релейная защита и автоматика

Министерство образования Российской Федерации
НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
№
621.316
Р 368
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Программа и методические указания
к выполнению контрольных работ
для студентов ФЭН специальности
140211 «Электроснабжение»
заочной формы обучения
Новосибирск – 2006
УДК 621.316.925 (07)
Составили: к.т.н., доцент В.А. Давыдов
к.т.н., доцент И. П. Тимофеев
Рецензент: к.т.н., доцент А.И. Щеглов
Работа подготовлена кафедрой Электрических станций
Новосибирский государственный
технический университет, 2006.
2
ВВЕДЕНИЕ
Надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения
невозможно без устройств релейной защиты и автоматики (РЗиА). Усложнение систем электроснабжения, быстротечность переходных процессов, возникающих при нарушении нормального режима, опасность повреждений
аварийного характера требуют постоянного совершенствования этих
устройств. Поэтому наблюдается тенденция создания устройств РЗиА на новой элементной базе, что позволяет реализовывать более сложные алгоритмы
их функционирования. Вместе с тем применяются и простейшие устройства
защиты и автоматики.
Целью изучения дисциплины является подготовка студентов к практической деятельности по использованию комплектов различных устройств РЗиА
систем электроснабжения.
Задачи дисциплины:
1) изучить принципы действия, алгоритмы функционирования устройств
РЗиА, овладеть практическими навыками расчета и их настройки;
2) получить представление о переходных процессах в цепях защиты, элементной базе устройств РЗиА, некоторых типах реле и их характеристиках.
Изложение содержания дисциплины базируется на знании высшей математики, теоретических основ электротехники, теории электрических машин,
электрических систем и сетей, переходных процессов в электрических системах, основ промышленной электроники.
Курс РЗиА рассчитан на один семестр. Студенты выполняют одну контрольную работу, три лабораторные работы и в зависимости от учебного
плана сдают зачет по курсу или экзамен.
1. ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ
1.1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Назначение, функции релейной защиты (РЗ) и основные требования,
предъявляемые к её свойствам. Обобщенная схема автономной защиты.
Изображение схем РЗ.
Виды повреждений и ненормальных режимов работы. Электрические величины, на которые реагирует РЗ. Типы реле. Электромеханические реле, реле на интегральных микросхемах. Использование в реле микропроцессоров.
Трансформаторы тока и их выбор для РЗ. Схемы соединения трансформаторов тока, их основные свойства. Коэффициент схемы. Нагрузка трансформаторов тока при различных схемах их соединения. Работа трансформаторов
тока при глубоких насыщениях, выбор трансформаторов тока.
Трансформаторы напряжения в РЗ.
3
Оперативный ток. Постоянный оперативный ток: достоинства и недостатки. Переменный и выпрямленный оперативный ток: схемы источников, достоинства и недостатки, область применения.
1.2. ЗАЩИТА ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
1.2.1. МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ОТ
МЕЖДУФАЗНЫХ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ
Принцип действия максимальной токовой защиты (МТЗ) от междуфазных
коротких замыкания (КЗ), ступень селективности. Условие выбора тока срабатывания. Основные свойства. Проверка чувствительности. Достоинства,
недостатки, область применения.
1.2.2. ТОКОВЫЕ ОТСЕЧКИ
Принцип действия мгновенной токовой отсечки. Мертвая зона. Условия
выбора тока срабатывания. Токовая отсечка на линиях электропередач (ЛЭП)
с двусторонним питанием. Отсечка с выдержкой времени. Достоинства, недостатки, область применения отсечек. Проверка чувствительности.
1.2.3. СТУПЕНЧАТАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА
Назначение отдельных ступеней защиты. Принцип построения защиты.
Условия выбора уставок по току и времени. Проверка чувствительности. Основные достоинства и недостатки. Область применения.
1.2.4. ТОКОВАЯ НАПРАВЛЕННАЯ ЗАЩИТА
ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ КЗ
Принцип действия и основные органы. Орган направления мощности
(ОНМ), схемы его включения, мертвая зона по напряжению. Особенности
настройки направленной МТЗ. Направленные отсечки. Достоинства, недостатки и область применения защиты.
1.2.5. ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ЛЭП ОТ КЗ НА ЗЕМЛЮ
Принцип действия токовой защиты нулевой последовательности (ТЗНП) и
преимущества перед токовыми защитами, включенными на полные токи фаз.
Схемы фильтров токов и напряжений нулевой последовательности. Основные особенности защиты. ОНМ нулевой последовательности. Ступенчатая
токовая защита нулевой последовательности и её основные особенности. Достоинства, недостатки, область применения.
