНП ——трансформаторы тока нулевой последовательности кабельного типа;占У ——вспомогательное устройствоРис. 21. Принципиальная схема включения (а), структурная схема (6) направленной защиты типа ЗЗП-1М и схема распределения емкостных токов при однофазном замыкании на землю в сети 10 кВ (в) ТН ——трансформатор напряжения типа НТМИ； ТТНП ——трансформаторы тока нулевой последовательности кабельного типа;占У ——вспомогательное устройство
ЗЗП
ЗЗП
恤8
恤8
Рис. 21. Принципиальная схема включения (а), структурная схема (6) направленной защиты типа ЗЗП-1М и схема распределения емкостных токов при однофазном замыкании на землю в сети 10 кВ (в) ТН ——трансформатор напряжения типа НТМИ； ТТНП ——трансформаторы тока нулевой последовательности кабельного типа;占У ——вспомогательное устройство
Рис. 21. Принципиальная схема включения (а), структурная схема (6) направленной защиты типа ЗЗП-1М и схема распределения емкостных токов при однофазном замыкании на землю в сети 10 кВ (в) ТН ——трансформатор напряжения типа НТМИ； ТТНП ——трансформаторы тока нулевой последовательности кабельного типа;占У ——вспомогательное устройство
симального реле напряжения 1РН типа РН-53/60Д с уставкой 15 В, т. е. ниже, чем напряжение срабатывания устройства ЗЗП-1М. Как видно из схемы (рис. 21,а), напряжение 3Uo подается на устройства ЗЗП-1М только после срабатывания реле 1РН и замыкания его контактов [10].
Защита ЗЗП-1М состоит из следующих основных органов: согласующего устройства I, усилителя переменного тока 2, фазочувствительного усилителя (органа направления мощности) 3, выходного реле 4 и блока питания 5 (рис. 21,6). Блок питания типа БПН-!11 [8] подключается к трансформатору напряжения ТН или к трансформатору собственных нужд подстанции (на рис. 21,6 не показано).
Таким образом защита ЗЗП-1М. представляет собой направленную защиту нулевой последовательности. При однофазном замыкании на землю, например, на воздушной линии 10 кВ ВЛЗ (рис. 21,8) токи ，ci, 1съ определяемые емкостью фаз неповрежденных линий ВЛ1, ВЛ2 по отношению к земле, имеют условное направление к месту повреждения на линии ВЛЗ и, таким образом, по-разному направлены на поврежденной и неповрежденной линиях. На неповрежденных линиях при направлении токов /с к шинам 10 кВ подстанции защиты ЗЗП-1М не срабатывают. На поврежденной линии при направлении суммарного емкостного тока 1с сум от шин подстанции к месту повреждения защита ЗЗП4М срабатывает, если значение этого суммарного тока больше, чем ее ток срабатывания (чувствительность) .Если считать, что среднее удельное значение емкостного тока для воздушных сетей 10 кВ составляет на 1 км примерно 0,025 А, то для надежного срабатывания защиты 33П-11 М при минимальной ее уставке 0,2 А (первичных) необходимо, чтобы суммарная протяженность всех неповрежденных линий 10 кВ этой сети была бы не менее 20—25 км и, соответственно, суммарный емкостный ток /ссум>0,5+0,6 А. В современных электросетях 10 кВ это условие, как правило, обеспечивается, но в том случае, когда одна или две линии 10 кВ могут быть отключены и защита ЗЗП-1М не сможет сработать на отключение из-за недостаточных значений суммарного емкостного тока, требуется, чтобы дополнительно к линейным защитам (ЗЗП-1М) на подстанции была бы установлена резервная неселективная максимальная защита напряжения нулевой последовательности (реле 2РН на рис. 21,а), которая с выдержкой времени 0,5——0,7 с действует на отключение питающего трансформатора (при этом должны запрещаться действия автоматики включения: АВР, АПВ). При малых значениях емкостных токов такое неселективное действие считается правильным, поскольку своим действием защита выполняет требования техники безопасности и предотвращает несчастные случаи [2].
Описание (устройства ЗЗП-IM, технические данные и указания по монтажу и эксплуатации приведены в работах [8, 10].
Импульсная защита сети типа ИЗС. Это устройство относится к группе «волновых» защит от замыканий на землю в сетях с изолированной или заземленной через компенсирующие катушки нейтралью. Устройство контролирует направление распространения электромагнитных 46
Рис. 22. Схема включения защиты типа ИЗС (а) и поясняющие схемы его работы при однофазных замыканиях на землю в сетях 10 кВ разной конфигурации (6, в)
/ — защита от междуфазных к. з.; 2 — защита ИЗС
разрядных волн фаза — земля, возникающих при замыканиях фазы на землю.
Токовые цепи устройства ИЗС могут подключаться к кабельному трансформатору тока нулевой последовательности (так же, как защиты ЗЗП-1М на рис. 21,а) или к трехтрансформаторному фильтру токов нулевой последовательности (рис. 22,Q). Это является достоинством устройства ИЗС, поскольку иногда проще установить три трансформатора тока (вместо обычно устанавливаемых двух), чем выполнить кабельную вставку для воздушной линии 10 кВ.
Цепи напряжения 3Uo подводятся от специальной обмотки трансформатора напряжения TH, соединенной в разомкнутый треугольник (рис. 21, 22).
Устройство ИЗС состоит из пускового органа реагирующего на появление напряжения нулевой последовательности при замыкании на землю; органа направления тока, контролирующего знак мощности на фронте волны в контуре фаза — земля; блока питания и указательного реле. Устройство может действовать на сигнал или на отключение выключателя защищаемой линии.
Наиболее целесообразно использовать устройства ИЗС в кольцевых сетях или при параллельной работе двух или нескольких линий (рис. 22,6). Устройства ИЗС включают-
47
ся на обеих сторонах контролируемых линий таким образом, что они срабатывают на замыкание контактов при условно положительном направлении распространения волны (мощности) от места замыкания на землю к месту контроля, т. е. к шинам подстанций А и £ (рис. 22,6). При этом только на поврежденной линии знак мощности на обоих концах будет положительным и оба устройства ИЗС сработают (на рис. 22,6 контакты ИЗС I и 2 показаны замкнувшимися). На неповрежденных линиях этой замкнутой сети контакты ИЗС замыкаются только на одной из сторон. По показаниям ИЗС можно однозначно определить, на какой из линий произошло однофазное замыкание на землю.
Устройства ИЗС могут применяться для селективной сигнализации замыканий на землю и на радиальных линиях (рис. 22,6). Например, при однофазном замыкании на ВЛ1 направление распространения волны таково, что устройство ИЗС на подстанции А сработает (мощность направлена к шинам), а на подстанции 5 устройство ИЗС неповрежденной линии ВЛ2 не сработает (мощность направлена от шин). На неповрежденных линиях ВЛЗ, ВЛ4 устройства ИЗС также не сработают, поскольку по этим линиям не распространяются электромагнитные разрядные волны, возникшие при замыкании на землю на линии ВЛ1. Указания по обслуживанию устройств ИЗС приведены в работе [И].
Как видно из краткого описания устройств типа ЗЗП-1М и ИЗС, они имеют общий недостаток, ограничивающий их применение для защиты воздушных линий 10 кВ: для включения ЗЗП-1М требуется кабельный ввод (вставка), а для ИЗС — три трансформатора тока или тот же кабельный ввод линии 10 кВ, что в общем случае не требуется и не выполняется на подстанциях, питающих воздушные линии 10 кВ. Для получения тока нулевой последов ательности, необходимого для работы этих и им подобных защит от замыканий на землю, «Сельэнергопроек- том》 разработан новый фильтр тока нулевой последовательности, собираемый из двух стандартных трансформаторов тока, установленных на фазах Д и С защищаемой линии, и одного специального шинного датчика [4].
Шинный датчик представляет собой магнитопровод сечением около II см2, выполненный из трансформаторной стали, с одной многовитковой и одной дополнительной обмотками. Магнитопровод надевается на проходной изолятор той фазы (В), на которой отсутствует трансформатор 48
攵ока. При помощи несложного устройства с многовитковой ибмоткн датчика снимается напряжение, значение которого пропорционально значению тока нулевой последовательности. Дополнительная обмотка датчика включается в обратный провод схемы соединения трансформаторов тока фаз Л и С в неполную звезду. При использовании обмоток класса 0,5 этих трансформаторов тока с помощью нового фильтра токов нулевой последовательности можно выполнить защиту от замыканий на землю с чувствительностью около 0,2——0,3 А. Новый фильтр токов нулевой последовательности использован для подключения новой направленной защиты от замыканий на землю типа ЗНЗ-10, разработанной «Сельэнергопроектом» [4].
Устройство сигнализации замыканий на землю в кабельных сетях 6 и 10 кВ типа УСЗ-ЗМ. Устройство представляет собой измерительный прибор, включенный на среднее значение суммы высших гармонических составляющих тока замыкания на землю. С помощью кнопочного переключателя устройство поочередно подключается к трансформаторам тока нулевой последовательности всех кабельных линий, отходящих от подстанции или секции. Сравнивая показания измерительного прибора, дежурный выявляет наибольшее из них, которое и указывает на поврежденную кабельную линию. Таким образом с помощью УСЗ-М можно обнаружить только устойчивое замыкание на землю, но это не считается недостатком и не препятствует широкому применению этих устройств. Имеются разработки автоматических устройств для одновременного измерения сумм высших гармоник на всех отходящих линиях, сравнения этих значений между собой и выявления поврежденной линии. Устройство УСЗ-ЗМ. выпускается также в виде приставки к токоизмерительньш клещам.
Определение места однофазного замыкания на землю. Рассмотренные выше устройства позволяют определить лишь поврежденную линию и дать направление дальнейшему поиску. Отыскание места однофазного замыкания на ВЛ-10 кВ производится с помощью переносных приборов типов《Понск》，《Волна》，《Зонд》и других, которые в этой книге не р ассм атр ив аются [4].
УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ
В электрических сетях 10 кВ в сельской местности основными видами автоматики являются! эвтоматичсскос повторное включение (АПВ) линий; автоматическое включение резервного питания или оборудования (АВР). 4—5232
Наряду с ними применяются автоматические устройства для выделения поврежденного участка секционированной линии и для ограничения радиуса действия АВР (делительная автоматика, например, ДМ3) и автоматические устройства для изменения настройки релейной защиты при изменении режима питания сети 10 кВ (например, УПЗС, см. выше).
Автоматическое повторное включение линий. Устройствами АП В должны оборудоваться все воздушные и смешанные (кабельно-воздушные) линии всех типов напряжением выше 1000 В для быстрого восстановления питания потребителей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты [2]. АПВ особенно важно на подстанциях без постоянного дежурства оперативного персонала, на пунктах секционирования и т. п. Отказ от применения АПВ должен быть в каждом отдельном случае обоснован.
Для линий 10 кВ применяются устройства АПВ однократного и двукратного действия, последние рекомендуется устанавливать на линиях, не имеющих резервирования сети (рис. 1, 2). Опыт применения двукратных АПВ невелик, но в некоторых энергосистемах подсчитано, что при втором цикле АПВ происходит 10—15% успешных включений, т. е. таких, когда линия остается в работе. Вместе с многолетними показателями успешных действий АПВ первого цикла для линий 6 и 10 кВ (40——50%) процент успешных действий устройств двукратных АПВ оказывается весьма внушительным: 50——60%, т. е. число аварий ных отключений с помощью АПВ сокращается не менее чем в два раза. Для повышения эффективности АПВ выдержка времени на включение отключившегося выключателя должна быть не менее 2 с для первого цикла и не менее 15—20 с для второго цикла.
Устройство АПВ однократного действия на подстанциях с переменным оперативным током. Схема АПВ однократного действия (рис. 23) наиболее часто применяется в сельских сетях 110 кВ, где большинство выключателей имеет пружинный привод (например, типа ПП-61, ПП-67, встроенный привод выключателя ВМПП-10). Та- кие приводы перед операцией включения должны быть подготовлены устройством завода пружин привода (АМР).
Для удобства рассмотрения работы схемы (рис. 23) на ней показаны привод выключателя в положении готовности (пружины заведены, контакт готовности привода КГП1 замкнут), а выключатель во включенном положе- 50
рв egрв egKEZKEZРВоРВо二 уНинки упрабленияОтключение от W二 уНинки упрабленияОтключение от WОт A〃6От A〃6饱?£ бремени АПВ饱?£ бремени АПВBKB2BKB2стоматическая\ подготовь приводастоматическая\ подготовь приводаВКВ1ВКВ1КГП1 ВНИЗ 您КГП1 ВНИЗ 您\0m xg\0m xgВключениеВключение
рв eg
рв eg
KEZ
KEZ
РВ
о
РВ
о
二 уНинки упрабления
Отключение от W
二 уНинки упрабления
Отключение от W
От A〃6
От A〃6
饱?£ бремени АПВ
饱?£ бремени АПВ
BKB2
BKB2
стоматическая
\ подготовь привода
стоматическая
\ подготовь привода
ВКВ1
ВКВ1
КГП1 ВНИЗ 您
КГП1 ВНИЗ 您
\0m xg
\0m xg
Включение
Включение
Рис. 23. Схема устройства АПВ однократного действия на подстанциях с переменным оперативным током (для выключателей 10 и 6 кВ с пружинным приводом)
нии: замкнут специальный вспомогательный контакт привода В КА (прежнее название БКА). Контакт ВАЛ размыкается только при оперативном отключении выключателя ключом или кнопкой управления или контактом телеуправления, но при отключении выключателя релейной защитой остается замкнутым.
При отключении выключателя релейной защитой с)з- дается несоответствие положения привода (ВКА замкнут) и выключателя (замкнулся вспомогательный контакт выключателя ВКВ2), при котором запускается реле времени РВ схемы устройства АПВ. Через заданное время 2——5 с замыкается импульсный контакт этого реле в цепи электромагнита включения 35. К этому времени все остальные контакты в цепи ЭВ уже замкнуты: ВАЛ, КГП1 и ВКВЗ, замкнувшийся одновременно с ЕК52 при отключении выключателя. При срабатывании ЭВ освобождает механизм зацепления, удерживающий пружины привода в заведенном состоянии, и выключатель включается за счет энергии, запасенной в предварительно натянутых пружинах. Одновременно в цепи ЭВ срабатывает счетчик Сч (или сигнальное реле), фиксируя факт действия схемы АПВ. Замыкается также контакт КГП2, который запускает устройство АМР——автоматический моторный редуктор, состоящий из электродвигателя типа МУН н редуктора и предназначенный для натяжения пружин привода. Процесс натяжения пружин заканчивается через 10—20 с, после чего контакт КГ〃2 размыкается и отключает АМР9 а контакт КГП1 замыкается и подготавливает устройство АПВ к новому действию. 4*
В рассмотренной схеме выполнены все требования, предъявляемые к устройствам АПВ: запуск схемы происходит только при отключении выключателя релейной защитой; устройство не сработает при оперативном включении выключателя на короткое замыкание (ошибочно оставленную на линии закоротку), поскольку при отключенном положении выключателя пружины не заведены и на их завод при включенном положении выключателя требуется значительное время; действие АПВ происходит с заранее выбранной выдержкой времени срабатывания реле устройство имеет автоматический возврат, т. е. через заданное время после успешного АПВ схема автоматически подготавливается к действию; в схеме исключена возможность многократного включения выключателя на устойчивое к. з., так как при отключенном положении выключателя привод не заводится и контакт КГП1 не замыкается [2, 5].
Очень полезным является счетчик срабатываний, позволяющий точно учитывать все успешные АПВ, кото- рые на подстанциях без постоянного дежурства при отсутствии счетчиков остаются незафиксированными. Наряду с достоинством отмечаются и недостатки устройства (рис. 23): осуществление только однократного АПВ, большие трудозатраты при наладке и обслуживании, дефицит некоторых элементов схемы (реле, электродвигатель), невозможность ее использования с некоторыми новыми при- водами [4].
Устройства АПВ двукратного действия на подстанциях с переменным оперативным током. Институтом «Сельэнергопроект» разработано и используется в типовых проектах устройство АПВ-2П, которое пригодно для выполнения двукратного АПВ на выключателях 10 кВ с приводами любых типов. Полупроводниковое устройство АПВ-2П состоит из двух реле времени: первого цикла со шкалой от 1 до 5,5 с и второго цикла с уставками от 4 до 40 с. Время подготовки к АПВ составляет не менее 20 с после включения выключателя. Устройство отвечает всем требованиям, предъявляемым к устройствам АПВ (см. выше). Схема устройства АПВ-2П приведена в работе [4]. Отмечается, что устройство АПВ-2П весьма просто монтируется в шкафу КРУ любого типа, для ввода его в работу необходимо минимальное число вспомогательных контактов выключателя. Известны и применяются также и другие устройства двукратного АПВ линии 10 кВ [6].
Устройства АПВ на выключателях с электромагнит- ными приводами на подстанциях с постоянным или выпрямленным оперативным током. На линиях 10 кВ, отходящих от подстанций II10/10 кВ, где имеется постоянный (от аккумуляторной батареи) или выпрямленный (от выпрямительных блоков питания) оперативный ток, устройства АПВ выполняются с помощью специальных реле типа РПВ-58 (однократного действия) и РПВ-258 (двукратного действия) [6, 8].
В предварительной информации завода-изготовителя приведены схемы выполнения устройств АПВ с помощью полупроводниковых реле РПВ-01 и РПВ-02. Схема подклю- чения реле РПВ-01 с некоторыми сокращениями показана на рис. 24, где положение контактов реле схемы управления выключателем (Р1Ю, РПВ, РПФ) соответствует включенному положению выключателя. При отключении выключателя релейной защитой замыкается замыкающий контакт реле РПО, но не размыкается размыкающий кон- такт реле РПФ1, который замкнулся при включении выключателя оперативным персоналом. На зажим 5 реле РПВ-01 подается 《мннус》， запускается полупроводниковая схема отсчета времени, и через заданное время на зажим 17 подается《плюс» оперативного тока, т. е. команда на включение выключателя.
При отключенном положении выключателя устройство АПВ не готово к действию для предотвращения АПВ при включении выключателя на короткое замыкание (см. выше). Разрешение подготовки устройства к действию дается при включении выключателя и замыкании контакта реле РПВ, через который подается «минус» на зажим 7 реле РПВ-01. Время готовности может устанавливаться
РПВ
竺 РПФ1
РПФ2 н-
95
7
力
321
17
—*
Пуск схемы АПв тобки схемь!
Запрет А И В Питание схемы включение выключателя
Рис. 24. Схема включения полупроводникового устройства АПВ типа РПВ-01
РПО ——контакт реле положения «Отключено» (замыкается при отключении выключателя); РПВ — контакт реле положения «Включено» (замыкается при включении выключателя); РПФ1, РПФ2 — контакты реле фиксации команд (I ——замыкается при включении выключателя； 2 — при отключении выключателя ключом управления)
равным 15 или 30 с при выдержке времени АПВ от 0,5 до 5 с или равным 30 или 60 с при выдержке времени АПВ от 1 до 10 с. Предусмотрена возможность запрета действия АПВ путем подачи управляющего сигнала («плюса») на зажим 11. Например, можно запрещать АПВ1при отключении выключателя оперативным персоналом (на рис. 24 для этой цели используется контакт реле фиксации команд РПФ2, замыкающийся при отключении выключателя ключом управления). Запрет АПВ линии может производиться при действии защиты шин питающей подстанции для того, чтобы предотвратить подачу напряжения на поврежденные шины от резервного источника питания сети (10 кВ в результате действия сетевого устройства АВР, а также при отключении выключателя линии от делительной защиты минимального напряжения ДМ3 и защиты от однофазных замыканий на землю (§ 4).
В реле РПВ-02 цепи запрета выполнены раздельно для первого и второго циклов АПВ, поскольку иногда требуется запрещать только второе АПВ, например при использовании на последовательно включенных линиях АПВ с разной кратностью действия для исправления неселективных действий защиты или при однофазном замыкании на землю после АПВ первого цикла [2, 6]. В реле РПВ-02 выдержка времени АПВ первого цикла может ступенчато регулироваться в пределах от 0,5 до 5 с или от 1 до 10 с, второго цикла АПВ ——от 5 до 50 с или от 10 до 100 с. Время готовности может устанавливаться 30 или 60 с, 60 или 120 с.
Взаимодействие устройств АПВ и релейной защиты. Для сетей, состоящих из последовательно включенных участков с собственными выключателями и релейной защитой, 《Правила》[2] пр едуем атр ив а ют следующие виды взаимодействия АПВ и релейной защиты: ускорение защиты после АПВ; ускорение защиты до АПВ; использование АПВ разной кратности. Эти мероприятия предназначены для ускорения отключения к. з. и повышения эффективности АПВ, а также для обеспечения селективных отключений поврежденных участков в тех случаях, когда релейная защита на соседних участках не может иметь полноценных ступеней селективности.
Ускорение защиты после АПВ выполняется путем использования импульсного контакта реле времени в схеме максимальной токовой защиты или путем кратковременно- го ввода в работу дополнительного комплекта максимальной токовой защиты. Например, в сети 10 кВ, состоящей 54
@Jc@Jc2 [ТВ]0,7с
@Jc
@Jc
0
J 国Мбс0@JcJ 国Мбс0@Jc2回例От2回例От砌扣
J 国Мбс
0
@Jc
J 国Мбс
0
@Jc
2回例
От
2回例
От
Рис. 25. Схемы сетей 10 кВ, для которых целесообразно выполнять ускорение защиты после АПВ (а) и до АПВ (б)
из трех участков (рис. 25,а), защиты /, 2, 3 из-за близких по значению выдержек времени срабатывают одновременно при к. з. в точке К, причем для защит / и 2 эти действия являются неселективньши. Первым имеет возможность сработать устройство АПВ на выключателе /, поскольку со стороны шин 10 кВ подстанции Л имеется напряжение. При включении выключателя от устройства АПВ на небольшой период времени (около 1 с) ускоряется действие защиты / до 0,2 с (вместо 0,8 с). Если бы к. з. произошло на участке /——2, то выключатель 1 был бы быстро отключен этой ускоренной защитой. Но при к. з. в точке К за отключившимися выключателями 2 н 3 защита / не работает и через 1 с ее время срабатывания вновь становится равным 0,8 с. После успешного включения выключателя / появляется напряжение на схеме АПВ выключателя 2. Через несколько секунд устройство АПВ срабатывает, включается выключатель 2 и одновременно вводится ускорение защиты 2 до 0,2 с. Но защита 2, так же как и защита /, не срабатывает вследствие того, что к. з. произошло в точке К. Если бы к. з. было на участке 2—3, защита 2 по цепи ускорения сработала бы быстрее, чем защита I, причем ступень селективности была бы достаточной: 0,6 с. После успешного включения выключателя 2 появляется напряжение на схеме АПВ выключателя 3. Через несколько секунд устройство АПВ срабатывает, включается выключатель 3, одновременно вводится цепь ускорения защиты 3 до 0,2 с и выключатель 3 отключается, причем намного раньше, чем могла бы подействовать защита 2, у которой к этому времени уже выведена из действия ускоренная ступень 0,2 с и введена постоянная уставка по времени 0,7 с (рис. 25,а). Ускорение защиты на постоянном оперативном токе выполняется просто и предусматривается в типовых проектных схемах [6]. Для ускорения защи-
ты на переменном оперативном токе при использовании реле PT-80, РТВ, РТМ. требуется дополнительная аппаратура, поэтому такие схемы применяются редко.
Ускорение защиты до АП В. Это мероприятие позволяет ускорять отключение к. з. в сети, состоящей из несйоль- ких последовательно включенных участков или облегчать работу нескольких выключателей за счет одного, более мощного и надежного. На выключателе / (рис. 25,6) постоянно введена ускоренная защита с выдержкой времени 0,2 с. При к. з. в любой точке сети, например в точке К, эта защита отключает выключатель 1 до того, как сработают защиты 2 и 3. При срабатывании устройства АПВ на включение выключателя / эта ускоренная защита выводится из действия на время, необходимое для селективного отключения ближайшего к месту к. з. выключателя 3. Схема на постоянном оперативном токе выполняется очень просто [6].
Использование АПВ разной кратности. При недостаточных ступенях селективности (рис. 25,а) для исправления неселективных отключений могут быть применены уст- ро員ства АПВ с разной кратностью действия. Например, для схемы сети на рис. 25,а можно было бы выполнить: на выключателе 3 ——однократное АПВ, на выключателе 2 двукратное, на выключателе / — трехкратное, хотя устройства АПВ с кратностью более двух промышленностью не выпускаются. Исправление неселективных действий с помощью АПВ разной кратности используется довольно часто и на смежных участках и линиях, и на линиях с трансформаторами на ответвлениях. В последнем случае АПВ исправляет неселективное действие защиты линии [10 кВ при к. з. в трансформаторе, когда время плавления вставок предохранителей 10 кВ соизмеримо с временем срабатывания защиты линии.
Автоматическое включение резерва на подстанциях 10 кВ (местное АВР). На подстанциях 10 (6) кВ агропромышленных предприятий, как правило, осуществляется раздельное питание от двух источников (рис. 26). Раздельное питание позволяет снизить значения токов к. з. и применить более дешевую аппаратуру (выключатели, разъединители), упростить релейную защиту, снизить потери электроэнергии в сетях 10 (6) кВ. При отключении рабочего источника питания (например,力 на рис. 26)' восстановление электроснабжения потребителей ——нагрузки Н производится автоматически от резервного источника питания 5 с помощью устройства АБР.
Рис. 26. Схемы подстанций закрытого типа ЗТ〃 10/0,4 кВ с устройствами АВР одностороннего (а, 6) и двустороннего действия (б)Рис. 26. Схемы подстанций закрытого типа ЗТ〃 10/0,4 кВ с устройствами АВР одностороннего (а, 6) и двустороннего действия (б)
Рис. 26. Схемы подстанций закрытого типа ЗТ〃 10/0,4 кВ с устройствами АВР одностороннего (а, 6) и двустороннего действия (б)
Рис. 26. Схемы подстанций закрытого типа ЗТ〃 10/0,4 кВ с устройствами АВР одностороннего (а, 6) и двустороннего действия (б)
Устройства АВР, расположенные на подстанциях, называют подстанционными или местными, поскольку вся аппаратура, участвующая в процессе переключения нагрузки с рабочего источника питания на резервный, расположена в одном месте (в отличие от сетевых устройств АВР, которые рассматриваются далее). Местное устройство АВР при исчезновении напряжения на шинах подстанции действует вначале на отключение выключателя рабочего ввода (В2, ВН2 на рис. 26,а, 6), после чего сразу же включается выключатель резервного ввода (В4). Местные устройства АВР выполняются одностороннего действия (рис. 26,а, 6) или двустороннего (рис. 26,в).
Схемы устройств АВР должны выполняться в соответствии с указаниями《Правил》[2]:
при отключении выключателя рабочего ввода по любой причине немедленно должен включиться выключатель резервного ввода;
при исчезновении напряжения со стороны рабочего источника должен срабатывать специальный пусковой орган напряжения, который при наличии напряжения на резервном источнике должен действовать с заданной выдержкой времени на отключение выключателя рабочего
источника; например, при к. з. в точке К на линии рабочего питания (рис. 96,а, 6) отключается релейной защитой РЗ выключатель В1, на шинах подстанции 10 (6) кВ исчезает напряжение, работает пусковой орган напряжения, включенный иа шинный трансформатор напряжения ТНш, и с заданной выдержкой времени отключает выключатель рабочего ввода В2, после чего немедленно включается выключатель резервного ввода В4; при этом наличие напряжения на резервной линии от источника 5 контролируется тем, что оперативное напряжение для отключения рабочего выключателя В2 получается от линейного трансформатора напряжения ТНл\ пусковой орган напряжения не должен предусматриваться, если рабочий и резервный вводы имеют один источник питания;
минимальные реле напряжения пускового органа не должны срабатывать при понижениях напряжения при са- мозапуске электродвигателей нагрузки, поэтому их настраивают таким образом, что пуск АВР может произойти только при глубоком снижении напряжения, ниже 0,4 номинального, при котором самозапуск невозможен;
при наличии в составе нагрузки подстанции значительной доли синхронных электродвигателей рекомендуется применять в дополнение к пусковому органу напряжения пусковые органы других типов (особенности выполнения АВР на подстанциях, питающих синхронные двигатели, рассмотрены в работе [12]);
действие устройства АВР должно быть однократным; в существующих схемах однократность действия обеспечивается несколькими способами: при использовании пружинных приводов ——специальным контактом готовности привода К「Н, так же как в схемах устройств АПВ (рис.23); при установке специальных реле РПВ [8]——с помощью предварительно заряженного конденсатора, который, разрядившись при включении выключателя, не заряжается при отключенном его положении; используются также двухпозиционные реле, которые после действия устройства АВР срабатывают и размыкают цепь включения и остаются в таком положении до прибытия дежурного персонала [6];
при выполнении устройств АВР следует проверять возможность перегрузки резервного источника питания и при необходимости выполнять для его разгрузки специальную автоматику отключения части потребителей при действии АВР;
58
при отключении рабочей линии (трансформатора) устройством автоматической частотной разгрузки АЧР вследствие общесистемного аварийного снижения частоты действие устройства АВР должно запрещаться;
при действии устройства АВР, когда возможно включение резервного выключателя на к. з. (на шинах резервируемой подстанции или на линии рабочего питания при отказе в отключении выключателя В2, ВН2 на рис. 26,а, 6), на резервном выключателе (84) должна предусматриваться релейная защита, причем, если время действия этой защиты превышает 1 с, рекомендуется автоматически ускорять ее действие до 0,4——0,5 с;
после восстановления нормального напряжения на рабочей линии со стороны основного источника питания должно, как правило, обеспечиваться возможно более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима; к сожалению, типовые схемы подстанций 10 кВ до последнего времени не давали такой возможности; например, в схеме рис. 26,а отсутствует трансформатор напряжения со стороны основного (рабочего) источника питания Л, в схемах рис. 26,6, s на линиях рабочего питания установлены выключатели нагрузки ВН, которые автоматически только отключаются, а включаться могут лишь вручную выездным оперативным персоналом; при выполнении закрытых подстанций на оборудовании 10 кВ, поставляемом из ГДР, возможно осуществление автоматического восстановления схемы доаварийного режима (см. приложение 1).
Рассмотрим схемы устройств АВР одностороннего и двустороннего действия, разработанные в начале 80-х годов институтом 《Сельзнергопроект》для трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ закрытого типа (ЗТП), которые одновременно могут выполнять функции распределительных пунктов, пунктов АВР и пунктов секционирования сетей 10 кВ. При описании схем обращается внимание на выполнение требований《Правил》[2].
Схема местного устройства АВР одностороннего действия для ЗТП-10 кВ с выключателем с пружинным приводом (рис. 27). Эта схема может быть использована для подстанции с первичной схемой (рис. 26,а, а также рис. 26,6), где вместо рабочего выключателя В2 установлен выключатель нагрузки ВН2. Положение контактов в схеме АВР (рис. 27) соответствует включенному положению рабочего выключателя В2 (или выключателя нагрузки ВН2), отключенному положению резервного выключателя
UJuhku у叩аблЕнин
佃jiiimejibHUR зашита Контроль напряжения ，。而уез〃 истоинима Транарорматор напряжения резервного ббода 10mo/仙口в
Реле частоть! Промежуточный трансформатор 100/220 В Переключение ишноь~ управления на ТНл резербного питаниА Отключение рабочего 6biK/i田qurne/ia 82
Включение резер6но?9 仍//Г〃仞＜7〃/77目奪 64
Запрет АВР при понижении частоть! О энергосистеме
Рис. 27. Схема местного устройства АВР одностороннего действия для ЗТП-10 кВ с выключателем, оборудованным пружинным приводом (схема подстанции приведена на рис. 26,Q)
В4 н наличию нормального напряжения на шинках управления подстанции (со стороны рабочего источника питания). Схема дана с сокращениями, показаны только цепи н аппаратура, относящиеся к работе устройства АВР.
При отключении выключателя В1 на питающей подстанции А (рис. 26,。，б) исчезает напряжение на закрытой подстанции ЗТП-10/0,4 кВ и в том числе на шинках управления (рис. 27). При этом теряют питание:
устройство делительной защиты минимального напряжения, используемое здесь в качестве пускового органа напряжения; основными элементами ДМ3 являются реле минимального напряжения и реле времени, работающее при снижении или полном исчезновении контролируемого напряжения н замыкающее свой контакт в цепи отключения рабочего выключателя В2 с заданной выдержкой времени (в пределах от 10 до 90 с) [4];
реле промежуточное РП типа РП-256. которое с некоторым замедлением переключает шинки управления на трансформатор напряжения ТНл резервного ввода;
минимальное реле напряжения РН, размыкающие контакты которого участвуют в схеме запрета АВР при пони- женной частоте напряжения резервного источника пита- 60
йия； при исчезновении напряжения со стороны рабочего источника питания эти контакты замыкаются.
Если в течение заданного времени срабатывания АВР напряжение со стороны рабочего источника не восстановилось, контакт реле ДМ3 замыкается и при наличии напряжения на резервном источнике происходит отключение рабочего выключателя В2. При этом переключаются его вспомогательные контакты таким образом, что ВКВ2-1 замыкается и при условии готовности пружинного привода выключателя В4 (контакт КГП4 замкнут) происходит включение этого выключателя, после чего питание под- станции ЗТП-10 восстанавливается от резервного источника питания Б.
При отключении В1 устройством АЧР при аварийном понижении частоты в энергосистеме работа АВР на ЗТП должна быть запрещена. Этот запрет осуществляется с помощью реле понижения частоты РЧ, контролирующего частоту на резервном источнике питания. Если частота ниже уставки реле (например, 48,5 Гц), контакт реле РЧ замыкается, срабатывает реле-повторитель РПЧ и удерживается в сработавшем состоянии до того момента, ко- гда частота в энергосистеме поднимется до нормального уровня, а со стороны рабочего источника питания будет восстановлено напряжение. Запрет АВР по частоте может не выполняться, если и рабочая, и резервная линии на обеих питающих подстанциях отключаются при работе устройств АЧР.
Таким же образом работает схема АВР (рис. 27) при отключении рабочего выключателя В2 с помощью кнопки или ключа управления КУ.
Однократность действия АВР обеспечивается контактом готовности привода КГП4, который после включения резервного выключателя В4 размыкается, а автоматическая подготовка привода разрешается только при успешном АВР и запрещается, если В4 отключится.
Схема местного устройства АВР двустороннего действия для ЗТП-10 с выключателем с пружинным приводом (рис. 28,6). Схема применяется на ЗТП-10, которые выполняют функции пункта АВР в сети 10 кВ (рис. 28,а). Положение контактов в схеме АВР (рис. 28,6) соответствует включенному положению выключателя рабочего ввода ВНЗ, отключенному положению резервирующего выключателя В4 (находящегося в режиме двустороннего АВР), наличию напряжения на шинках управления ЗТП (со стороны рабочего источника питания Д).
Рис. 28. Схема устройства АВР двустороннего действия для ЗТП-10 с выключателем, оборудованным пружинным приводом: а — схема сети 10 кВ; б — схема устройства АВРРис. 28. Схема устройства АВР двустороннего действия для ЗТП-10 с выключателем, оборудованным пружинным приводом: а — схема сети 10 кВ; б — схема устройства АВРШинки управленияДелительная зашитаКонтроль напряжения рабочего источника АТрансформаторы напряжения ЮООО/ЮОдКонтроль напряжения резервного источника 万Промежуточный трансформатор 価盟切Переключение шиной управления на ТНл резервного питанияВыходное реле контроля напряжения источника 5Пуск слемыАВР8 сторону Бб сторону АОт А6РВключение 64От КУОт АП ВОт ДМ3Отключение М3От КУШинки управленияДелительная зашитаКонтроль напряжения рабочего источника АТрансформаторы напряжения ЮООО/ЮОдКонтроль напряжения резервного источника 万Промежуточный трансформатор 価盟切Переключение шиной управления на ТНл резервного питанияВыходное реле контроля напряжения источника 5Пуск слемыАВР8 сторону Бб сторону АОт А6РВключение 64От КУОт АП ВОт ДМ3Отключение М3От КУ
Рис. 28. Схема устройства АВР двустороннего действия для ЗТП-10 с выключателем, оборудованным пружинным приводом: а — схема сети 10 кВ; б — схема устройства АВР
Рис. 28. Схема устройства АВР двустороннего действия для ЗТП-10 с выключателем, оборудованным пружинным приводом: а — схема сети 10 кВ; б — схема устройства АВР
Шинки управления
Делительная зашита
Контроль напряжения рабочего источника А
Трансформаторы напряжения ЮООО/ЮОд
Контроль напряжения резервного источника 万
Промежуточный трансформатор 価盟切
Переключение шиной управления на ТНл резервного питания
Выходное реле контроля напряжения источника 5
Пуск слемы
АВР
8 сторону Б
б сторону А
От А6Р
Включение 64
От КУ
От АП В
От ДМ3
Отключение М3
От КУ
Шинки управления
Делительная зашита
Контроль напряжения рабочего источника А
Трансформаторы напряжения ЮООО/ЮОд
Контроль напряжения резервного источника 万
Промежуточный трансформатор 価盟切
Переключение шиной управления на ТНл резервного питания
Выходное реле контроля напряжения источника 5
Пуск слемы
АВР
8 сторону Б
б сторону А
От А6Р
Включение 64
От КУ
От АП В
От ДМ3
Отключение М3
От КУ
При отключении выключателей В1 или В2 (рис. 28,о) на ЗТП исчезает напряжение. При этом, так же как в предыдущей схеме (рис. 27), начинает работать устройство ДМ3, а реле 2РП переключает шинки управления ЗТП на трансформатор напряжения TH л, получающий питание от резервного источника Б. При этом замыкается контакт этого реле 2РП5 в цепи пуска реле времени РВ схемы АВР. В этой же цепи замкнуты контакты реле ЗРП и 4РП, подтверждающие наличие напряжения на резервном источнике питания Б. По истечении заданного времени сначала срабатывает ДМ3 и отключает в бесто- ковую паузу выключатель нагрузки ВНЗ, а затем сраба-
Тывает реле времени РВ, давая команду на включение выключателя 白4.
При исчезновении напряжения со стороны источника Б (рис. 28,а) теряют питание реле ЗРП, 4/77, замыкают свои контакты в цепи катушки реле 1РП, которое срабатывает при условии, что есть напряжение на шинках управления ЗТП (со стороны источника 4). При срабатывании реле 1РП запускается реле времени РВ схемы АВР и по истечении заданного времени дает команду на включение выключателя В4. Подается напряжение на линию 10 кВ в сторону питающей подстанции 6. При этом на выключателях В5 или Вб должна быть установлена делительная защита минимального напряжения, например ДМ3, действующая с меньшим временем, чем реле РВ схемы АВР, с целью ограничения радиуса действия АВР. Таким образом, в сторону подстанции Л рассматриваемая схема АВР (рис. 28) действует как местный АВР — с предварительным отключением ВНЗ, а в сторону подстанции Б — как сетевой АВР, имеющий некоторые важные особенности выполнения.
Особенности выполнения сетевых устройств АВР. Как уже отмечалось, сетевое устройство АВР действует на включение выключателя, находящегося в отключенном положении в режиме АВР, а предварительное отключение рабочих выключателей осуществляется другими устройствами (ДМ3), находящимися на других подстанциях рассматриваемой сети 10 кВ (рис. 28,а). Это и составляет главную особенность сетевого АВР, который представляет собой комплекс устройств автоматики, выполняющих следующие задачи:
переключение питания сети на резервный источник при отключении рабочего — это выполняет само устройство АВР;
предотвращение подачи напряжения от резервного источника на поврежденный рабочий источник питания (на рабочую линию, шины, трансформатор)——эту задачу выполняют устройства делительной защиты минимального напряжения (〃МЗ), действующие перед срабатыванием сетевого АВР;
выполнение при необходимости автоматической перестройки релейной защиты в связи с изменением режима работы сети; это осуществляется, как правило, вводом в действие одного из двух комплектов защиты либо при исчезновении напряжения (рис. 16), либо при изменении направления мощности (рис. 17), либо в зависимости от
направления действия пускового органа напряжения двустороннего АВР (выполнено в ячейках К-102, предназначенных для пунктов АВР);
выполнение необходимых переключений с целью изменения первичной схемы сети и повышения качества электроснабжения [6].
Один из примеров выполнения сетевого устройства АВР дан на рис. 28. Кроме самого устройства АВР (рис. 28,6), действующего как сетевой АВР в сторону подстанции 5, на схеме сети (рис. 28,〃) условно обозначены делительное устройство ДМ.З на головном выключателе Вб и устройство для переключения защит УПЗС на секционирующем выключателе В5 (см. схему на рис. 16).
Для упрощения схемы защиты на В5 сюда может быть перенесена с Вб делительная защита ДМ3, при условии выполнения мероприятий, обеспечивающих надежное электроснабжение потребительских подстанций 10 кВ, включен- ных на участке линии между выключателями В5 и Вб (рис. 7). Сетевые АВР, как правило, выполняются двустороннего действия.
При выполнении схем сетевых АВР необходимо учитывать требования《Правил》[2], перечисленные выше при рассмотрении схем местных АВР. При этом желательно иметь возможность выбора разных выдержек времени для действия АВР в одну и в другую сторону, поскольку условия выбора уставок по времени могут быть разными (например, со стороны одного источника на линии может быть АПВ однократного действия с выдержкой времени 2—5 с, а со стороны другого источника — АПВ двукратного действия с выдержкой времени второго цикла 15 с; выбор выдержек времени и других уставок схем АВР приведен в работах [5, 6]).
При действии сетевых АВР опасно выполнять ускорение защиты, поскольку это может привести к неселсктивному отключению включившегося выключателя и к неуспешному АВР. Например, при к. з. на участке между выключателями В5 и Вб (рис. 28,а) ускорение защиты РЗ при включении выключателя В4 до 0,4 с может вызвать отключение этого выключателя В4 раньше, чем отключится В5, так как ступень селективности между защитами на В4 и В5 окажется недопустимо малой.
Принципиальная схема сетевого устройства АВР двустороннего действия приведена на рис. 29. Для питания шинок управления и пускового органа устройства АВР установлены по два однофазных трансформатора напряже- 64
6)-ШУЮУ 1РН 2 PH АВ16)-ШУЮУ 1РН 2 PH АВ1因切伊阳4 6 cm叩叫5因切伊阳4 6 cm叩叫5От АЗР Включение быктате-' ля 6JОт АПВОт АЗР Включение быктате-' ля 6JОт АПВ6例6例РвРвК「П2К「П2АМРАМРЖКГП1 ВКВ2ЖКГП1 ВКВ220Ц丝1 L20Ц丝1 L^ётйматичесмая подеотоЗка привода ВЗ^ётйматичесмая подеотоЗка привода ВЗ
6)-ШУ
ЮУ 1РН 2 PH АВ1
6)-ШУ
ЮУ 1РН 2 PH АВ1
因切伊阳4 6 cm叩叫5
因切伊阳4 6 cm叩叫5
От АЗР Включение быктате-
' ля 6J
От АПВ
От АЗР Включение быктате-
' ля 6J
От АПВ
6例
6例
Рв
Рв
К「П2
К「П2
АМР
АМР
ЖКГП1 ВКВ2
ЖКГП1 ВКВ2
20Ц丝1 L
20Ц丝1 L
^ётйматичесмая подеотоЗка привода ВЗ
^ётйматичесмая подеотоЗка привода ВЗ
Рис. 29. Схема сетевого устройства АВР двустороннего действия для выключателя с пружинным приводом: а — схема сети 10 кВ; 6 — цепи напряжения пускового органа АВР; е ——схема устройства АВР и управления выключателя 3 (пункта АВР)
ния по обеим сторонам выключателя ВЗ пункта АВР (ТН1 и ТН2).
На рис. 29,6 показаны цепи устройства АВР, причем положение контактов соответствует отключенному положению выключателя ВЗ и наличию напряжения со стороны источников А и Б. Поэтому размыкающие контакты минимальных реле напряжения 1РН—4РН показаны разомкнутыми (при исчезновении напряжения они замыкаются). Питание шинок управления 1ШУ и 2ШУ осуществляется либо от ТН1, либо от ТН2, причем переключение питания с одного трансформатора напряжения на другой осуществляется автоматически без выдержки времени.
При исчезновении напряжения, например со стороны подстанции Л, замыкаются размыкающие контакты реле IP", 2РН, катушки которых включены на ТН1. При наличии напряжения со стороны подстанции Б запускается реле времени 1РВ типа ЗВ-248 или РВ-01 со шкалой до 20 с. Через заданное время, большее, чем время действия АПВ 5—5232 65
на выключателях 5/ и В2, и большее, чем время срабатывания делительной защиты минимального напряжения ДМ3 на выключателе В1, замыкается контакт реле 1РВ в цепи включения выключателя ВЗ. При условии готовности пружинного привода (контакт КГП1 замкнут) выключатель ВЗ включается и подает напряжение на линию 10 кВ в сторону подстанции 4 При успешном АВР через замкнувшийся вспомогательный контакт ВКВЗ-З производится автоматическая подготовка привода. При неуспешном АВР (отключении ВЗ релейной защитой после его включения от схемы АВР) вспомогательный контакт ВКВЗ-З остается разомкнутым и автоматическая подготовка привода не производится, что и обеспечивает однократность АВР. Подготовку привода к включению выключателя производит оперативный персонал путем переключения устройства 2ОУ в положение 2—3.
При исчезновении напряжения со стороны подстанции Б схема действует аналогично, но со своей выдержкой времени, если установлено еще одно реле времени 2РВ, а перемычка между вспомогательным контактом Ав2 и катушкой реле 1РВ не установлена.
При неисправностях во вторичных цепях ТН1 или ТН2 отключается соответствующий автоматический выключатель (автомат) и своим размыкающим вспомогательным контактом Ав выводит из работы устройство АВР для действия в сторону поврежденного трансформатора напряжения.
Схема сетевого АВР двустороннего и одностороннего действия может быть выполнена также с помощью полупроводниковых устройств типа ДМ3 и УПЗС [4]. При использовании устройства ДМ3 па пунктах сетевого АВР, где имеются трансформаторы напряжения по обе стороны выключателя (рис. 29,q), входы устройства ДМ3 присоединяются раздельно к вторичным обмоткам ТН1 и TH2. Цепь питания реле времени, работающего при снижении или полном исчезновении контролируемого напряжения, включается через размыкающие вспомогательные контакты выключателя. Реле времени может начать работать только после того, как выключатель длительное время находился в отключенном положении. Реле времени начинает отсчитывать время после исчезновения напряжения от ТН1 или ТН2, а также одновременно с двух сторон. Но в последнем случае не сработает выходное реле устройства ДМ3 и АВР не произойдет. При исчезновении напряжения только с одной из сторон срабатывает с заданной выдержкой времени 66
реле времен^, а затем выхбдйое реле, которое удерживается в сработавшем состоянии около 0,5 с и дает команду на включение выключателя пункта АВР. В устройстве ДМ3 однократность действия обеспечивается с помощью конденсаторов, которые не успевают зарядиться после неуспешного АВР. Устройство ДМ3 обеспечивает питание электромагнита включения выключателя от того Т", на котором имеется напряжение.
Для выполнения устройства АВР может быть использовано и устройство УПЗС, основным назначением которого является автоматическое переключение комплектов защит на секционирующих выключателях в бестоковую паузу перед срабатыванием сетевого АВР (рис. 16). Поскольку У ПЗС срабатывает при исчезновении напряжения, имеет орган выдержки времени и автономное питание от встроенных конденсаторов, оно может использоваться в качестве устройства АВР. Для выполнения двустороннего АВР устанавливаются два устройства УПЗС, одно из которых подключается к ТН1, другое ——к ТН2 (рис. 29,а). Для подготовки устройств У ПЗС к работе в качестве АВР необходимо произвести несложные изменения в схеме устройства, а также установить дополнительное реле-повторитель выходного реле УПЗС (слабые контакты УПЗС не могут включаться непосредственно в цепь электромагнита включения выключателя пункта АВР) [4]. Устройство УПЗС намного дешевле, чем ДМ3.
Делительные защиты (автоматика) минимального напряжения. Эти автоматические устройства предназначены для действия перед срабатыванием сетевого устройства АВР с целью ограничения его радиуса действия, т. е. ограничения числа трансформаторных подстанций 10 кВ, подключаемых к оставшемуся в работе источнику питания (на рис. 4 и 28 они показаны стрелками). Наряду с этим предотвращается опасность подачи напряжения от резервного источника питания по сети 10 кВ на элементы более высокого напряжения (трансформаторы, шины, линии 35, 110 кВ), на которых осталось неустранившееся повреждение в виде оборванного и лежащего на земле фазного провода, разбитой гирлянды изоляторов, упавшего на провода дерева и т. п. Если будет подано напряжение от сети 10 кВ, в месте повреждения вновь возникнет короткое замыкание, но значение тока к. з. может оказаться недостаточным для действия защит на линиях 10 кВ и трансформаторах 35/10 или 110/10 кВ. Из-за длительного горения злектрн- ческой дуги в месте к. з. и прохождения токов к. з. мо- 5* 67
Тут произойти серьезные повреждения оборудования. Kps ме того, при неустранившемся к. з. окажется неуспешным АПВ линии 35 или ПО кВ, что может привести к дополнительным отключениям потребителей. Из этих примеров видно, насколько важна и ответственна роль делительной автоматики минимального напряжения. При выполнении этой автоматики необходимо помнить, что она действует в условиях полного погашения подстанции или пункта секционирования, когда отсутствуют и напряжение, н ток, и поэтому для работы самого устройства автоматики и для •отключения выключателей необходимо иметь автономный источник оперативного тока (аккумуляторную батарею или предварительно заряженные конденсаторы). Минимальные реле напряжения прямого действия типа РНВ, встраиваемые в приводы выключателей и воздействующие непосредственно на его отключение, для выполнения делительной защиты не применяются, так как у них не предусмотрена возможность регулировки напряжения срабатывания и возврата, а выдержка времени на возврат не может быть отрегулирована более чем на 9 с, что, как правило, недостаточно.
Схема делительной защиты (автоматики) минимального напряжения с электромеханическими реле н автономными источниками оперативного тока (блоками конденсаторов типа ВК-400) показана на рис. 30. Реле времени РВ (электромеханическое типа ЗВ-245 или полупроводниковое типа РВ-03) в нормальном режиме получает питание от
Рис. 30. Схема делительной защиты (автоматики) минимального напряжения с электромеханическими реле и автономными источниками оперативного тока: 。——схема подстанции 110/10 кВ или 35/10 кВ; 6 — цепи напряжения пускового органа делительной защиты; 6 ——схема делительной защитыРис. 30. Схема делительной защиты (автоматики) минимального напряжения с электромеханическими реле и автономными источниками оперативного тока: 。——схема подстанции 110/10 кВ или 35/10 кВ; 6 — цепи напряжения пускового органа делительной защиты; 6 ——схема делительной защиты
Рис. 30. Схема делительной защиты (автоматики) минимального напряжения с электромеханическими реле и автономными источниками оперативного тока: 。——схема подстанции 110/10 кВ или 35/10 кВ; 6 — цепи напряжения пускового органа делительной защиты; 6 ——схема делительной защиты
Рис. 30. Схема делительной защиты (автоматики) минимального напряжения с электромеханическими реле и автономными источниками оперативного тока: 。——схема подстанции 110/10 кВ или 35/10 кВ; 6 — цепи напряжения пускового органа делительной защиты; 6 ——схема делительной защиты
шинок управления через замкнутые контакты минимальных реле напряжения 1РН и 2РН (типа РН-54). При исчезновении или значительном снижении напряжения (ниже 0,25—0,4 номинального) контакты реле IP", 2РН размыкаются, реле РВ теряет питание н с заданной выдержкой времени замыкает свои контакты в цепях отключения выключателей линии 10 кВ. У реле ЭВ-245 могут использоваться два контакта, зам,ыкающиеся с разными выдержками времени. У реле РВ-03 имеется один выход с выдержкой времени, но может быть установлено промежуточное реле-повторитель с несколькими контактами, если отключение выключателей всех линий 10 кВ должно производиться примерно через одно и то же время после погашения питающей подстанции. Реле напряжения 1РН и 2РН для надежности включают на разные источнки питания, одним из которых является шинный трансформатор напряжения ТНш, а другим — трансформатор собственных нужд ТСН (рис. 30,6). Одновременная неисправность этих источников считается маловероятной. Если же оба реле 1РН и 2РН питаются от одного источника, например от ТНш, то последовательно с контактами РВ следует включить вспомогательные контакты автомата TH, которые разомкнут эту цепь при отключении автомата, так же как на рис. 29,8.
Для правильного взаимодействия делительной защиты минимального напряжения, действующей перед срабатыванием сетевого АВР, необходимо:
включить минимальные реле напряжения делительной защиты 1РН, 2РН (рис. 30) на те же междуфазные напряжения, что и соответствующие пусковые органы сетевого АВР;
установить напряжение, при котором замыкаются контакты реле 1РН, 2РН (рис. 30), не менее чем на 10% вьь ше, чем у соответствующих реле сетевого АВР;
задать время срабатывания делительной защиты минимального напряжения меньшим, чем время срабатывания сетевого АВР, но большим времени действия тех устройств автоматики (АПВ, АВР) в питающей сети 35 или 110 кВ, которые предназначены для восстановления напряжения в этой сети. Выбор уставок этих устройств по напряжению и по времени рассмотрен в работах [5, 6].
Делительная защита минимального напряжения может выполняться с помощью полупроводникового устройства НМЗ [4]. Напряжение срабатывания его пускового органа напряжения регулируется в пределах от 0,25 до 0,5 69
номинального. Выдержку времени можно установить от 10 до 90 с. Такая большая выдержка времени позволяет осуществлять отключение секционирующего выключателя (рнс. 7) после двукратного неуспешного АПВ рабочей лн- ннн, оборудованной выключателем с пружинным приводом, у которого время завода пружин перед вторым АПВ может быть около 50 с. После срабатывания ДМ3 отключение выключателя происходит за счет энергии предварительно заряженных конденсаторов (БК на рис. 30,в).
Устройство ДМ3 может устанавливаться в ячейках КРУ и КРУН отходящих линий 10 кВ на подстанциях 35/1° кВ и 110/10 кВ, а также на распределительных пунктах, пунктах секционирования и АВР.
Пусковой орган минимального напряжения ДМ3 реагирует на одновременное снижение напряжения либо во всех трех фазах сети при подведении к устройству трехфазного напряжения, либо в одной фазе при подведении к нему одного из междуфазных напряжений. Первый способ включения ДМ3 используется на питающих подстан- Щ1ях 110/10 или 35/10 кВ, где к ДМ3 подводятся между- фазные напряжения от двух разных источников — трансформатора напряжения (ТНш на рис. 30,6) и от трансформатора собственных нужд (ТСН). Для этого в устройстве ДМ3' предусмотрено два входа по напряжению, причем для срабатывания пускового органа необходимо, чтобы напряжение исчезло или снизилось ниже уставки одновременно на двух входах. Второй способ включения применяется на пунктах секционирования и пунктах сетевого АВР, где контролируется одно линейное напряжение и соответственно используется только один из входов по напряжению.
На питающих подстанциях одно устройство ДМ3 мо- 旅ет использоваться для отключения выключателей нескольких отходящих линий (групповая защита минимального напряжения). Для этого необходимо установить реле-повторитель выходного реле ДМ3.
Кроме своего основного назначения устройство ДМ3 может выполнять функции местного и сетевого устройств АВР, поскольку в нем имеется возможность контролировать напряжение двух источников, а выдержка времени до 90 с позволяет выполнять АВР после двух неуспешных АПВ рабочей линии (рис. 7). Принципиальные схемы использования устройства ДМ3 для осуществления различных видов АВР приведены в типовых проектах《Сель- энергопроекта».
Для выполнения делительной защиты минимального напряжения может использоваться также устройство У ПЗС. В связи с недостаточной мощностью контактов выходного реле У ПЗС необходимо дополнительно установить реле-повторитель выходного реле и батарею конденсаторов (БК-401) для его срабатывания. При необходимости контроля напряжения двух источников (TH и ТСН) устанавливаются два У ПЗС и контакты их выходных реле включаются последовательно. В схеме УПЗС устанавливается дополнительный резистор 30—50 кОм для возврата схемы в исходное состояние [4].
Делительная автоматика с контролем тока к. з. (ДАТ). На закрытых трансформаторных подстанциях ЗТП-ЮкВ, совмещенных с пунктами автоматического секционирования линий 10 кВ (рис. 8), предлагается использовать в качестве секционирующих коммутационных аппаратов выключатели нагрузки, которые значительно дешевле, чем масляные и вакуумные выключатели, способные отключать токи к. з. При использовании выключателей нагрузки первая основная задача автоматики состоит в том, чтобы обеспечивать их отключения только в бестоковую паузу. Второй задачей автоматики является избирательный выбор одного из двух выключателей нагрузки, который необходимо отключить, в зависимости от места поврежденич.
Схема автоматики отключения выключателей нагрузки ВН в бестоковую паузу с контролем тока к. з., разра- ботанная 《Сельзнергопроектом》 (1983 г.), приведена на рис. 31,6 и в, поясняющая схем.а ——на рис. 8 и 31,а.
В нормальном режиме оба выключателя нагрузки ВН1 и ВН2 включены. Разрыв сети 10 кВ между источниками питания Л и Б выполнен на пункте сетевого АВР: выключатель ВА нормально отключен. При устойчивом к. з. на ВЛ2, например в точке К1, отключается релейной защитой головной выключатель ВГ1 линии ВЛ1, затем происходит его АПВ первого цикла и второе отключение выключателя ВГ1. Эти два броска тока к. з. фиксируются в схеме автоматики с помощью максимальных реле тока 1РТ—4РТ типа РТ-40 и двухпозиционных реле 1РП и 2P17, причем 2РП может сработать только после того, как сработает и переключит свои контакты реле 1РП. После срабатывания реле 2РП и при отсутствии тока к. з. (размыкающие контакты реле тока 1РТ и 2РТ замкнуты) происходит отключение выключателя нагрузки ВН2 во вторую бестоковую паузу. Выключатель нагрузки ВН1 не успевает отключиться, так как время замыкания контак-
1PT "Г1PT "ГA)A)AACC8"8"1РП42m1РП42m^1PB2^1PB2ПП3PT3PT口口严严工二 вквн —工二 вквн —30BH2 泸丁 z.r30BH2 泸丁 z.rI14^I14^2PB BKBH4 Э0ВН12PB BKBH4 Э0ВН1Реле шок口 контроля режима короткого замыканияРеле шок口 контроля режима короткого замыканияШинки управления ЗТПРеле возбрата схем и абгтюмитикиРеле контроля нап“*ент Блок питания 〃 3口口伽Шинки управления ЗТПРеле возбрата схем и абгтюмитикиРеле контроля нап“*ент Блок питания 〃 3口口伽Схема фиксации. перВоео броска токи к.з.Схема фиксации. перВоео броска токи к.з.Схема фиксации второго броска тока кзСхема фиксации второго броска тока кзОтключение ВН2 6。бтордю паузуОтключение 第/： при исчезновении напряжения от АОтключение ВН2 6。бтордю паузуОтключение 第/： при исчезновении напряжения от А
1PT "Г
1PT "Г
A)
A)
A
A
C
C
8"
8"
1РП4
2m
1РП4
2m
^1PB2
^1PB2
П
П
3PT
3PT
口
口
严
严
工二 вквн —
工二 вквн —
30BH2 泸丁 z.r
30BH2 泸丁 z.r
I14^
I14^
2PB BKBH4 Э0ВН1
2PB BKBH4 Э0ВН1
Реле шок口 контроля режима короткого замыкания
Реле шок口 контроля режима короткого замыкания
Шинки управления ЗТП
Реле возбрата схем и абгтюмитики
Реле контроля нап“*ент Блок питания 〃 3口口伽
Шинки управления ЗТП
Реле возбрата схем и абгтюмитики
Реле контроля нап“*ент Блок питания 〃 3口口伽
Схема фиксации. перВоео броска токи к.з.
Схема фиксации. перВоео броска токи к.з.
Схема фиксации второго броска тока кз
Схема фиксации второго броска тока кз
Отключение ВН2 6。бтордю паузу
Отключение 第/： при исчезновении напряжения от А
Отключение ВН2 6。бтордю паузу
Отключение 第/： при исчезновении напряжения от А
Рис. 31. Схема автоматики отключения выключателя нагрузки в бесто- ковую паузу с контролем тока к. з.: а — схема сети 10 кВ; 6, в — схемы автоматики
та реле времени 2РВ в цепи его отключения больше, чем время отключения ВН2. Происходит второе АПВ линии ВЛ1, и напряжение на ЗТП восстанавливается. После этого срабатывает сетевое устройство АВР и подает напряжение на ВЛ2 со стороны источника Б. При устойчивом к. з. в точке К/ выключатель ВА отключается своей релей-
ной защитой, при неустойчивом повреждении — остается включенным. Сеть 10 кВ продолжает работать, но с разделом на выключателе нагрузки ВН2.
После восстановления напряжения на шинках управления ЗТП схема автоматики с контролем тока к. з. возвращается в исходное положение с помощью контактов реле времени 1РВ, которые замыкаются с заданной выдержкой (при отключенном положении ВН2) и переключают реле 1РП и 2РП в положение готовности (рис. 31,6).
При к. з. на линии ВЛ1, например в точке К2, в нормальном режиме работы сети, с разделом на В А, ток к. з. не проходит через шины 10 кВ ЗТП и максимальные реле тока 1РТ—4РТ не срабатывают. При потере питания от источника А на ЗТП работает делительная автоматика минимального напряжения, выполненная с помощью реле времени 2РВ типа ЗВ-245 или РВ-03, которое с выдержкой времени, большей, чем врем,я второго АПВ линии ВЛ1, замыкает свой контакт в цепи отключения ВН1. Исправность цепей напряжения контролируется вспомогательным контактом автомата, который размыкается только при отключении автомата. После отключения ВН1 срабатывает сетевое устройство АВР, включается выключатель ВА и подается напряжение на ВЛ2 и ЗТП от питающей подстанции Б.
Источниками оперативного тока для работы схемы автоматики и для отключения выключателей нагрузки являются предварительно заряженные конденсаторы типа БК-400.
Устройства для автоматического изменения настройки релейной защиты, входящие в комплекс устройств сетевых АВР, рассмотренны в § 3 (рис. 16, 17).
6・ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ 10/0.4 кВ ПЛАВКИМИ ПРЕДОХРАНИТЕЛЯМИ
Понижающие трансформаторы 10/0,4 кВ мощностью до 630 кВ - А включительно, как правило, защищаются плавкими предохранителями.
Общие сведения о предохранителях. Плавким предохранителем называется коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой це- пи посредством расплавления специальных токоведущих частей (плавких вставок) под воздействием тока, превышающего определенное значение, с последующим гашением возникающей электрической дуги.
Принцип действия плавкого предохранителя основан на известном законе Джоуля——Ленца (1841 г.), в соответствии с которым прохождение электрического тока по проводнику сопровождается выделением теплоты, количество которой прямо пропорционально значению тока в квадрате, сопротивлению проводника и времени прохождения тока. Плавкие предохранители были первыми в истории устройствами защиты электроустановок и уже около ста лет успешно применяются для защиты от к. з. таких массовых электроустановок, как трансформаторные подстанции главным образом 10/0,4 кВ и 6/0,4 кВ. Это объясняется тем, что с помощью плавких предохранителей можно выполнить более дешевую и простую в обслуживании защиту от к. з・， чем с выключателями, трансформаторами тока и релейной аппаратурой.
По способу гашения электрической дуги, возникающей при расплавлении плавкой вставки, предохранители делятся на три группы:
предохранители для сетей до 1000 В с естественной деионизацией дуги, не имеющие специальных устройств для гашения дуги (СПО, П, ПТ); в настоящее время они не применяются из-за малой отключающей способности и больших размеров;
предохранители с наполнителем (кварцевым песком), где электрическая дуга гасится в канале малого диаметра, который образуется после испарения металла плавкой вставки, между крупинками (гранулами) кварцевого песка; эти предохранители называются кварцевыми^
предохранители с трубками из газогенерирующего материала, из которого при высокой температуре горения электрической дуги обильно выделяются газы, при этом возникает высокое давление (в предохранителях типа ПР напряжением до 1000 В) или продольное дутье (в предохранителях выхлопных типа ПВ, прежнее название ——стреляющие типа ПСН), что обеспечивает быстрое гашение электрической дуги.
Выхлопные (стреляющие) предохранители типа ПВ не получили широкого применения для защиты трансформаторов со стороны 10 и 0,4 кВ по нескольким причинам: из-за очень крутых времятоковых характеристик, не обеспечивающих селективность предохранителей 10 кВ с за- щитными аппаратами на стороне 0,4 кВ, из-за того, что могут применяться только для наружных электроустановок, из-за быстрого старения плавких вставок, не защищенных от воздействия внешней среды.
Кварцевые предохранители типа ПК широко применяются для защиты трансформаторов мощностью до 630 кВ・А как со стороны высшего напряжения 10 кВ (ПКТ~10), так и со стороны низшего напряжения 0,4 кВ (ПН-2). Кроме отечественных предохранителей ПКТ-10, в настоящее время устанавливаются кварцевые предохранители 10 кВ зарубежных фирм, например типа HRG югославского предприятия «Механика» (изготавливаются по лицензии ФРГ), типа HS серии 3-30 предприятия «Транс- форматоренверк» имени Карла Либкнехта, ГДР [13].
Кварцевые предохранители имеют ряд достоинств: они выпускаются как для внутренней, так и для наружной установки, их плавкие вставки надежно защищены от воздействия внешней среды слоем кварцевого песка и закрыты фарфоровым или стеклянным патроном, поэтому они могут находиться в работе в течение нескольких лет. Гашение дуги в таких предохранителях происходит столь быстро, что ток к. з. не успевает достичь своего максимального значения, поэтому кварцевые предохранители называют токоограничивающими и это их полезное свойство позволяет выбирать аппаратуру более легкую и дешевую.
При правильном выборе параметров кварцевых предохранителей и использовании только калиброванных патронов заводского изготовления эти предохранители способны обеспечить быстрое, надежное и в большинстве случаев селективное отключение поврежденного трансформатора. Для предотвращения опасных не пол ноф азных режимов, возникающих при срабатывании только одного из трех предохранителей на стороне 10 кВ трансформатора, на закрьь тых подстанциях плавкие предохранители применяются в сочетании с выключателями нагрузки, такое устройство обозначают ВНП (ВНП-16 и др.). При срабатывании хотя бы одного предохранителя его специальным контактом да- ется команда на автоматическое отключение ВНП с помощью электромагнита управления в приводе ПРА-17. Выключателем нагрузки трансформатор отключается от сети всеми тремя фазами.
Выбор плавких предохранителей 10 кВ для защиты трансформаторов.
По номинальному напряжению:
UHOM.np1^ Uhom.c,(4)
е. номинальное напряжение предохранителя С7Ном.пр должно соответствовать номинальному напряжению сети
Uhom.c； например, для трансформаторов 10 кВ должны при- меняться предохранители типа ПКТ-10.
По номинальному току отключения:
Л).ном>/к.макс, (5)
т. е. номинальный ток отключения предохранителя /о.ном по его паспортным данным должен быть больше или равен максимальному значению тока к. з. в месте установки предохранителя. При расчетах токов к. з. следует учитывать подпитку места к. з. электродвигателями.
По номинальному току. Номинальный ток предохра- ните л я 7Ном.пр равен номинальному току заменяемого элемента /ном.э- Заменяемым； элементом предохранителя с мелкозернистым наполнителем, например типа ПК, считается патрон (один или несколько) с кварцевым песком, плавким элементом, указателем срабатывания или ударным устройством, собранный в заводских условиях. Номинальный ток предохранителей, защищающих силовые трансформаторы на сторонах 10 и 0,4 кВ, выбирается по табл. 1 в зависи-
639110014516023125036040058063091063911001451602312503604005806309103,641001065,8016016109,25250201514,4040040(31,5)2023,10630503036,40100080403,641001065,8016016109,25250201514,4040040(31,5)2023,10630503036,4010008040Примечание. Предохранители 1—типа ПКТ, страна-изготовитель СССР; 2—типа НН, страна-изготовитель Соцналнстическая Федеративная Республика Югославия, предприятие «Механика» (по лицензии ФРГ); 3—типа HS—страна-иЗготови- тель Германская Демократическая Республика, предприятие «Траисформаторенверк» нм. Карла Либкнехта» (по материалам Заводов-изготовителей).Примечание. Предохранители 1—типа ПКТ, страна-изготовитель СССР; 2—типа НН, страна-изготовитель Соцналнстическая Федеративная Республика Югославия, предприятие «Механика» (по лицензии ФРГ); 3—типа HS—страна-иЗготови- тель Германская Демократическая Республика, предприятие «Траисформаторенверк» нм. Карла Либкнехта» (по материалам Заводов-изготовителей).
63
91
100
145
160
231
250
360
400
580
630
910
63
91
100
145
160
231
250
360
400
580
630
910
3,64
100
10
6
5,80
160
16
10
9,25
250
20
15
14,40
400
40(31,5)
20
23,10
630
50
30
36,40
1000
80
40
3,64
100
10
6
5,80
160
16
10
9,25
250
20
15
14,40
400
40(31,5)
20
23,10
630
50
30
36,40
1000
80
40
Примечание. Предохранители 1—типа ПКТ, страна-изготовитель СССР; 2—типа НН, страна-изготовитель Соцналнстическая Федеративная Республика Югославия, предприятие «Механика» (по лицензии ФРГ); 3—типа HS—страна-иЗготови- тель Германская Демократическая Республика, предприятие «Траисформаторенверк» нм. Карла Либкнехта» (по материалам Заводов-изготовителей).
Примечание. Предохранители 1—типа ПКТ, страна-изготовитель СССР; 2—типа НН, страна-изготовитель Соцналнстическая Федеративная Республика Югославия, предприятие «Механика» (по лицензии ФРГ); 3—типа HS—страна-иЗготови- тель Германская Демократическая Республика, предприятие «Траисформаторенверк» нм. Карла Либкнехта» (по материалам Заводов-изготовителей).
Таблица 1
Рекомендуемые значения номинальных токов плавких предохранителей 《 (и их заменяемых элементов) для защиты трехфазных сияовых
тра нсформаторов 10/0,4 кВ
Мощность защищаемого трансформатора, кВ・А
Номинальный ток, А
трансформатора на стороне
предохранителя на стороне
0,4 кВ
10 кВ
ОД кВ
10 кВ
1
2
3
мости от мощности трансформатора и типа предохранителя (для трансформаторов 6 кВ эти данные приведены в работе [13]). Указанные в таблице номинальные токи соответствуют перегрузочной способности трансформаторов и предохранителей, обеспечивают отключение трансформато-
ра раньше, чем допускается по условию термической стойкости трансформатора. Предохранители типа ПКТ, с номинальными токами, выбранными по табл. 1, обеспечивают селективность ПКТ и предохранителей типа ПН-2, установленных на стороне 0,4 кВ трансформаторов, при условии, что номинальный ток ПН-2 примерно равен номинальному току защищаемого трансформатора на стороне 0,4 кВ, а также с автоматическими выключателями на стороне 0,4 кВ, не имеющими выдержки времени, например серии А-3100. При этом условии проверки селективности предохранителей 10 кВ типа ПКТ и указанных защитных аппаратов 0,4 кВ не требуется. В остальных случаях должна производиться расчетная проверка селективности (см. далее).
Таблица 2
Рекомендуемые значения номинальных токов плавких предохранителей типа ПН-2 для защиты на стороне 0,4 кВ трансформаторов 10/0,4 кВ, для которых допускается длительная перегрузка до 180 % номинал ьной мощности
Мощность защищаемого трансформатора, кВА
Номинальный ток. А, на стороне 0,4 кВ
трансформатора
предохранителя
63
91
125
100
145
200
160
231
315
250
360
500
400
580
800
630
910
—
Примечание. О допустимых перегрузках трансформаторов ТМ и ТМВМ напряжением 6 и 10 кВ—см. § 7, 8 «Сборника директивных материалов Главтехуправ- ления Минэнерго СССР (Электрстехническая часть)>'.—3-е изд., перераб. и доп.—М.: Эиергсатомиздат, 1985.—304 с.
В табл. 2 приведены рекомендуемые значения номинальных токов предохранителей типа ПН-2 на стороне 0,4 кВ для тех трансформаторов типов ТМ и ТМВМ, для которых директивными материалами Минэнерго СССР разрешена перегрузка до 180% номинальной мощности. На стороне 10 кВ этих трансформаторов нежелательно увеличивать номинальный ток предохранителей, поскольку это ухудшит защиту трансформаторов при внутренних повреждениях и утяжелит выполнение условий селективности между защитой питающей линии 10 кВ и предохранителями на стороне 10 кВ относительно мощных трансформаторов. При
выборе номинальных токов для предохранителей на стороне 10 кВ по табл. 1, а для предохранителей на стороне 0,4 кВ ——по табл. 2 их селективная работа при к. з. на шинах 0,4 кВ не обеспечивается. С этим приходится мириться, если обеспечивается селективность действия предохраните- лей 10 кВ и предохранителей (или автоматов) отходящих линий 0,4 кВ.
Проверка селективности. Селективность между предохранителями на сторонах 10 и 0,4 кВ трансформатора обеспечивается, если время плавления предохранителя 10 кВ ^плю при всех реально возможных токах оказывается больше времени плавления предохранителя 0,4 кВ /пло,4：
^пл К)/^пл0,4 ^1 ^3* (6)
Значения времени плавления определяются по типовым времятоковым характеристикам. На рис. 32 приведены для примера времятоковые характеристики плавления предохранителей типа ПКТ напряжением 10 кВ с номинальными токами отключения 12,5 кА (рис. 32,а) и 20 и 31,5 кА
Рис. 32. Времятоковые характеристики плавких предохранителей ПКТ: б —ПКТ 101-10 от 2 до 20 А, /о.ном=20 кА; ПК'Г 102-10-31,5 и 40, 104-10-100-31,5; ПКТ 104-10-160-20
(рис. 32,6), взятые из каталога «Электротехника СССР», 02.50.02—82, выпущенного в 1983 г.
Коэффициент запаса 龙з в выражении (6) учитывает разбросы по времени времятоковых характеристик различных типов предохр анителей и р ассчитывается по выражению
左3=力нА%ш! loAfnm 0,4, (7)
где 左hQ1,5 — коэффициент надежности; Д/Пл ю и Д/Пл о,4 — разбросы по времени времятоковых характеристик предохранителей, установленных на сторонах 10 и 0,4 кВ трансформатора.
Для отечественных предохранителей стандартом регламентируется разброс по току, не превышающий 20%. Разброс по времени при токах к. з., соответствующих времени плавления больше 1 с, достигает 40% (при увеличении тока к. з. разброс по времени уменьшается). Таким образом для этих предохранителей коэффициент запаса fe3=l,5-ll,4-1,4=3. При согласовании характеристик при
а —ПКТ 101-10-31,5; ПКТ 101-10 от 2 до 20 А, /о НОМ=12,5 кА и др.; /О.НОМ=31,5 кА; ПКТ 1034 0-50-31,5; ПКТ 103-10-80-20; ПКТ
больших кратностях тока допускается принимать ^3==2,5, так как Л/Пл ю при кратности тока, например, 10, составляет не 40, а 25%. У предохранителей типа HS (ГДР) по данным завода-изготовителя разброс времятоковых характеристик по времени составляет 50%.
Если условие (6) не выполняется, это означает, что при к. з. на шинах 0,4 кВ предохранители 10 кВ могут сработать раньше, чем предохранители 0,4 кВ этого же трансформатора, что, однако, не вызывает дополнительных отключений потребителей. Поэтому для достижения селективности не рекомендуется устанавливать пр едохр ан ител и 10 кВ с более высоким номинальным током, чем указано в табл. 1, так как при этом ухудшаются условия согласования релейной защиты питающей линии 10 кВ с этими предохранителями и увеличивается время отключения К. 3.
При невозможности одновременно обеспечить селективную работу предохранителей 10 и 0,4 кВ, а также релейной защиты питающей линии 10 кВ и предохранителей 10 кВ трансформатора более важным считается обеспечение селективности релейной защиты линии 10 кВ и предохранителей 10 кВ трансформатора. Но в таком случае необходимо проверить и обеспечить селективность предохранителей на стороне 10 кВ трансформатора н предохранителей с наибольшим номинальным током на самой мощной линии 0,4 кВ. При к. з. на отходящих линиях 0,4 кВ предохранитель на стороне 10 кВ трансформатора не должен срабатывать раньше, чем защитный аппарат поврежденной линии 0,4 кВ.
Таким же образом производится проверка селективности предохраиителей и автоматических выключателей на стороне 0,4 кВ, имеющих регулируемые выдержки времени, которые называются селективными автоматами. Здесь также можно допустить отсутствие селективности предохранителя 10 кВ и автомата 0,4 кВ одного и того же трансформатора при к» з. на шинах 0,4 кВ. Но обязательно должна быть обеспечена селективность при к. з. на любой из линий 0,4 кВ, и тем более должна быть обеспечена селективность предохранителя 10 кВ трансформатора и секционного автомата 0,4 кВ на двухтрансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ с устройством АВР на стороне 0,4 кВ.
При проверке селективности предохранителей и автоматов время срабатывания селективных автоматов определяется по их времятоковым защитным характеристи- 80
кам, которые приводятся в информациях заводов-изготовителей.
При проверке селективности в ряде случаев учитывают малую вероятность возникновения металлического к. з. на шинах 0,4 кВ и определяют время плавления плавких предохранителей 10 кВ при меньших значениях токов к. з. через переходное сопротивление. Значение ^пл ю при этом увеличивается, а время срабатывания автомата при работе в независимой части характеристики остается неизменным, и условие селективности (6) может быть выполнено. Однако чем больше мощность трансформатора, тем труднее выполнить это условие. Поэтому трансформаторы 10/0,4 кВ мощностью 1 MB-А и более, а иногда и менее мощные, подключаются к шинам 10 кВ подстанций через выключатели, оборудованные релейной защитой (§ 7).
Чем больше мощность трансформатора 10 кВ и выше номинальный ток плавких предохранителей на стороне 10 кВ, тем труднее обеспечить селективность между релейной защитой питающей линии 10 кВ и предохранителями 110 кВ при всех возможных значениях токов к. з., и особенно, малых значениях при внутренних повреждениях в трансформаторе. Поэтому допускается обеспечивать селективность этих защитных устройств только при двухфазных к. з. на выводах 10 кВ трансформатора. Для селективной работы необходимо, чтобы время плавления предохранителя при расчетном токе двухфазного к. з. было меньше времени работы релейной защиты питающей линии 10 кВ. Время горения электрической дуги в предохранителях допустимо не учитывать, так как дуга погаснет после отключения линии защитой во время бестоковой паузы перед АПВ линии.
Технические данные плавких предохранителей ПКТ, а также некоторых зарубежных предохранителей 10 кВ, условия и примеры их выбора приведены в работах [5, 13].
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ 10/0,4 кВ И БЛОКОВ ЛИНИЯ-ТРАНСФОРМАТОР
Типы защит трансформаторов. Для защиты трансформаторов 10/0,4 кВ мощностью более 400 кВ-А, в том числе устанавливаемых на подстанциях агропромышленных предприятий, применяются в соответствии с «Правилами» [2] следующие основные типы релейной защиты (см. рис. 33):
6—5232 81
Рис. 33. Типы защит трансфор-Рис. 33. Типы защит трансфор-
Рис. 33. Типы защит трансфор-
Рис. 33. Типы защит трансфор-
токовая отсечка 1 без выдержки времени ——от коротких замыканий на наружных выводах 10 кВ трансформатора и в части обмотки 10 кВ;
газовая защита 2 ——от всех видов повреждений внутри бака (кожуха), сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла; устанавливается на внутрицеховых масляных трансформаторах мощностью 630 кВ-А и более;
максимальная токовая защита 3 (с пуском или без пуска по напряжению)—от сверхтоков, обусловленных повреждениями в трансформаторе или внешними междуфаз- ными к. з. на стороне 0,4 кВ;
специальная токовая защита нулевой последовательности 4——устанавливаемая в нулевом проводе (нейтрали) трансформаторов со схемой соединения обмоток Y/Y или △/¥ — от однофазных к. з. на землю в сети 0,4 кВ, работающей с глухозаземленной нейтралью；
максимальная токовая защита в одной фазе — от сверхтоков, обусловленных перегрузкой 5; устанавливается на трансформаторах мощностью от 400 кВ-A и выше, у которых возможна перегрузка после срабатывания устройства АВР, и действует на сигнал или на автоматическую разгрузку (отключение части отходящих линий 0,4 кВ).
На рис. 33 условно показаны типы защит трансформатора 10/0,4 кВ, мощностью 400 или 630 кВ-А, 1 или 1,6 МВ-А, а также трансформаторы тока, на которые включены максимальные реле тока этих защит (кроме газовой). Для взаимного резервирования все защиты (кроме защиты от перегрузки) должны действовать на отклю- чение выключателя 10 кВ, а также автоматического воздушного выключателя на стороне 0,4 кВ трансформатора. Осуществл ен иетакого ре
зервирования, называемого ближним, может вызвать дополнительные затраты на прокладку контрольных кабелей между распределитель-
ными устройствами 10 и 0,4 кВ, но эти затраты вполне оправданны, особенно для таких элементов электроустановок, для которых трудно, а часто невозможно выполнить дальнее резервирование. К таким элементам как раз и относятся трансформаторы, в том числе напряжением 10 кВ. Защиты линий 110 кВ, питающих несколько трансформаторов, могут иметь настолько большой ток срабатывания, что не будут чувствовать к. з. за одним из трансформаторов, т. е. не будут обеспечивать дальнее резервирование его защит и выключателей. В свою очередь защита трансформатора 10/0,4 кВ должна резервировать отходящие линии 0,4 кВ. Для того чтобы дальнее резервирование было эффективно, проектирование сети 0,4 кВ должно производиться с учетом возможностей релейной защиты трансформатора реагировать на удаленные к. з. в сети 0,4 кВ. Осуществлять дальнее резервирование сетей 0,4 кВ могут максимальная токовая защита трансформатора от междуфазных к. з. и специальная токовая защита нулевой последовательности от к. з. на землю. Поэтому их надо выполнять с максимально возможными чувствительностью и быстродействием.
Токовая отсечка. Токовой отсечкой называется быстродействующая максимальная токовая защита с ограниченной зоной действия. Токовая отсечка на трансформаторах 10/0,4 кВ выполняется с помощью двух максимальных реле тока, включенных обычно на трансформаторы тока фаз Д и С (рис. 9, 33) и настроенных таким образом, что они надежно не срабатывают при трехфазном к. з. на стороне 0,4 кВ защищаемого трансформатора (точка К/ на рис. 33) и надежно срабатывают при всех видах двухфазных к. з. на стороне 10 кВ трансформатора (точка К2). Отсечка на трансформаторах должна действовать без выдержки времени. Это не только ускоряет отключение к. з. на выводах и в части обмотки 10 кВ защищаемого трансформатора, но и позволяет выбирать минимальное время срабатывания для защит питающих линий 10 кВ.
Токовая отсечка может выполняться с помощью отдельных реле тока (РТМ, РТ-40) или специализированных блоков многофункциональных электронных защит (например, ЯРЭ-2201). При выполнении максимальной токовой защиты трансформатора 10 кВ на индукционных реле тока типа РТ-80 отдельные реле для токовой отсечки не устанавливаются, а используется электромагнитный элемент этих реле (рис. 13,а). Условия и примеры выбора тока срабатывания токовых отсечек приведены в работе [5]. 6* 83
Максимальная токовая защита (без пуска по напряжению). На трансформаторах 10/0,4 кВ со схемой соединения обмоток △/¥, максимальная токовая защита выполняется с тремя токовыми реле. Как правило, применяются максимальные реле тока, имеющие зависимые времятоковые характеристики, типа РТВ или РТ-80, так же как на линиях 10 кВ, питающих трансформаторы (рис. 9). Реже применяется максимальная токовая защита с независимой времятоковой характеристикой, например в КРУ, получаемых из ГДР (см. приложение !1), но также с тремя реле тока. Напомним, что схема неполной звезды с тремя реле (рис. 9) имеет в два раза более высокую чувствительность к двухфазным к. з. за трансформатором со схемой соединения обмоток △/¥，чем та же схема, но только с двумя реле, включенными в фазы Л и С. Это объясняется тем, что при одном из сочетаний двухфазного к. з. на стороне 0,4 кВ по выводам 10 кВ проходят разные по значению токи, причем в одной из фаз ток в два раза больше, чем в двух других, и равен по значению току трехфазного к. з. Установка трех реле (причем, третье реле 5, рис. 9, включено в обратный провод схемы неполной звезды, где проходит геометрическая сумма токов фаз Л и С) обеспечивает при всех видах двухфазного к. з. появление этого большего тока в одном из реле защиты. При установке только двух реле нужно рассчитывать на худший, но реальный случай, когда в каждом из двух реле пройдет по половине тока к. з., а сумма окажется в обратном проводе, где реле отсутствует. Третье реле, таким образом, повышает чувствительность защиты не только к к. з. в трансформаторе и на его выводах 0,4 кВ, но и значительно улучшает условия дальнего резервирования. Не следует забывать про установку третьего реле и при замене старых трансформаторов со схемой соединения обмоток Y/¥ на новые —人/¥•
При выполнении максимальной токовой защиты с тремя реле РТ-85 (§ 2), но с двумя дешунтируемыми электромагнитами отключения 30, следует помнить о том, что в ЭО может проходить лишь половина того тока, который проходит через реле. Если у реле РТ-85 установлен в два раза меньший ток срабатывания, чем ток срабатывания 30, то чувствительность максимальной токовой защиты в целом надо проверять по току срабатывания ЭО [5, 9].
Ток срабатывания максимальной токовой защиты выбирается, главным образом, по условию несрабатывания при сверхтоках перегрузки, в том числе токах самозапуо 84
ка электродвигателей 0,4 кВ в режимах после АПВ или АВР питающего источника. Поскольку трансформаторы 10/0,4 кВ, оборудованные релейной защитой, могут применяться для питания крупных агропромышленных предприятий, где доля электромоторной нагрузки составляет больше половины общей нагрузки, ток самозапуска может быть примерно в 2 раза больше рабочего тока доаварий- него режима. Условия несрабатывания максимальной токовой защиты приведены в работе [5]. Для двухтрансформаторной подстанции 10/0,4 кВ с устройством АВР двустороннего действия на стороне 0,4 кВ наиболее тяжелым режимом для выбора тока срабатывания максимальной токовой защиты на стороне 10 кВ трансформатора является режим АВР на стороне 0,4 кВ после отключения питания одного из трансформаторов, например Т2. При отключении питания Т2 электродвигатели этой секции 0,4 кВ затормаживаются, на шинах 0,4 кВ снижается напряжение, действует пусковой орган минимального напряжения устройства АВР 0,4 кВ и с выдержкой времени отключает автомат 0,4 кВ Т2. После этого включается секционный автомат 0,4 кВ и подает напряжение от другого трансформатора Т1 на полностью затормозившиеся электродвигатели 0,4 кВ, ранее питавшиеся от Т2. Начавшийся самозапуск этих электродвигателей вызывает снижение напряжения на обеих секциях 0,4 кВ, в результате чего и у электродвигателей, не терявших питания, ток статора возрастает примерно в 1,5——2 раза. Для того чтобы при возникших сверхтоках перегрузки трансформатор Т/ не отключился защитой, ток срабатывания его максимальной токовой защиты выбирается по выражению [5]:
^с.зТ/ > 直' 倖сз Jp.MT2 + 2〃р.мТ) (8)
где 左н——коэффициент надежности несрабатывания (отстройки), принимается в зависимости от типа максимальных реле защиты равным 1,2—1,4 (реле РТВ) или 1,1—— il,2 (реле PT-40, РТ-80, полупроводниковые защиты); 、左езп ——коэффициент самозапуска, представляющий собой отношение тока самозапуска к рабочему току доаварий- ного режима, различен для разных категорий нагрузки, для рассматриваемых двухтрансформаторных подстанций 10/0,4 кВ агропромышленных предприятий с электродви- гательной нагрузкой может приниматься около 2; kB —— коэффициент возврата реле, в зависимости от типа реле в расчетах принимается равным 0,65 (реле РТВ); 0,8 (ре-
ле PT-40, РТ-80), около 1 (полупроводниковые реле); GJ — коэффициент, учитывающий увеличение тока через трансформатор Т1 из-за понижения напряжения на шинах 0,4 кВ при АВР секционного автоматического выключателя и подключении полностью заторможенных электродвигателей, ранее питавшихся от Т2, значение этого коэффициента приближенно можно принимать около 1,5. Значения рабочих максимальных токов /р.мТ1, /р.м?? принимаются в зависимости от допускаемых длительных перегрузок этих трансформаторов 0,7 или 0,9 от их номинального тока /номт. В последнем случае, выполняя максимальную токовую защиту на реле типа РТВ, необходимо выбрать ее ток срабатывания около 6,5 /НОм т, при использовании реле РТ-40 или РТ-80 — около 4,5/иом т, полупроводниковых реле ——около 3,5/НОм г. Возможность снижения тока срабатывания и, следовательно, повышения чувствительности защиты объясняется более высокой точностью и меньшим значением коэффициента возврата полупроводниковых реле по сравнению с электромеханическими (РТВ, РТ-80, РТ-40).
Максимальная токовая защита с пуском по напряжению. На крупных подстанциях 10 кВ, питающих преимущественно электромоторную нагрузку, участвующую в са- мозапуске (т. е. не отключаемую при кратковременных перерывах электроснабжения), максимальную токовую защиту выполняют с комбинированным пусковым органом напряжения. Из структурной схемы такой защиты (рис. 34,а) видно, что для срабатывания органа выдержки времени 5 и далее всей защиты требуется одновременное увеличение тока сверх тока срабатывания максимальных ре-
Рис. 34. Структурная схема максимальной токовой защиты с пусковым органом напряжения (а) и схема комбинированного пускового органа напряжения (6)Рис. 34. Структурная схема максимальной токовой защиты с пусковым органом напряжения (а) и схема комбинированного пускового органа напряжения (6)
Рис. 34. Структурная схема максимальной токовой защиты с пусковым органом напряжения (а) и схема комбинированного пускового органа напряжения (6)
Рис. 34. Структурная схема максимальной токовой защиты с пусковым органом напряжения (а) и схема комбинированного пускового органа напряжения (6)
ле тока Г> и снижение напряжения ниже напряжения возврата минимальных реле напряжения "V. Такое одновременное действие измерительных органов тока и напряжения свидетельствует о к. з. в трансформаторе или за трансформатором — на стороне 0,4 кВ. При этом аварийном режиме защита должна действовать на отключение выключателя 10 кВ и автомата 0,4 кВ. В другом режиме—самозапуска нагрузки токовые реле Т> могу г сработать, но реле напряжения "V настраивается таким образом, что не разрешает действовать защите, пока напряжение на шинах достаточно высоко и самозапуск может завершиться успешно. Обычно минимальные реле на- пряжения "V настраиваются на напряжение возврата и замыкания размыкающих контактов, допускающих защиту к действию, при снижении напряжения ниже 0,55 номинального. При таком низком напряжении самозапуск, как правило, не может произойти. Снижение напряжения ниже 0,55 номинального характерно только для режимов к. з.
Для повышения чувствительности при несимметричных к. з. пусковой орган защиты выполняется комбинированным (рис. 34,6)・ Реле 1 является обычным минимальным реле напряжения типа РН-50, но его катушка включается на одно из междуфазных напряжений через размыкающий контакт фильтра-реле напряжения 2 типа РНФ-1М. Это реле является очень чувствительным к несимметричным к. з. и, срабатывая, размыкает свой размыкающий контакт в цепи катушки реле 7, которое, потеряв напряжение, возвращается и замыкает свой размыкающий контакт в цепи пуска защиты (при нормальном напряжении этот контакт разомкнут, а на рис. 34,6 контакты реле показаны в таком положении, которое соответствует снятому напряжению).
Применение пусковых органов напряжения позволяет выбирать значительно меньший ток срабатывания максимальных реле тока Т> по сравнению с током срабатывания защит без пуска по напряжению, поскольку несрабатывание защиты в целом обеспечивается при самозапуске пусковым органом напряжения. Максимальная защита с пуском по напряжению, таким образом, может иметь значительно более высокую чувствительность по току, чем такая же защита, но без пускового органа напряжения. Однако если чувствительность по току может быть обеспечена и без пускового органа напряжения, последний не следует применять, во-первых, из-за дополнительной стои-
МоСтн оборудования й его обслуживайий, а во-вторых, из-за возможности отказов защиты при к. з. через переходные сопротивления.
В сетях 0,4 кВ значение переходного сопротивления в месте трехфазного к. з. может оказаться равным и даже большим, чем суммарное сопротивление трансформатора и питающей энергосистемы, а напряжение в месте подключения пускового органа напряжения при этом — выше напряжения возврата реле I (рис. 34,6), что приведет к отказу защиты. Фильтр-реле 2 при симметричном трехфазном к. з. не может сработать. Что касается возможности возникновения трехфазного к. з., то она считается весьма вероятной в кабельных сетях 0,4 кВ. Таким образом, решение о необходимости применения пускового органа напряжения должно приниматься только в тех случаях, когда не обеспечивается достаточная чувствительность простой максимальной токовой защиты (без пускового органа напряжения).
Коэффициент чувствительности (по току) максимальной токовой защиты без пуска или с пуском по напряжению определяется прежде всего при междуфазных к. з. за трансформатором и представляет собой отношение минимально возможного тока к. з. /к.мин к току срабатывания защиты /&з：
務==/к.мнн//с.з・ (9)
Ток /с.з выбирается по выражению (8) для максимальной токовой защиты без пуска по напряжению. Для максимальной токовой защиты с пусковым органом напряжения выбирается /с.з^ 1,5/Ном г при использовании токовых реле РТ-40 или РТ-80 н около 1,2/ном г при выполнении защиты на полупроводниковых реле. При трехрелейном исполнении защиты /к.мнн соответствует трехфазному к. 3., тогда коэффициенты чувствительности для защиты трансформатора △/¥ равны как при трехфазном, так и при двухфазном к. з. за трансформатором. При включении трансформаторов тока 110 кВ, как обычно, по схеме неполной звезды (左сх=1) проверку чувствительности следует производить по первичным токам, как указано в выражении (9).
Наименьшее значение коэффициента чувствительности при всех видах металлических к. з. на шинах 0,4 кВ (на основном щите) должно быть около 1,5 [2]. Однако желательно обеспечивать значение коэффициента чувствительности не менее 2 для надежной работы защиты при 88
к. з. через переходное сопротивление. При однофазных к. з. может быть допущено меньшее значение коэффициента чувствительности, поскольку для отключения этих к. з. устанавливается специальная токовая защита нулевой поел едовательности (см. далее).
Для обеспечения необходимых значений коэффициента чувствительности целесообразно снижение тока срабатывания максимальной токовой защиты без пуска по напряжению за счет ограничения числа и мощности электродвигателей, участвующих в самозапуске, т. е. перед действием устройства АВР автоматически отключают часть менее ответственных электродвигателей. Методы и приме- ры расчетного определения тока самозапуска для выбора уставок максимальных токовых защит приведены в работе [5].
В зонах дальнего резервирования минимальный коэффициент чувствительности должен быть равен 1,2 [2].
Специальная токовая защита нулевой последовательности от однофазных к. з. на землю на стороне 0,4 кВ. Сети 0,4 кВ работают с глухо заземленной нейтралью трансформаторов со схемой соединения обмоток △/¥ и 丫/¥ (рис. 33, 35). На ЗТП-10/0,4 кВ трансформаторы мощностью более 400 кВ-А применяются со схемой соединения обмоток △/¥• Одно из важных преимуществ трансформаторов с такой схемой соединения обмоток заключается в том, что при однофазном к. з. на землю на стороне 0,4 кВ значение тока к. з. оказывается примерно в три раза выше, чем при таком же к. з. за таким же
ности от однофазных к. з. на землю в сети 0,4 кВности от однофазных к. з. на землю в сети 0,4 кВ7-52327-52328989
ности от однофазных к. з. на землю в сети 0,4 кВ
ности от однофазных к. з. на землю в сети 0,4 кВ
7-5232
7-5232
89
89
трансформатором, но со схемой соединения обмоток Y /¥ Это обеспечивает более высокую чувствительность и специальной токовой защиты нулевой последовательности 0,4 кВ (4 на рис. 33), и максимальной токовой защиты 10 кВ (3 на рис. 33) трансформаторов со схемой соединения обмоток △/¥，причем не только в основной зоне действия, но и в зонах дальнего резервирования.
Специальная токовая защита нулевой последовательности может выполняться двумя способами. По первому способу в нулевой провод (нейтраль) защищаемого трансформатора включается трансформатор тока 2ТТ (рис. 35,а), к вторичной обмотке которого подключается максимальное реле тока То типа РТ-40 или РТ-80 (последнее менее желательно, так как при малых значениях токов удаленных к. з., близких к току срабатывания реле, защита работает медленно, что видно по времятоковой характеристике, например, на рис. 13,а). По второму варианту (рис. 35,6) максимальное реле тока этой защиты То включается в нулевой провод схемы соединения трансформаторов тока ЗТТ (4ТТ) в полную звезду. При симметричной нагрузке защищаемого трансформатора геометрическая сумма токов фаз Л, В и С равна нулю, поэтому н в нейтрали защищаемого трансформатора (рис. 35,〃)，и в ну- лев'ом проводе схемы полной звезды трансформаторов тока ЗТТ, 4ТТ (рис. 35,6) ток практически отсутствует. При несимметричной нагрузке (например, осветительной при неравномерной загрузке фаз) или при наличии в токах нагрузки высших гармоник, кратных трем (например, токов с частотой 150 Гц), в нейтрали защищаемого трансформатора и в реле То появляются токи, называемые токами небаланса. Для трансформаторов со схемой соединения обмоток △/¥ допускается ток небаланса до 0,75 номинального (ГОСТ 11677—75). Для обеспечения несрабатывания при токах небаланса специальная защита нулевой последовательности должна быть надежно отстрое・ на от максимальных значений тока небаланса, т. е. ее ток срабатывания выбирается не менее чем 1,2—1,5 номинального тока защищаемого трансформатора. Для трансформаторов со схемой соединения обмоток Y/¥ допускается ток небаланса не более 0,25 номинального и специальная защита нулевой последовательности настраивается на ток срабатывания около 0,5 номинального тока защищаемого трансформатора.
При однофазном к. з. на стороне 0,4 кВ ток к. з. /к⑴ (рис. 35,а) проходит по повредившейся фазе и нейтрали 90
трансформатора, трансформируется через трансформатор тока 2ТТ в реле То и вызывает срабатывание специальной токовой защиты нулевой последовательности на отключение выключателя 10 кВ и автоматического выключателя 0,4 кВ с небольшой выдержкой времени, необходимой для обеспечения селективности защит элементов 0,4 кВ (рис. 35,。). Эта защита обладает высокой чувствительностью к любым однофазным к. з. за трансформатором, как с металлическим, так и с переходным сопротивлением в месте повреждения. Защита обладает большими возможностями и для дальнего резервирования.
Выполнение специальной токовой защиты нулевой последовательности требует определенных затрат, поэтому «Правила» [2] предусматривают ее установку только в тех случаях, когда защиты от междуфазных к. з. (максимальная токовая защита 3 на стороне 10 кВ, электромагнитный расцепитель автомата Ав на стороне 0,4 кВ, рис. 33) не имеют достаточной чувствительности к однофазным к. з. за трансформатором. Допускается также не применять специальную токовую защиту нулевой последов а- тельности, если сборка на стороне 0,4 кВ с аппаратами защиты присоединений находится в непосредственной близости от трансформатора (до 30 м) или если соединение между трансформатором и сборкой выполнено трехфазными кабелями, где однофазные к. з. быстро переходят в между фазные. На трансформаторах со схемой соединения обмоток △/¥ максимальная токовая защита на стороне 10 кВ в большинстве случаев может оказаться достаточно чувствительной к однофазным к. з. за трансформатором и тогда по «Правилам» [2] можно не устанавливать специальную токовую защиту нулевой последовательности. Однако на практике эту защиту всегда стремятся устанавливать для целей дальнего резервирования, осуществление которого требуется теми же «Правилами». При установке специальной токовой защиты нулевой последовательности важно предусмотреть цепи отключения выключателя 10 кВ, поскольку эти выключатели считаются более надежными аппаратами, чем автоматические 0,4 кВ. В схемах линия-трансформатор (блок) допускается не прокладывать специальный контрольный кабель для обеспечения действия этой защиты на выключатель 10 кВ и выполнять ее с действием только на отключение автоматического выключателя 0,4 кВ (см. далее).
Для специальной токовой защиты нулевой последовательности практически не требуется производить расчет 7* 91
устзвок. Ток срабатывания (первичный) принимается равным 1,2—1,5 номинального тока трансформатора на стороне 0,4 кВ при схеме соединения обмоток трансформатора △/¥ и около 0,5 номинального ——при схеме Y/¥• Время срабатывания выбирается в пределах 0,4—0,5 с при выполнении одного комплекта защиты (рис. 35,а) и 0,4 с и 0,8 с ——соответственно для первых и второго комплектов (2 и 3 на рис. 35,6). Это объясняется тем, что «Правила» [2] допускают не согласовывать уставки специальной защиты нулевой последовательности трансформатора и защит элементов, отходящих от сборки (основного щита) 0,4 кВ. Таким образом, допускается, что при некоторых однофазных к. з. через переходное сопротивление на каком-нибудь из элементов 0,4 кВ эта защита трансформатора может сработать неселективно. Однако неселективное действие защиты трансформатора может быть полезным, так как предотвратит серьезные разрушения на неотключившемся поврежденном элементе 0,4 кВ.
Чувствительность специальной токовой защиты нулевой последовательности в основной зоне, т. е. на стороне 0,4 кВ трансформатора, также не требует специальной расчетной проверки, поскольку практически всегда обеспечивается. Представляет интерес расчет чувствительности этой защиты при однофазных к. з. только в зонах резервирования, т. е. на вторичных сборках (щитах) в сети 0,4 кВ. Это важно делать при проектировании сетей 0,4 кВ для того, чтобы не предусматривать длинных линий с проводами малого сечения, однофазные к. з. на которых невозможно резервировать с помощью специальной токовой защиты нулевой последовательности питающего трансформатора.
Специальную токовую защиту нулевой последовательности рекомендуется устанавливать и на трансформаторах 10/0,4 кВ, защищаемых со стороны !10 кВ плавкими предохранителями. При этом она действует только на отключение автоматического выключателя 0,4 кВ.
Защита блоков линия-трансформатор 10 кВ. Она выполняется с помощью тех же основных устройств релейной защиты, что и защита трансформаторов 10 кВ; токовой отсечки и максимальной токовой защиты (рис. 33).
Токовая отсечка без выдержки времени настраивается таким образом, чтобы надежно не срабатывать при трехфазном к. з. на стороне 0,4 кВ трансформатора блока и надежно срабатывать при двухфазных к. з. на выводах 10 кВ этого трансформатора. Коэффициенты надежности 92
несрабатывания принимаются в зависимости от типа релё токовой отсечки: feH=l»6 ——для отсечки на реле прямого действия типа РТМ. или на реле косвенного действия типа РТ-80, йн= 1,34-1,4 —для отсечки на реле РТ-40, а также при использовании полупроводниковых реле. Минимальный коэффициент чувствительности отсечки при к. з. на выводах 10 кВ блочного трансформатора в «Правилах» [2] не указывается, но по аналогии с требуемыми коэффициентами чувствительности для других типов защиты он должен находиться в пределах 1,5——2. При использовании реле прямого действия типа РТМ. коэффициент чувствительности должен определяться с учетом действительной погрешности трансформаторов тока [5, 9].
Максимальная токовая защита на блоках линия-трансформатор 10/0,4 кВ выполняется и настраивается так же, как максимальная токовая защита трансформаторов (без пуска по напряжению). Защита выполняется трехрелейной, выбор типа реле определяется требованиями «Правил» [2] к чувствительности защиты. Если максимальная токовая защита блочной линии имеет коэффициент чувствительности при металлических к. з. за трансформатором не менее 1,5 (желательно 2 с учетом возможных переходных сопротивлений) и время ее действия не превышает 1 с, то «Правила» разрешают не выполнять защиту на стороне 110 кВ трансформатора. При этом газовая защита выполняется с действием отключающего элемента только на сигнал, а специальная токовая защита нулевой последовательности на стороне 0,4 кВ (рис. 35) — с действием на отключение только автоматического выключателя 0,4 кВ.
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА И ВЫБОРА УСТРОЙСТВ ЗАЩИТЫ ОТ К. 3. НА ПОДСТАНЦИЯХ 10/0г4 кВ
Пример 8-1. Для однотрансформаторной подстанции ПС1 (рис. 36,q), выполненной в виде комплектной трансформаторной подстанции КТ〃，необходимо выбрать номинальные токи плавких предохранителей, установленных на стороне 10 кВ и на стороне 0,4 кВ трансформатора, и проверить, обеспечивается ли селективность этих предохранителей, а также селективность релейной защиты РЗ линии 10 кВ ВЛ2 и предохранителей 10 кВ при к. з. за трансформатором (точка КЗ).
Исходные данные. Для расчета защиты от токов к. з. должны быть известны параметры защищаемого 93
"A 座]%
ум .
5 I
融函2初4;
4 км В/11АС-70
2”м
1с
PTB-IV
2 т
力开В
"2 де-70
3仞4
ПС1 ктп
(I
8км
АС-35
關В・А; I
){5% •
ТМ160кв^;%%5%
[]
ПКТ-50[]
Л
T1
1280A
，КЗ 165А
К2 590 A
华汕口 []
犷
Рис. 36. Расчетная схема (а) и карта селективности (6) к примерам 8-1 и 8-2 (токи к. з. приведены к напряжению 10 кВ)
трансформатора (тип, мощность, напряжение к. з., схема соединения обмоток) и параметры питающей энергосистемы (наибольшие и наименьшие значения сопротивлений до выводов 10 кВ трансформатора или токов к. з. в этом месте, точка К2). Параметры указаны на схеме рис. 36,а. Условия выбора предохранителей и проверки их селективности приведены в § 6.
Расчет токов к. з. По заданному значению тока к. з. на шинах 10 кВ питающей подстанции 6, равному 2500 А (одинаковому при всех режимах питающей энергосистемы), определяется полное сопротивление энергосистемы ДО ТОЧКИ KI：
2с = UJ(1，73/小)=1 о 500/(1,73 • 2500) = 2,4 Ом.
Определяются полные сопротивления линий до точки К2: участка ВЛ2 (2 км, провод м；арки АС-70) и ответвле- ния от ВЛ2 до ПС1 (8 км, провод марки АС-35). Для пер- 94
вого участка активное сопротивление одного километра 0,773 Ом, двух километров—1,55 Ом, для второго, соответственно, 0,42 Ом и 3,36 Ом. Индуктивное сопротивление в практических расчетах принимаем равным 0,4 Ом для одного километра, для этого примера оно равно 4 Ом [5]. Полное сопротивление до точки К2:
{к. = 2,4 + /(1,55 + 3,36)2十42 =8,8 Ом.
Значение тока при трехфазном к. з. в точке К2
/部=10 500/(1,73.8,8)=690 А.
Определяется сопротивление тр ансфор м атор а ПС1 мощностью 1160 кВ-А при 〃к=4,5%, отнесенное к стороне 10 кВ:
4,5・10〔=28 Ом.
100-0,16
Значение тока при трехфазном к. з. в точке КЗ, сопротивление до которой составляет 8,8+28=36,8 Ом,
Окз = 10 500/(1,73.36,8) = 165 А.
При однофазном к. з. на землю за трансформатором со схемой соединения обмоток Y/¥ ток к- з. примерно в три раза меньше, чем при трехфазном к. з. на той же стороне 0,4 кВ. При этом на стороне 10 кВ в одной из фаз проходит 0,67 этого тока, приведенного к стороне 10 кВ, а в двух других—по 0,33 этого тока [5], что может привести к срабатыванию только одного из предохранителей 10 кВ и вызвать опасный неполнофазный режим.
Выбор предохранителей. В соответствии с указаниями § 6 на стороне 10 кВ выбираются кварцевые предохранители 10 кВ типа ПКТ-101 -10-20-12,5, у которых номинальный ток 20 А (см. табл. 1), номинальный ток отключения 12,5кА (значительно больший, чем максимальный ток к. з. в точке 女2). Времятоковые характеристики этих предохранителей приведены на рис. 32,〃. На стороне 0,4 кВ выбираются кварцевые предохранители типа ПН-2 с номинальным током 315 А (табл. 2).
Проверка селективной работы предохранителей 10 кВ н 0,4 кВ при к. з. в точке КЗ. Ток трехфазного к. з., приведенный к напряжению 0,4 кВ, 165-10/0,4=4125 А; при этом токе врем.я плавления предохранителей ПН-2, определяемое по их времятоковым характеристикам (в этой книге они не
приведены), /ило,4=ОД с. При этих же условиях по рис. 32,о определяется %閃 ю=0,2 с. Коэффициент запаса по выраже- нию (6) оказывается меньше 3, что объясняется выбором номинального тока ПН-2 по табл. 2, т. е. с учетом возможной длительной перегрузки трансформатора. Если трансформатор не подвергается таким перегрузкам, то ПН-2 можно выбрать по табл. 1 с номинальным током 250 А, для которого 口ри том же токе к. з. #лл о,4 ^ 0,07с. В этом случае селективность предохранителей 10 кВ н 0,4 кВ обеспечивается с рекомендуемым коэффициентом запаса.
Проверка селективности защиты РЗ питающей линии ВЛ2 и предохранителей ПКТ-10. Для обеспечения полной селективности ток срабатывания максимальной токовой защиты питающей линии должен быть не менее чем на 40% выше, чем ток плавления ПКТ-10, соответствующий времени плавления 5 с [5]. По времятоковой характеристике ПКТ с номинальным током 20 А (рис. 32,а) значение этого тока равно 80 А. Следовательно, ток срабатывания защиты питающей линии должен быть не ниже 112 А. Как правило, селективность защиты линии и предохранителей трансформаторов обеспечивается, если мощность трансформаторов не превышает 160 кВ-А.
Проверка дальнего резервирования. Как видно из расчета токов к. з., токи при трехфазном, и тем более при однофазном, к. з. за трансформатором относительно небольшой мощности (160 кВ-А) невелики по сравнению с током срабатывания максимальной токовой защиты линии, особенно при выполнении ее на реле прямого действия типа РТВ. Поэтому защиты питающих линий весьма часто не резервируют к. з. за трасформаторами, что вынужденно допускается «Правилами» [2]. В данном примере дальнее резервирование также не обеспечивается, минимальный коэффициент чувствительности защиты линии меньше 1 (165/240 А).
Пример 8-2. Для двухтрансформаторной подстанции ПС2 (рис. 36,а), выполненной в виде подстанции закрытого типа ЗТП, необходимо выбрать номинальные токи плавких предохранителей на стороне 10 кВ и выбрать автоматические выключатели на стороне 0,4 кВ трансформаторов, проверить, обеспечивается ли их селективность, а также селективность предохранителей 10 кВ трансформаторов и защит питающих линий ВЛ1 и ВЛ2 при к. з. за трансформатором (точка К5). Необходимо также выбрать время срабатывания устройства АВР на стороне 0,4 кВ.
Исходные данные. Параметры трансформаторов Т1 и Т2 одинаковы и указаны на схеме (рис. 36,а). Исход- 96
ные данные для расчета токов к. з. Такне же, как в прнмс； ре 8-1.
Расчет токов к. з. Ток трехфазного к. з в точке К4 определяется так же, как для точки К2 в предыдущем примере, с той лишь разницей, что протяженность линии 10 кВ с про- водом АС-70 от питающей подстанции Л или Б до ЗТП составляет 4 км. Активное сопротивление этого участка 4-0,42=1,68 Ом, индуктивное 4-0,4= 1,6 Ом, полное 2,35 Ом,. Ток трехфазного к. з. в точке К4.
=10 500/] 1,73 (2,4 + 2,35)[ = 1280 А.
Определяется сопротивление трансформаторов Tl, Т2 мощностью 400 кВ・А при 卫к=4,5%, отнесенное к стороне 10 кВ:
4,5・102100-0,44,5・102100-0,4= 11,25 Ом.= 11,25 Ом.
4,5・102
100-0,4
4,5・102
100-0,4
= 11,25 Ом.
= 11,25 Ом.
Значение тока при трехфазном к. з. в точке К5, сопротивление до которой составляет 2,4+2,35+11,25=16 Ом,
1кК5 = 10 500/(1,73-16)-= 380 А.
Для трансформаторов со схемой соединения обмоток △/¥ ток при однофазном к. з. на землю на стороне 0,4 кВ равен по значению току трехфазного к. з., н это является одним из преимуществ трансформаторов △/¥ по сравнению с трансформаторами со схемой соединения обмоток Y/¥・ Однако при этом к. з. на стороне 0,4 кВ в выводах 10 кВ трансформаторов со схемой соединения обмоток △/ ¥ проходит ток, в 1,73 раза меньший, причем проходит только по двум фазам и может вызвать срабатывание только двух предохранителей 10 кВ. Но при установке предохранителей в сочетании с выключателями нагрузки (например, типа ВНП-16) это не является недостатком, так как ВНП отключается при срабатывании хотя бы одного из предохранителей 10 кВ. В данном примере расчетный ток на стороне 10 кВ при однофазном к. з. на стороне 0,4 кВ 380/1,73= =220 А.
Выбор предохранителей 10 кВ. В соответствии с указаниями § 6 на стороне 10 кВ выбираются кварцевые предохранители 10 кВ типа ПКТ-103-10-50-31,5, у которых номинальный ток 50 А (см. табл. 1), номинальный ток отключения 31,5 кА (значительно больший, чем максимальный ток к. з. в точке К4, равный 1,28 кА). Времятоковые характеристики этих предохранителей приведены на рис. 3公6・
На стороне 0,4 кВ трансформатора выбираются селективные автоматические выключатели, например, типа АВМ с номинальным током, большим, чем рабочий ток трансформатора, с учетом возможной перегрузки до 1,4—1,8 номинального тока, т. е. выбираются по току 1,4-580^800 А или 1,8-580=1000 А. Номинальный ток электромагнитного расцепителя (отсечки) /н>0 выбирается по условию надежного несрабатывания после включения секционного автоматического выключателя от устройства АВР (рис. 36,а). В этом режиме через оставшийся в работе трансформатор проходит сумма токов самозапуска затормозившихся электродвигателей нагрузки одной секции и нагрузки другой секции, не терявшей питание (при значительной доле асинхронных электродвигателей ток нагрузки этой секции в режиме самозапуска нагрузки другой секции возрастает в 1,5——2 раза). Условие для выбора номинального тока электромагнитного расцепителя (отсечки) аналогично выражению (8). Для этого примера при моторной нагрузке
/н.о>1,3 (2 ♦ 0,9 • 580十 1,5 • 0,9 • 580) >2400 А.
Время срабатывания отсечки выбирается по условию согласования с временем срабатывания аналогичной защиты на секционном автоматическом выключателе и не менее 0,4 с (если на секционном автомате fc<0,25 с). Таким образом, при к. з. на шинах 0,4 кВ с током, приведенным к этому напряжению, Zkk5=380- 10/0,4=9500 А отсечка автоматического выключателя на трансформаторе T1 (Т2) будет работать надежно (9500/2400=4) и с временем 0,4 с.
Проверка селективности предохранителей 10 кВ с автоматическим выключателем 0,4 кВ трансформатора Т1 (£2) при к. з. в точке К5 (рис. §6,а). При трехфазном к. з. на стороне 0,4 кВ (точка К5) через предохр а н ител и 10 кВ проходит ток, равный 380 А. При этом токе время плавления выбранных предохранителей ^Плю—0,22 с (рис. 32,6). При однофазном к. з. значение тока уменьшается в 1,73 раза, а время плавления увеличивается до 0,8 с. Снижение значений тока к. з. и увеличение времени срабатывания предохранителей происходит и при к. з. через переходное сопротивление, что считается весьма вероятным. Таким образом, только при металлическом трехфазном к. з. па шинах 0,4 кВ не обеспечивается селективность предохранителей 10 кВ (/Пл1о=0,22 с) и автоматических выключателей: секционного (0,25 с) и вводного (0,4 с). Особенно опасна неселективность секционного автоматического выключателя САв, поскольку при включении его на устойчивое металли-
ческое трехфазное к. з. на одной из секций он не успеет сработать до того, как сработают плавкие предохранители на оставшемся в работе трансформаторе и произойдет погашение обеих секций 0,4 кВ. В таком случае устройство АВР своим действием может только утяжелить аварию. Поскольку увеличение номинальных токов предохранителей 10 кВ является крайне нежелательным, следует рассмотреть возможности снижения времени действия секционного автомата, выполнения устройств АВР на вторичных сборках или между электродвигателями вместо АВР на основном щите 0,4 кВ (показано на рис. 36,а), а также целесообразность включения трансформаторов через выключатели 10 кВ, оборудованные релейной защитой (§ 7). Выдержку времени релейной защиты на стороне 10 кВ всегда можно выбрать такой, чтобы обеспечить селективность между защитой трансформатора и электромагнитным расцепителем секционного автоматического выключателя 0,4 кВ.
Проверка селективности защиты РЗ питающей линии ВЛ1 (ВЛ2) и предохранителей 10 кВ T1 (Т2). Для обеспечения полной селективности ток срабатывания максимальной токовой защиты питающей линии должен быть не менее чем на 40% выше, чем ток плавления ПКТ-110, соответствующий времени плавления 5 с [5]. По времято- ковой характеристике ПКТ с номинальным током 50 А (рис. 32,6) значение этого тока равно 190 А. Ток срабатывания защиты линии должен быть по этому условию не менее 266 А, а по другим условиям он выбран равным 240 А (рис. 36,а)・ Следовательно, не во всем диапазоне возможных токов к. з. обеспечивается селективность. В таких случаях требуется обеспечить ее, по крайней мере, при минимальных токах к. з. на выводах 10 кВ защищаемого трансформатора (точка К4). При трехфазном к. з. в этой точке /к ^ =1280 А, при двухфазном к. з.— на 15% меньше: 1100 А; с учетом коэффициента запаса, равного 1,2, учитывающего неточность работы предохранителей, расчетный ток к. з. равен 900 А. При этом значении тока время плавления предохранителей 10 кВ составляет менее 0,05 с (рис. 32,6). При этом же значении тока время срабатывания реле PTB-I максимальной токовой защиты ВЛ1 (ВЛ2) равно 1 с (ток срабатывания защиты 240 А, время в установившейся части характеристики Ц с при 1,6-240=384 А). Таким образом, селективность защиты питающей линии н плавких предохранителей 10 кВ трансформатора полностью обеспечивается при к. з. на выводах трансформатора (1 с и 0,05 с) и частично при к. з.
в трансформаторе. По этому условию селективности на питающей линии можно было бы выполнить защиту с тем же током срабатывания, но на реле типа РТ-85 с минимальным временем срабатывания реле в установившейся части 0,5 с (рис. 36,6), но это нежелательно, так как у автоматических выключателей на стороне 0,4 кВ трансформаторов Tl, Т2 время срабатывания выбрано около 0,4 с, а защита линии достаточно чувствительна к трехфазным к. з. на шинах 0,4 кВ:自=380/240=1,6. Поэтому время срабатывания защиты линии, по возможности, должно быть выбрано не менее 0,7 с учетом исправления неселективного действия защиты линии устройством АПВ, а лучше всего — около 1 с.
Проверка дальнего резервирования. Как уже выяснилось, при трехфазном к. з. на стороне 0,4 кВ Т/ (72) защита питающей линии достаточно чувствительна и обеспечивает дальнее резервирование для ПС2. При однофазных к. з. дальнее резервирование не обеспечивается (значение тока на стороне 10 кВ в 1,73 раза меньше, чем при трехфазном к. зД. При двухфазном к. з. при установке трех реле максимальной токовой защиты чувствительность такая же, как при трехфазном к. з. При трех реле РТ-85, но при двух дешунтируемых ЭО, в этих ЭО при одном из видов двухфазного к. з. за трансформатором 入/¥ может проходить только по половине значения тока трехфазного к. з., т. е. 190 А. При токе срабатывания 50, равном 5 А (200 А, приведенным к первичной стороне W0 кВ), этого тока к. з, не хватит для срабатывания 30. Несмотря на то, что《Правила》допускают не резервировать к. з. за трансформаторами, следует искать технические возможности для обеспечения дальнего резервирования (установка трех ЭО, использование ЭО с меньшим； током срабатывания и т. д.). В данном примере целесообразно выполнить защиту линии на трех реле РТВ. Возможно применение защиты ТЗВР (§ 2).
Выбор времени срабатывания пускового органа напряжения устройства АВР на стороне 0,4 кВ подстанции ПС2 (рис. 36,а). В большинстве схем автоматики на ЗТП пусковой орган минимального напряжения выполнен на электромеханическом реле времени типа ЭВ-225, катушка которого в нормальном режиме находится под напряжением. При исчезновении напряжения якорь зтого реле времени возвращается (отпадает), а размыкающий контакт замыкается с заданной выдержкой времени и дает команду на отключение автоматического выключателя транс- 100
форматора, потерявшего питание (Т1 или Т2 на рис. 36,а)・
Отключение автоматического воздушного выключателя происходит лишь в том случае, если на другой секции 0,4 кВ имеется напряжение. При отключении любого из автоматических воздушных выключателей трансформаторов Т1 или Т2 с помощью их вспомогательных контактов подается оперативный ток на катушку реле времени переменного напряжения типа ЭВ-248, которое дает команду на включение секционного автомата С Ав. Для обеспечения однократности АВР команда дается с помощью импульсного контакта этого реле, который затем размыкается и находится в разомкнутом； состоянии до тех пор, пока любой из автоматических выключателей трансформаторов 77 или Т2 отключен. Если секционный автоматический выключатель включится на секцию с устойчивым к. з., он сразу же отключится своим защитным устройством (расцепителем), но второй раз уже не сможет включиться.
Несмотря на то, что время АВР равняется суммарному времени действия обоих реле времени, время пуска схемы АВР и отключения автоматического выключателя трансформатора определяется временем замыкания размыкающего контакта только первого из реле времени (ЭВ-225). Это время следует выбирать большим, чем время действия устройства АПВ на питающей линии 10 кВ или устройства АВР на элементах 10 кВ или более высокого напряжения. В связи с этим может потребоваться замена реле ЭВ-225 (шкала до 3,5 с) на аналогичное реле ЗВ-235 (шкала до 9 с) или ЭВ-245 (шкала до 20 с).
В данном примере (рис. 36,а) на питающих линиях 10 кВ ВЛ1, ВЛ2 установлено устройство АПВ однократного действия с выдержкой времени, равной 1 с, время действия защиты РЗ этих линий также равно 1 с. Выдержка времени на замыкание размыкающего контакта реле ЭВ-225, пускающего схему АВР, может быть принята равной 3,5 с. При возникновении к. з. на питающей линии 10 кВ, например ВЛ1, исчезнет напряжение на 77 ПС2, катушка реле времени пуска схемы АВР (реле ЭВ-225) потеряет питание н реле начнет отсчет времени. Через 1 с защита РЗ отключит головной выключатель ВЛ1, а еще через 1 с устройство АПВ даст команду на включение этого выключателя. После успешного АПВ напряжение на Т1 восстановится н реле ЭВ-225 возвратится в исходное положение до того, как замкнется его размыкающий
контакт. Таким образом обеспечивается преимущественное действие устройства АПВ питающей линии.
Однако при времени действия АПВ на питающих линиях 10 кВ от 2 до 5 с для первого цикла и около 15 с для второго цикла необходимо соответствующим образом повышать и время пуска устройств АВР на стороне 0,4 кВ. Ступень селективности следует принимать от 2 до 3,5 с, учитывая невысокую точность электромеханических реле времени со шкалой 9 с, и особенно 20 с. С появлением более точных полупроводниковых реле времени ступень селективности будет уменьшаться.
Пример 8-3. Для двухтрансформаторной ЗТП-10 кВ необходимо выбрать параметры срабатывания (уставки) устройств релейной защиты трансформаторов 77 и Т2: токовой отсечки, максимальной токовой защиты (без пуска по напряжению), специальной токовой защиты от к. з. на землю на стороне 0,4 кВ (Т, ТВ, ТоВ на рис. 37,。).
Исходные данные. Параметры защищаемых трансформаторов мощностью 1 МВ-А указаны на схеме (рис. 37,а). Здесь же приведены результаты расчета токов трехфазного к. з., которые выполнены так же, как в примере 8-1. При этом в целях упрощения расчетов в учебном примере принято, что значения токов к. з. на ши- нах 10 кВ ЗТП одинаковы при питании от основного источника Д и резервного ——Б. В числителе указаны максимальные, в знаменателе ——минимальные значения токов
3力例/弾&自园723力例/弾&自园72Рис. 37. Расчетные схемы к примерам 8-3 (а) н 8-4 (6) (токи к, з. приведены к напряжению 10 кВ)Рис. 37. Расчетные схемы к примерам 8-3 (а) н 8-4 (6) (токи к, з. приведены к напряжению 10 кВ)
3力例
/弾&自园72
3力例
/弾&自园72
Рис. 37. Расчетные схемы к примерам 8-3 (а) н 8-4 (6) (токи к, з. приведены к напряжению 10 кВ)
Рис. 37. Расчетные схемы к примерам 8-3 (а) н 8-4 (6) (токи к, з. приведены к напряжению 10 кВ)
Трехфазного к. з., отнесенные к напряжению 10 кВ. Описания защит приведены в § 7.
Расчет токовой отсечки. Ток срабатывания отсечки выбирается по условию отстройки от максимального значения тока к. з. за трансформатором. При установке реле РТВ или РТ-85 (схема с дешунтированием ЭО, рис. 12,6) ток срабатывания отсечки выбирается /с.о—1,6-817= =1300 А, где 1,6 — коэффициент надежности . несрабатывания [5], 817 А—максимальное значение тока при к. з. за трансформатором (рис. 37,а). Коэффициент чувствительности отсечки определяется при двухфазном к. з. на выводах 110 кВ защищаемого трансформатора при минимальном значении тока к. з. и при условии, что погрешность трансформаторов тока не более 10% [5, 9]:
齢(2)=о,865 • 2800/1300= 1,86—2.
В данном примере коэффициент чувствительности соответствует «Правилам» (около 2), но надо иметь в виду, что при менее мощных источниках питания значения коэффициентов чувствительности токовой отсечки оказываются значительно меньше 2. В таких случаях «Правила» рекомендуют выполнять либо диффер енци а льную защиту (практически для рассматриваемых трансформаторов она не применяется), либо устанавливать на максимальной токовой защите выдержку времени не более 0,5 с. Последнее в общем случае допустимо, если на секционном автоматическом выключателе (рис. 36,。)выдержка времени электромагнитного расцепителя в независимой части ха- рактеристики не превышает 0,25 с.
Расчет максимальной токовой защиты. Ток срабатывания выбирается по наиболее тяжелому условию обеспечения несрабатывания защиты при АВР на стороне 0,4 кВ, аналогичному выражению (8):
/с.з 拄拦(2 • 0,7 • 58】+卩,5 • 0,7 • 58) = 280 А,
или 4,9 номинального тока трансформатора. В этом расчете коэффициенты надежности 1, 3 и возврата 0,65 приняты для реле прямого действия типа РТВ. Коэффициент 0,7 учитывает фактическую загрузку каждого из трансформаторов, которая должна выбираться таким образом, чтобы после отключения одного из трансформаторов рабочий ток оставшегося трансформатора был бы не более 1,4 его номинального тока. Коэффициенты самозапуска (2) и увеличения тока нагрузки неотключавшейся секции (1,5) приняты в предположении, что нагрузка подстанции состоит
преимущественно йз асинхронных электродвигателей 0,4 кВ, участвующих в самозапуске.
Коэффициент трансформации трансформаторов тока ITT может быть выбран 100/5 или 150/5 (по максимальному рабочему току защищаемого трансформатора). При 〃т= 150/5 ток срабатывания реле РТВ можно выбрать 9 А (270 А первичных) или(10 А (300 А первичных). При установке трех реле РТВ (рис. 9) чувствительность защиты одинакова при трехфазном и всех видах двухфазного к. з. за трансформатором со схемой соединения обмоток △/¥：
总％=%(2)=79о/зоо=2,6>1,5 [2].
При установке только двух РТВ коэффициент чувствительности при одном из видов двухфазного к. з. уменьшается в 2 раза и становится равным 1,3, что недостаточно.
При однофазном к. з. на землю на стороне 0,4 кВ через реле максимальной токовой защиты на стороне 10 кВ про* ходит ток, в 1,73 меньший, чем при трехфазном к. з. Коэффициент чувствительности Ач(1)=2,6/1,73= 1,5. Формально в данном случае можно было бы не устанавливать специальную токовую защиту от к. з. на землю на стороне 0,4 кВ, но практически она выполняется, так как является высокочувствительной защитой сети 0,4 кВ, способной к дальнему резервированию при наиболее частых видах повреждения.
При выполнении максимальной токовой защиты на реле типа РТ-85 ток срабатывания может быть выбран несколько меньшим, чем при установке реле РТВ, поскольку для более точных реле РТ-85 можно принять в расчете 1н=1,2, а、в=0,8 [5]. По формуле, аналогичной выражению (8), определяется
/с.з А 兽(2• 0,7 • 58 十 1,5 • 0,7 • 58)=210 А,
или 3,6 номинального тока трансформатора. При 〃丁= = 150/5 ток срабатывания реле равен 7 А, что можно выполнить на реле типа PT-85/il. Кратность отсечки 力。= = 1300/210=6,2, что также выполнимо на этих реле.
Коэффициент чувствительности должен определяться отдельно для реле и для дешунтируемых ЭО в зависимости от числа реле и 30. При трех реле 4^=790/210=3,76, что указывает на допустимость установки в данном случае только двух реле (左口=1,88). При двух дешунтируемых ЭО с током срабатывания 5 А, что составляет 150 А (первич-
ных), коэффициент чувствительности для 30 0,5Х Х790/150=2,6, что больше, чем требуется (1,8). При однофазных к. з. на землю на стороне 0,4 кВ чувствительность защиты также обеспечивается.
Коэффициенты чувствительности максимальной токовой защиты должны быть определены при междуфазных к・ з. также в зонах дальнего резервирования, т. е. в конце отходящих линий 0,4 кВ (в этой книге расчеты токов к. з. в сетях 0,4 кВ не рассматриваются: см., например, работу [14]). Чувствительность при однофазных к. з. на землю в сети 0,4 кВ для этой защиты может не определяться, так как при этих видах к. з. дальнее резервирование осуществляется специальной токовой защитой нулевой последовательности 0,4 кВ.
Выдержка времени максимальной токовой защиты, как уже указывалось, выбирается в зависимости от чувствительности токовой отсечки. Если токовая отсечка имеет коэффициент чувствительности около 2, то время срабатывания максимальной токовой защиты выбирается около 1 с, чтобы обеспечить селективность при к. з. на стороне 0,4 кВ трансформатора (уставка по времени максимального расцепителя автоматического воздушного выключателя 0,4 или 0,6 с). При этом выдержка времени защит питающих элементов (линий 10 кВ) выбирается по условию согласования с токовой отсечкой трансформатора, т. е. может выбираться в пределах 0,4—0,5 с. Если коэффициент чувствительности токовой отсечки значительно меньше 2, то время срабатывания максимальной токовой защиты должно выбираться равным 0,5 с [2].
Расчет специальной токовой защиты нулевой последовательности от к. з. на землю на стороне 0,4 кВ. По условию несрабатывания защиты при несимметричной нагрузке и появлении токов небаланса в нулевом проводе трансформатора, куда включен трансформатор тока 2ТТ (рис. 37), ток срабатывания защиты выбирается в преде- лх (1,2ч-11,5)/ном 7, т. е. (1,2+1,5)・58• 10/0,4=1740+ 2175 А, отнесенных к напряжению 0,4 кВ. Ток в месте однофазного к. з. за трансформатором со схемой соединения обмоток △/ ¥ равен по значению току трехфазного к. з., т. е. 790 А, О1 несенным к напряжению 10 кВ или 19 750 А, приведенным к стороне 0,4 кВ. Таким образом, коэффициент чувствительности этой защиты при однофазном к. з. за трансформатором может быть равен 9—10, что значительно больше, чем требуется. Однако при однофазных к. з. в зонах резервирования токи не столь велики, 8—5232
Поскольку сопротивление линий 0,4 кВ при этом виде к. а значительно выше, чем при между фазных к. з. При проектировании сетей 0,4 кВ необходимо выбирать сечения проводов и длины воздушных и кабельных линий 0,4 кВ таким образом, чтобы при однофазном к. з. в конце каждой линии обеспечивалось необходимое значение коэффициента чувствительности для специальной защиты нулевой последовательности питающего тр ансфор м атор а 10 (6)/0,4 кВ. По《Правилам》[2] наименьшее значение этого коэффициента для токовых защит при к. з. в зоне резервирования должно быть равно 1,2.
Время действия выбирается в пределах 0,4——0,5 с. Желательно выполнять специальную токовую защиту нулевой последовательности с двумя ступенями выдержки времени: с первой, меньшей, действовать на отключение секционного автомата С4е, а со второй, несколько большей,—на отключение автомата своего трансформатора.
Пример 8-4. Выбираются параметры срабатывания (уставки) токовой отсечки и максимальной токовой защиты для блока линия-трансформатор (Г, ТВ на рис. 37,6).
Исходные данные. Параметры защищаемых линий ВЛ1 и трансформатора Т1 мощностью 11 МВ-А, а также значения токов трехфазного к. з. показаны на схеме, причем в числителе — максимальные, в знаменателе— минимальные значения токов, отнесенные к напряжению 10 кВ. Описания защит приведены в § 7.
Расчет токовой отсечки. По условию несрабатывания отсечки при к. з. за трансформатором (точка КЗ) при использовании реле РТВ или РТ-85 ток срабатывания выбирается /с.о = 1,6 • 740= 1180 А таким же образом, как в предыдущем примере. Коэффициент чувствительности при двухфазном к. з. на выводах 10 кВ трансформатора (точка К2) при условии, что погрешность трансформаторов тока ITT не превышает 10%, ^ч(2)=0,865• 2040/1180=11,5. Поскольку в «Правилах» [2] не указывается наименьшее значение коэффициента чувствительности для токовых отсечек блоков линия-трансформатор, а говорится лишь о необходимости частичной защиты трансформатора быстродействующей защитой линии, считаем, что в данном примере отсечка достаточно эффективна.
Расчет максимальной токовой защиты. Ток срабатывания выбирается так же, как в предыдущем примере, т. е. 300 А при использовании реле РТВ и 210 А — при РТ-85. При обязательной установке трех реле коэффици- 106
енты чувствительности при к. з. в точке КЗ равны 2,4 и 3,4, соответственно, и, таким образом, максимальная токовая защита блока надежно защищает весь трансформатор при двухфазных и трехфазных к. з., а также и при однофазных к. з., но с меньшими в 1,73 раза коэффициентами чувствительности (1,4 и 2). Поэтому можно не выполнять собственную защиту трансформатора (рис. 37,6) от междуфазных к. з. на стороне 10 кВ. При этом время действия максимальной токовой защиты блока линия-транс- форматор не должно превышать 1 с [2].
Специальную токовую защиту нулевой последовательности на стороне 0,4 кВ рекомендуется выполнять во всех случаях, но в особенности тогда, когда невелики значения коэффициентов чувствительности максимальной токовой защиты блока линия-трансформатор при однофазном к. з. на стороне 0,4 кВ трансформатора (менее 1,5). В данном примере это относится к варианту выполнения максимальной токовой защиты на реле РТВ (^ч<0=1,4).
Параметры срабатывания специальной токовой защиты нулевой последовательности выбираются так же, как в предыдущем примере. Защита действует на отключение только автоматического воздушного выключателя 0,4 кВ, поскольку по 《Правилам》[2] допускается не прокладывать специальный контрольный кабель для обеспечения действия этой защиты на выключатель линии 110 кВ. Однако следует помнить, что однофазное к. з. на участке между трансформатором и местом установки автомата на главном щите 0,4 кВ не ликвидируется после отключения этого автомата, для отключения этого к. з. требуется достаточная чувствительность максимальной токовой защиты линии 10 (6) кВ именно к однофазным к. з. Для трансформаторов со схемой соединения обмоток △/¥ необходимая чувствительность в большинстве случаев может быть обеспечена, а для трансформаторов y/¥ — наоборот, в большинстве случаев не обеспечивается. Это является одной из причин требования Госэнергонадзора Минэнерго СССР о применении трансформаторов со схемой соединения обмоток △/¥・
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
НА ПОДСТАНЦИЯХ 10 кВ С КРУ ПРОИЗВОДСТВА ГДР
Закрытые трансформаторные подстанции (ЗТП) с ячейками производства ГДР предназначены для электр осн а бжен и я потребителей, расположенных в сельской местности. Номинальное рабочее напряжение
ячеек 10 кВ. В случае применения ячеек на напряжение 6 кВ необходимо заменять трансформаторы напряжения.
Выпускаются следующие варианты исполнения ячеек: ввода линий 10 кВ (с воздушным или кабельным вводом); линии 10 кВ (отходящей);
понижающего трансформатора 10/0,4 кВ (с выключателями нагрузки и плавкими предохранителями, аналогичными ВНП);
секционного разъединителя;
разрядников;
секционного выключателя.
Первичные схемы подстанций. Поставляется несколько вариантов комплектов ячеек, рассчитанных на различные первичные схемы. Два варианта первичных схем с указанием типов релейной защиты и автоматики приведены на рис. ГП,а, б. В ячейках вводов 10 кВ с выключателями Bl, В2 и в ячейке секционного выключателя ВЗ установлены двухступенчатые максимальные токовые защиты с независимой от тока выдержкой времени. На отходящих линиях 10 кВ 〃/, Л2 устанавливаются либо выключатели нагрузки с предохранителями (〃/), либо масляные выключатели с двухступенчатой максимальной токовой защитой (〃2). В схеме на рис. П1,а выполняется устройство АВР одно-
Рис. П1. Первичная схема подстанции без секционного выключателя (а) и с секционным выключателем (6)
108
Рис. П2. Схема максимальной токовой защиты
стороннего действия, на рис. П1,б ——АВР двустороннего действия на секционном выключателе ВЗ, для чего установлены четыре трансформатора напряжения (ТН1——ТН4). Устройства АВР осуществляют автоматическое восстановление нормальной первичной схемы подстанции после появления напряжения со стороны ввода (на ТН1 или ТН2). Схема подстанции по второму варианту более надежна благодаря секционированию шин 10 кВ.
Двухступенчатая максимальная токовая защита, выполненная иа реле типа RSZ3w3 с насыщающимися трансформаторами тока. Защита предусматривается во всех ячейках с масляным выключателем и представляет собой двухступенчатую токовую защиту с независимой характеристикой, причем первая ступень является токовой отсечкой. Схема защиты приведена на рис. П2. Номинальный ток реле равен 5 А, длительно допустимый по термической стойкости ——8 А, в течение 10 с допускается ток 50 А.
Вспомогательная энергия (оперативный ток) для управления релейной аппаратурой берется от встроенного в реле или отдельного насыщающегося трансформатора тока НТТ типа w3. Энергия для работы электромагнита отключения выключателя берется от отдельно стоящего НТТ (на рис. П2 — 1НТТ).
В состав комплектного реле типа RSZ3w3 входят следующие элементы, расположенные в одном кожухе:
три однофазных мгновенных электромагнитных токовых реле первой ступени (отсечки), включенных на фазные токи (1РТ—ЗРТ); при срабатывании любого из них получает питание промежуточное реле Р〃；
три однофазных электромагнитных с вращающимся якорем токовых реле второй ступени, включенных на фазные токи (4РТ—6РТ); при срабатывании любого из них запускается реле времени РВ；
реле времени РВ для создания выдержки времени второй ступени от 0,2 до 6 с;
НТТ для управления релейной аппаратурой (на рис. П2 — 2НТТ)； промежуточное реле РП клапанного типа с четырьмя переключающими контактами.
Номинальный ток токовых реле 5 или 10 А в зависимости от схемы соединения секций токовой катушки; чаще применяют соединение, рассчитанное на 5 А.
Ток срабатывания отсечки плавно регулируется в пределах от 4- до 10-кратиого значения номинального тока. Если первая ступень (отсечка) не используется, то ее можно вывести из действия, сняв на реле типа RSZ3w3 перемычки 6—7 и 8―Р. Вместо указанных перемычек можно ввести внешнее ускорение при включении от к«люча управления или устройством АПВ.
Для второй ступени максимальной токовой защиты ток срабатывания плавно регулируется в пределах от однократного до двукратного значения номинального тока. Коэффициент возврата примерно 0,85.
При срабатывании токовых реле первой или второй ступеней срабатывает сигнальное реле. Оно может сработать при срабатывании токового реле второй ступени раньше, чем сработает реле времени.
Насыщающийся трансформатор 1НТТ имеет три первичные (1НТТ1, 1НТТ2, 1НТТЗ) и одну вторичную обмотку (1НТТъто^, иричем обмотка 1НТТ1 имеет в 2 раза больше витков, чем обмотки 1НТТ2 и 1НТТЗ. Аналогично выполнен трансформатор 2НТТ. Предусмотренная фирмой схема включения обмоток 1НТТ и 2НТТ с указанием полярности показана на рис. П2. Такая схема включения рассчитана иа отключение всех видов междуфазных к. з. и однофазных к. з. в сетях с заземленной нейтралью, т. е. в сетях с большим током замыкания на землю. Поскольку в нашей стране сети напряжением 10(6) кВ не имеют глухо заземленных нейтралей на стороне 10(6) кВ, обмотки 1НТТЗ и 2НТТЗ, включенные в нулевой провод трансформаторов тока, можно из схемы исключить.
Разные числа витков обмоток 1НТТ обусловливают различную чувствительность электромагнита отключения ЭО выключателя в зависимости от вида к. з. При схеме включения 1НТТ, показанной на рис. П2, наибольшая чувствительиость будет при к. з. между фазами Л и С, наименьшая —— между фазами В и С. Для повышения чувствительности электромагнита отключения выключателя обмотки 1НТТ и 2НТТ целесообразно включить, как показано на рис. ПЗ, т. е. на разность фазных токов. При этом, однако, ие осуществляется дальнее резервирование
НО
Понижающих трансформаторов со схемой соединения обмоток треугольник ——звезда с выведенной нейтралью △/ у
Обмотки 2НТТ на рис. ПЗ включены в фазу В для обеспечения равномерной нагрузки трансформаторов тока. Если трансформатор тока фазы В не используется, то обмотки 1НТТ и 2НТТ включаются одинаково, т. е. в одни и те же фазы А и С.
После срабатывания токовых реле второй ступени получает питание реле времени РВ. Оперативное питание реле времени РВ и промежуточное реле РП осуществляется от вторичной обмотки 2НТТъюр- Реле времени через заданное время запитывает через свой контакт промежуточное реле Р〃 которое при срабатывании своими контактами РП1—РП4 дешунтирует электромагнит отключения ЭО. Оперативное питание электромагнита отключения осуществляется от вторичной обмотки /"ТТвтор.
Необходимо обратить внимание на то, что чувствительность защиты в целом может определяться не током срабатывания реле, а чувствительностью ЭО (при некоторых видах к. з.). Для повышения чувствительности защиты, и в том числе 3。，примерно в 2 раза рекомендуется схема включения НТТ по рис. ПЗ. В худшем варианте двухфазного к. з. (В——С) вторичный ток проходит через в два раза большее число витков обмоток 1НТТ, чем при включении 1НТТ по схеме рис. П2.
При срабатывании реле первой ступени (отсечки) промежуточное реле РП срабатывает без участия реле времени РВ непосредственно от контактов реле отсечки IPT—ЗРТ. Дешунтирование ЭО происходит без выдержки времени.
Организация оперативного питания цепей вторичной коммутации ячеек. Для обеспечения вторичных цепей КРУ оперативным переменным током служат шинки управления и сигнализации, которые проходят через все ячейки КРУ. На чертежах завода-изготовителя эти шинки названы «магистральными линиями». Подача напряжения ПО В на «магистральные линии» может быть осуществлена от любых трансформаторов напряжения, но для организации автоматического восстановления нормальной первичной схемы после АВР (см. ниже) необходимо использовать TH обоих вводов. Для питания электродвигателей завода пружин приводов выключателей используется переменное напряжение 220 В, которое берется из распределительного устройства 0,4 кВ (предусмотрено заводом-изготовителем).
Схемы организации шинок управления и сигнализации для первичной схемы рис. -П1,а приведены на рис. П4 и П5 соответственна. Для первичной схемы с секционным выключателем (рис. П1,б) схемы вторичной коммутации выполняются аналогично. Для удобства пользования чертежами завода-изготовителя на рисунках сохранены, в основном, условные обозначения, применяемые в ГДР.
При работах по обслуживанию таких ячеек следует обращать внимание на то, что заводским монтажом предусмотрена установка всех перемычек, которые когда-либо могут использоваться, поэтому часть перемычек надо снимать. Например, в схеме организации питания шинок управления надо снимать перемычки, показанные штриховыми линиями (рис. П5). Если указанные перемычки не снять, то трансформаторы на- пряжения различных вводов окажутся объединенными по вторичным цепям, что может привести к повреждению этих трансформаторов напряжения.
Схема рис. П4 работает следующим образом. При работе подстанции реле d7 и d5 «Ввода 1» подтянуты, реле d5 «Ввода 2》обесточено. Питание шинок управления осуществляется от TH «Ввода 1». При исчезновекии напряжения на этом вводе поочередно отпадают реле d7
^2 ШУ1—
Рис. П4. Схема организации шинок управления (шинок обеспеченного питания)
и d5 «Ввода 1》.Контактами реле d7 включается реле d5 «Ввода 2》,и шинки управления переключаются на TH «Ввода 2》.Аналогично работает схема рис. П5.
Если есть ячейки, в которых не используются реле d5 или d6, то эти реле рекомендуется демонтировать (вытаскивать).
Устройство АВР. Схема АВР (рис. П6) универсальна. В ней, кроме основных цепей пуска и включения резервного ввода, предусмотрены цепи автоматического восстановления первичной схемы подстанции при появлении напряжения на отключенном вводе без вмешательства оперативного персонала (при этом неважно, сколько времени не было напряжения) ,а также предусмотрено быстрое отключение выключателя резервного питания при его включении на устойчивое к. з.
Рассмотрим работу схемы АВР, выполненной для первичной схемы подстанции без секционного выключателя (рис. П1,а).
Схемы АВР обоих вводов одинаковы. Будем называть ввод, у которого включен выключатель, рабочим (В2), а другой резервным (51). Прн исчезновении напряжения на питающем (рабочем) вводе (32) и трансформаторе напряжения ТН2 этого ввода отпадают следующие реле: е8 (минимальное реле напряжения, контролирующее напряжение на вводе) и d4—d7. При наличии напряжения на резервном вводе (81) реле е8 этого ввода подтянуто. Если устройство АВР введено в работу ключом Ь19, то получает питание реле d28 по цепи: шинка управления, размыкающий контакт al (вспомогательный контакт выключателя «чужого» ввода), контакты ключа bl9t переключающий контакт реле d24 (реле подготовки цепей автоматического восстановления первичной схемы подстанции), размыкающий контакт реле dl (запрещающий АВР при неисправностях в цепях оперативного напряжения, при работе защиты и при неисправности выключателя), контакт электрического соединителя 65, замыкающий вспомогательный контакт а/ 《своего》выключателя, контакт электрического соединителя Ь5, замыкающий контакт реле е8 «чужого» ввода, размыкающий контакт реле е8 «своего» ввода, размыкающий контакт реле di, обмотка реле d2& шинка управления.
Реле d28 своими контактами включает реле d24 и подготавливает цепь отключения выключателя. Реле d24 получает питание по цепи: шинка управления, переключающий контакт реле d24, замыкающий кон-
127127а1 (30)1а1 (30)114唸42614唸426Ъ19Ъ19г25г25〃幻〃幻Ъ5Ъ5@7@7d11d11*Ъ5 al 65*Ъ5 al 65И5И528 筝28 筝2626
127
127
а1 (30)1
а1 (30)1
14唸426
14唸426
Ъ19
Ъ19
г25
г25
〃幻
〃幻
Ъ5
Ъ5
@7
@7
d11
d11
*Ъ5 al 65
*Ъ5 al 65
И5
И5
28 筝
28 筝
26
26
Рис. П6. Схема АВР
такт реле "28, контакты ключа Ь19, диод 九I, резистор г25, обмотка реле d24, шинка управления. Через переключающий контакт реле d24 получает интанне реле d53 по цепи： шинка управления, переключающий контакт реле d24, замыкающий контакт реле d/I «чужого» ввода (реле обратного переключения), обмотка реле d53, шинка управления. После срабатывания реле d53 срабатывает промежуточное реле dl5. Затем получает питание электромагнит отключения рабочего ввода по цепи： шинка управления, переключающий контакт реле dll, замыкающий контакт реле dl5, контакт электрического соединителя Ь5, замыкающий контакт qI, дополнительный резистор, электромагнит отключения, контакт электрического соединителя 65, шинка управления. Одновременно реле d28 и dl5 своими замыкающими контактами создают цепь включения выключателя другого (резервного) ввода: шинка управления, размыкающий контакт а! основного ввода, замыкающий контакт реле dl5, расположенного в ячейке секционного разъединителя, контакты ключа Ь19, контакты реле d24. di, е8, контакты реле d/5, d28 другого ввода, контакты конечных выключателей а3.2 и аЗ./, контролирующие положение масляного выключателя, размыкающий контакт а/, обмотка катушки включения, замыкающий контакт а/, контакт электрического соединителя Ь5, шинка управления.
После отключения выключателя рабочего ввода включается выключатель резервного ввода, затем все реле рабочего ввода, кроме реле d24, возвращаются в исходное положение.
При восстановлении напряжения на рабочем вводе (В2) и ТН2 схема АВР восстановит нормальную первичную схему подстанции, т. е. произведет обратное переключение вводов (с кратковременным погашением подстанции). При восстановлении напряжения срабатывают реле е8 и "4 (рис. П5, П6). Реле d4 обесточит обмотку реле d24. Возврат реле d24 произойдет с задержкой, так как параллельно его обмотке включен конденсатор К2. За это время успеет сработать реле dll по цепи: шинка управления, переключающий контакт реле d24, размыкающий контакт реле dl, замыкающий контакт реле е& переключающий контакт реле d24, обмотка реле "//, шинка управления. Реле dll через свой замыкающий контакт запитывает реле d53 другого ввода. Реле d53 с выдержкой времени включает реле d/5, которое создает цепь отключения, резервного ввода. После отключения резервного ввода включится выключатель основного ввода по цепи: шннка управления, размыкающий контакт а/ резервного ввода, замыкающий контакт реле dI5 ячейки секционного разъединителя, замыкающий контакт реле "//, контакты конечных выключателей а3.1 и а3.2, контакт электрического соединителя 65, размыкающий контакт al, обмотка катушки включения, замыкающий контакт dl, контакт электрического соединителя Ь5, шинка управления. С выдержкой времени возвратится в исходное состояние реле d24 и своими контактами обесточит реле di/. После этого все ре刀е схемы АВР возвращаются в исходное состояние.
АПВ на подстанциях с ячейками производства ГДР. Во всех ячейках линии 10 кВ с масляным выключателем предусмотрено устройство АПВ, выполненное на реле "24, d65, d44, d51, d57 (рис. П7). Предусмотрено два электромагнита отключения: релейного отключения и дистанционного отключения.
Первый цикл АПВ — механический ——начинается сразу после отключения выключателя (пуск от вспомогательных контактов выключателя) .Выдержка времени не устанавливается, она определяется временем работы схемы н равна примерно 2 с. Второй цикл АПВ ——электрический—с заданной выдержкой времени (реле d5I). После второго цикла АПВ вводится ускорение максимальной токовой защиты.
П4
Рис. П7. Схема АПВ
Работа схемы АПВ. При отключении выключателя от максимальной токовой защиты (реле е2 на рис. П2) при введенном в работу устройстве АПВ (ключ Ь19) через размыкающий вспомогательный контакт а/ получает питание реле пуска устройства АПВ d24 по цепи: шинка управления, зажимы 129——130 (должна стоять перемычка 129—/30), ключ Ы9, контакт штепсельного соединения Ь5, размыкающий контакт а/, контакт электрического соединителя Ь5, размыкающий контакт d57 (имеет выдержку времени на отпадание), контакт электрического соединителя Ь5, замыкающий контакт al (готовность к отключению), контакт электрического соединителя Ь5, обмотка реле d24, шинка управления. Затем срабатывает промежуточное реле d44 и реле времени второго цикла АПВ d51 (реле d44 и d51 включены параллельно).
Включение выключателя (первый цикл АПВ) происходит по цепи: шинка управления, перемычка 129—/30, замыкающий контакт реле d44, размыкающий контакт реле d24, вспомогательные контакты выкатной тележки аЗЛ и。32, контакт электрического соединителя Ь5, размыкающий вспомогательный контакт выключателя а/, катушка электромагнита включения, замыкающий вспомогательный контакт электромагнита отключения, контакт электрического соединителя Ь5 шинка управления.
При устойчивом к. з. выключатель вновь отключается от защиты и собирается указанная цепочка на включение выключателя, но выключатель не может включиться, так как не готов к действию его привод. Реле d51 с заданной выдержкой времени включает электродвигатель завода пружин привода выключателя, и после завода пружин привода выключатель включается второй раз. Если второй цикл АПВ тоже окажется неуспешным, то 'больше пусков АПВ не произойдет благодаря реле d57, которое срабатывает после замыкания замыкающего контакта реле времени второго цикла АПВ (d5/) и, имея выдержку времени на возврат, не дает срабатывать реле пуска АПВ (d24). После второго включения выключателя вводится ускорение максимальной токовой за-
щиты (реле е2 на рис. П2, цепочка ускорения находится в цепях сигнализации, которые здесь приведены не полностью).
Реле АЧР используется при необходимости блокировки (запрета) АВР при аварийном понижении частоты в энергосистеме, как это требуется «Правилами» [2]. Если в такой блокировке нет необходимости, то следует включить параллельно реле d44 и d51 и установить перемычку между зажимами 129 н 130.
Обогрев ячеек (рис. П8). Оборудование ячеек предназначено для установки в помещениях с соблюдением следующих климатических условий: максимально допустимая температура кратковременно (3 ч в день) — +40 ©С; наибольшее среднее значение за 24 ч — +35 ℃; минимальное значение без отопления — —10 ℃; минимальное значение с отоплением25 или —40 ℃ в зависимости от числа ячеек в КТП (до —25 ℃ не более 14 ячеек; до —40 ℃ ие более 9 ячеек).
Для нормальной работы распределительного устройства при температуре наружного воздуха от —10 до —40 ℃ в ячейки встроены нагревательные элементы. Они расположены в нижней части ячеек, на левой боковой стенке релейного отсека в ячейках с масляными выключателями н на нижней стенке релейного отсека в ячейках с выключателями нагрузки.
Нагревательные элементы разделены на две группы: основные нагревательные элементы (основная нагрузка) и дополнительные элементы (расчетная нагрузка).
Работа с обогревом не допускается при температуре выше 4-15 ℃ В диапазоне температур от —10 до +15 °C можно работать как с обогревом, так и без него. Устройство обогрева включается ключом Ь20 с наступлением заморозков, при этом включаются основные элементы. Дополнительный обогрев включается автоматически при снижении температуры ниже уставки срабатывания датчика температуры (рекомендуется устанавливать уставку от —5 до —10℃).
Для питания схемы управления целесообразно использовать три фазы R, S, Т (рис П8). При этом нагрузка распределяется равномерно по фазам.
Работа схемы обогрева. При вклю> чении обогрева ключом Ь20 подается питание к основным подогревателям г5, г18. Если температура окружающего воздуха выше уставки срабатывания датчика температуры и включена автоматика обогрева ключом Ь63, то подается питание к промежуточному реле d40, а реле с2 (магнитный пускатель) оказывается обесточенным. При понижении температуры воздуха ниже уставки срабатывания датчика температуры контакт реле d40 отпадает, а реле с2 получает питание и подключаются резервные обогреватели "0, гб.
Практика показывает, что при эксплуатации электрообогревателей по указанной схеме они повреждаются, поэтому рекомендуется их включать по схеме, изображенной на рис. П9. Электрообогреватели г5, гб и ，19, г18 включаются последовательно через ключ Ь20 и контакт электромагнитного пускателя с2. При этом ключ постоянно замкнут, на датчике устанавливается —10℃.
斤 ■—一一6tе^0[]制]吟г19 ВТб Вy11Рис. П9. Рекомендуемая схема обогрева ячеек斤 ■—一一6tе^0[]制]吟г19 ВТб Вy11Рис. П9. Рекомендуемая схема обогрева ячеекЯчейки трансформаторов. Эти ячейки предназначены для подключения силовых трансформаторов. Предусмотрена защита трансформатора с помощью высоковольтных предохранителей (рис. Ш). При перегорании одного из предохранителей обеспечивается отключение выключателя нагрузки. Завод-изготовитель поставляет ячейки с предохранителями различных типов и с различными номинальными токами (например, типа HH-Sicherunq или Sib а — ФРГ или типа HS (WS-HS)一 ГДР и др.). Поставляемые предохранители должны соответствовать мощности устанавливаемого трансформатора (табл. 1), что не всегда
斤 ■—一一
6
t
е^0[]制]
吟
г19 ВТб В
y11
Рис. П9. Рекомендуемая схема обогрева ячеек
斤 ■—一一
6
t
е^0[]制]
吟
г19 ВТб В
y11
Рис. П9. Рекомендуемая схема обогрева ячеек
выполняется.
ПРИЛОЖЕНИЕ 2.
БУКВЕННЫЕ КОДЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИЙ
С 1977 г. в электрических схемах, входящих в состав проектной документации и информационных материалов заводов-изготовителей, а также в некоторых книгах и журнальных статьях по релейной защите применяются новые (латинские) буквенные коды электрического оборудования электрических станций и подстанций. Ниже приведены некоторые из них, встречающиеся на схемах релейной защиты и автоматики сетей и подстанций 10 кВ:
А ——комплектные устройства и блоки (панели, пульты, шкафы, ящики), например: АК ——комплект защиты (КЗ); AKS ——устройство автоматического повторного включения (АПВ);
В ——преобразователи, например: BVA ——счетчик реактивный； BW — счетчик активный;
С — конденсаторы, например: CG — блоки предварительно заряженных конденсаторов (БК);
D — элементы логические, микросхемы;
£ — элементы разные, например： ЕК ——нагревательный элемент, EL ——лампа осветительная;
G ——генераторы, источники питания, например: 6В — аккумуляторная батарея;
Н ——устройства индикации и сигнализации, в том числе: HL —— лампа сигнализации; HLR — с красной линзой, HLG ——с зеленой, HLW ——с белой, HLA ——табло сигнальное;
К — реле (см. табл. Ш);
L — катушки индуктивные, в том числе дугогасящая катушка, дроссель связи;
М ——электродвигатели;
尸—приборы и измерительное оборудование, например: РА — амперметр, PV ——вольтметр, PC — счетчик импульсов электромеханический, PG ——осциллограф, РТ — секундомер (часы);
Q ——выключатели, разъединители в силовых цепях, например; Q — выключатель масляный, вакуумный н т. п.» QW ——выключатель нагрузки, QR — отделитель, QN — короткозамыкатель, QSG — разъединитель заземляющий (стационарный), QS——разъединитель-рубильник;
R — резисторы, например: RR — реостат, RP — потенциометр;
S ——устройства коммутационные схем управления, например: S —— рубильник, SB — кнопка управления, SF — выключатель автоматический (автомат), SG — блок испытательный, SX ——накладка, отключающее устройство (оперативная контактная перемычка), SN ——переключатель измерений, SQ ——выключатель, срабатывающий при достижении заданного положения (концевой, путевой);
Буквенные коды релеТаблица П1
Наименование реле
Код
русский
латинский
Реле
К
Реле тока
КА
Реле тока с НТТ
КАТ
Реле тока с торможением
KAW
Фильтр-реле тока
KAZ
Реле блокировки
кв
Реле блокировки от многократного включения
KBS
Реле команды «Включить»
ксс
Реле команды «Отключить»
кст
Реле частоты
KF
Реле указательное
КН
Реле импульсной сигнализации
КНА
Реле промежуточное
KL
Контактор, пускатель
КМ
Реле фиксации положения выключателя
KQ
Реле положения выключателя «Включено»
KQC
Реле положения выключателя «Отключено»
KQT
Реле фиксации команды включения
KQQ
Реле контроля
KS
Реле контроля напряжения
KSV
Реле газовое
KSG
Реле времени
КТ
Реле напряжения
KV
Фильтр-реле напряжения
KVZ
Реле направления мощности
kw
Реле сопротивления
118
К7
F — элементы защитные, например: F — плавкий предохранитель, FV ——разрядник (защита от перенапряжений);
Т — трансформаторы, автотрансформаторы, в том числе Т/ — трансформатор тока, TV ——трансформатор напряжения, TL — трансформатор промежуточный, TAV — трансреактор, TS — электромагнитный стабилизатор;
U — преобразователи электрических величин в электрические, например： UА — преобразователи тока, UG ——блоки питания (БИТ, БПН);
R — приборы электровакуумные и полупроводниковые, например, VD ——диоды, тиристоры, стабилитроны, VL ——электровакуумный прибор, VS ——выпрямительный мост, VT ——транзистор;
■— устройства соединительные, например: X — соединение разъемное (зажим), ХВ — перемычка, XG ——испытательный зажим;
—— устройства механические с электромагнитным приводом, например, YAC ——электромагнит включения (ЗВ), YAT — электромагнит отключения (30), УЛ — электромагнит, YAB —— замок электромагнитной блокировки;
Z — устройства оконечные, фильтры, ограничители, например, ZA — фильтр тока, ZV — фильтр напряжения, ZF — фильтр частоты.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.—Изд. 13-е, перераб. и доп. — М.: Энергия, 1977.一288 с.
Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР.— 6-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1985.—640 с.
Федосеев А. М. Релейная защита электрических систем.——М.: Энергия, 1976.—560 с.
Стасеико Р. Ф., Фещенко П. П. Автоматизация сельских электрических сетей. — Киев: Техника, 1982.—128 с.
Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей.——Л.: Энергоатомиздат, 1985.—296 с.
Шабад М. А. Автоматика электрических сетей 6——35 кВ в сельской местности. — Л.: Энергия, 1979.—104 с.
Голубев М. Л. Реле прямого действия. — М.: Энергия, 1966.— 92 с.
Реле защиты/В. С. Алексеев, Г. П. Варганов, Б. И. Панфилов, Р. 3. Розенблюм.—М.: Энергия, 1976.—464 с.
Шабад М. А. Проверка чувствительности защит на переменном оперативном токе с учетом погрешности трансформаторов тока// Энергетик. — 1984.—№ 1. —С. 25—27; № 2—С. 25—27
Кискачи В. М. Защита от однофазных замыканий на землю ЗЗП-1： Описание, наладка, эксплуатация. — М.: Энергия, 1972.——72 с.
Соколова Г. В. Защита от замыканий на землю ИЗС//Элек- трическис станции.— 1984.—№ 1.—С. 59—62.
Шабад М. А. Релейная защита и автоматика на электроподстанциях, питающих синхронные двигатели.——Л.: Энергоатомиздат, 1984.—64 с.
Емельянцев А. Ю., Шабад М. А. Выбор предохранителей для защиты трансформаторов 6 и 10 кВ сельских электрических сетей// Энергетик. — 1984.—№ 11—С. 28—29; № 12.—С. 24—28.
Симоновский С. Ф. Защита сельских сетей от коротких замыканий и перегрузок, — М.： Колос, 1983,-109 с.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие .Схемы электросетей 10 кВ агропромышленных предприятий и типы устройств защиты и автоматикиУстройства защиты от междуфазных к. з. линий с односторонним питаниемУстройства защиты от междуфазных к. з. на пунктах автоматического секционирования и пунктах АВР линий с двусторонним питанием Зашита н сигнализация при однофазных замыканиях на землю в сетях 10 кВ ..Устройства автоматики ..Защита трансформаторов 10/0,4 кВ плавкими предохранителямиРелейная защита трансформаторов 10/0,4 кВ и блоков линия- трансформатор Примеры расчета и выбора устройств защиты от к. з. на подстанциях 10/0,4 кВ ....Приложение 1. Защита и автоматика на подстанциях 10 кВ с КРУ производства ГДРГПриложение 2. Буквенные коды электрического оборудования под-Предисловие .Схемы электросетей 10 кВ агропромышленных предприятий и типы устройств защиты и автоматикиУстройства защиты от междуфазных к. з. линий с односторонним питаниемУстройства защиты от междуфазных к. з. на пунктах автоматического секционирования и пунктах АВР линий с двусторонним питанием Зашита н сигнализация при однофазных замыканиях на землю в сетях 10 кВ ..Устройства автоматики ..Защита трансформаторов 10/0,4 кВ плавкими предохранителямиРелейная защита трансформаторов 10/0,4 кВ и блоков линия- трансформатор Примеры расчета и выбора устройств защиты от к. з. на подстанциях 10/0,4 кВ ....Приложение 1. Защита и автоматика на подстанциях 10 кВ с КРУ производства ГДРГПриложение 2. Буквенные коды электрического оборудования под-3366202040497340497381819393107107станций ..Список литературыстанций ..Список литературы117117.119.119
Предисловие .
Схемы электросетей 10 кВ агропромышленных предприятий и типы устройств защиты и автоматики
Устройства защиты от междуфазных к. з. линий с односторонним питанием
Устройства защиты от междуфазных к. з. на пунктах автоматического секционирования и пунктах АВР линий с двусторонним питанием
Зашита н сигнализация при однофазных замыканиях на землю в сетях 10 кВ ..
Устройства автоматики ..
Защита трансформаторов 10/0,4 кВ плавкими предохранителями
Релейная защита трансформаторов 10/0,4 кВ и блоков линия- трансформатор
Примеры расчета и выбора устройств защиты от к. з. на подстанциях 10/0,4 кВ ....
Приложение 1. Защита и автоматика на подстанциях 10 кВ с КРУ производства ГДРГ
Приложение 2. Буквенные коды электрического оборудования под-
Предисловие .
Схемы электросетей 10 кВ агропромышленных предприятий и типы устройств защиты и автоматики
Устройства защиты от междуфазных к. з. линий с односторонним питанием
Устройства защиты от междуфазных к. з. на пунктах автоматического секционирования и пунктах АВР линий с двусторонним питанием
Зашита н сигнализация при однофазных замыканиях на землю в сетях 10 кВ ..
Устройства автоматики ..
Защита трансформаторов 10/0,4 кВ плавкими предохранителями
Релейная защита трансформаторов 10/0,4 кВ и блоков линия- трансформатор
Примеры расчета и выбора устройств защиты от к. з. на подстанциях 10/0,4 кВ ....
Приложение 1. Защита и автоматика на подстанциях 10 кВ с КРУ производства ГДРГ
Приложение 2. Буквенные коды электрического оборудования под-
3
3
6
6
20
20
40
49
73
40
49
73
81
81
93
93
107
107
станций ..
Список литературы
станций ..
Список литературы
117
117
.119
.119
ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ИЗДАНИЕ
МИХАИЛ АБРАМОВИЧ ШАБАД
ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ АГРОПРОМЫШЛЕННЫХ КОМПЛЕКСОВ
Редактор В. Н. Миханкова
Художественный редактор Д. Р. Стеванович
Технический редактор Н. А. Минеева
Корректор Н. Д. Быкова
ИБ № 1778
Сдано в набор 05.05.86.Подписано в печать 28.10.86.М-33108
Формат 84Х108в/82. Бумага типографская № 2. Гарнитура литературная.
Высокая печать.Усл. печ. л. 6,3.Усл. кр.-отт. 6.51 Уч.-изд- л. 7,31.
Тираж 20 000 экз. Заказ 5232.Цена 35 к.
Ленинградское отделение Энергоатомиздата. 191065, Ленинград, Марсово поле. 1.
Ордена Октябрт.екой Революции и ордена Трудового Красного Знамени МПО «Первая Образцовая типография имени А. А. Жданова» Союз пол нгр а фпром а при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли, 113054, Москва, Валовая, 28,
35 к»
с”，上 & 1еппфшп^х навесишь
Mimeb^m uf^M нс
qqm0qqq & Ue fn/n/才 *cd；，u