1.2.6. ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА ЛЭП ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ КЗ
Принцип действия и основные свойства. Характеристики реле сопротивления в комплексной плоскости. Выбор параметров срабатывания и проверка
чувствительности дистанционной защиты. Достоинства, недостатки и область применения дистанционной защиты.
1.2.7. ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ ОТ ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ
Установившийся режим однофазного замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью. Защиты от замыкания на землю, реагирующие на токи
и напряжения нулевой последовательности установившегося режима. Фильтры токов и напряжений нулевой последовательности. Направленная защита
нулевой последовательности, реагирующая на установившиеся токи и
4
напряжения. Токовая защита, реагирующая на высшие гармонические в
установившемся токе нулевой последовательности. Защиты, основанные на
контроле тока и начального знака мгновенной мощности нулевой последовательности переходного процесса.
1.2.8. ЗАЩИТЫ С АБСОЛЮТНОЙ СЕЛЕКТИВНОСТЬЮ
Принцип действия продольной дифференциальной токовой защиты и её
основные свойства. Токи небаланса. Особенности применения дифференциального принципа для защиты ЛЭП. Основные достоинства и недостатки
продольной дифференциальной защиты. Область применения.
Общие сведения о поперечной дифференциальной направленной защите
параллельных ЛЭП и высокочастотной защите
.
1.3. ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ
Виды повреждений и ненормальных режимов работы генераторов. Типы
защит генераторов. Принципы действия основных защит.
1.4. ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.4.1. ЗАЩИТА ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ КЗ В ОБМОТКАХ
ТРАНСФОРМАТОРА И НА ЕГО ВЫВОДАХ
Особенности продольной дифференциальной защиты. Бросок тока намагничивания. Причины его возникновения. Признаки броска тока намагничивания и способы отстройки от него. Принцип действия реле типов ДЗТ-10 и
РСТ-23. Токи небаланса установившегося процесса дифференциальной защиты. Торможение, способы торможения. Токи небаланса переходного процесса
дифференциальной защиты, его признаки и способы отстройки от них. Условия выбора тока срабатывания дифференциальной защиты. Условия проверки
коэффициента чувствительности. Особенности схем токовых цепей дифференциальных защит трансформаторов.
Мгновенная токовая отсечка в качестве защиты трансформатора от междуфазных КЗ. Выбор параметров срабатывания. Расчет коэффициента чувствительности. Область применения.
1.4.2. ЗАЩИТА ОТ ПОВРЕЖДЕНИЙ ВНУТРИ
БАКА ТРАНСФОРМАТОРА
Назначение, устройство и принцип действия газовой защиты. Достоинства
и недостатки.
1.4.3. ЗАЩИТА ОТ СВЕРХТОКОВ, ОБУСЛОВЛЕННЫХ
ВНЕШНИМИ МЕЖДУФАЗНЫМИ КЗ
Назначение. Типы применяемых защит. Расчет уставок МТЗ с комбинированным пуском напряжения. Условия проверки коэффициента чувствительности по току и напряжению. Особенности схем токовых цепей защиты.
1.4.4. ЗАЩИТА ОТ ПЕРЕГРУЗОК
Принцип выполнения защиты. Расчет уставок.
1.4.5. ОСНОВНЫЕ ТЕНДЕНЦИИ В РАЗВИТИИ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ
5
1.5. ЗАЩИТА ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
Виды повреждений и ненормальных режимов работы. Защита от междуфазных КЗ в обмотке статора. Защита двигателя от замыкания на корпус.
Защита от перегрузок. Особенности защиты синхронных двигателей.
1.6. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
Назначение автоматического повторного включения (АПВ). Основные
требования к схемам АПВ. Виды и схемы АПВ. Выбор уставок схем однократных АПВ для линий с односторонним питанием. Ускорение действия релейной защиты при АПВ.
1.7. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА (АВР)
Назначение АВР. Требования к АВР. Схемы АВР. Расчет уставок АВР.
1.8. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА
Назначение АЧР. Основные принципы выполнения АЧР. Понятие об АПВ
после АЧР (ЧАПВ).
2. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
2.1. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ПОДРАЗДЕЛУ 1.1
Анализ рабочих и аварийных режимов дает возможность правильно выбрать, рассчитать и оценить поведение РЗ. Необходимо знать виды повреждений и ненормальных режимов, возникающих в элементах системы, уметь
строить векторные диаграммы токов и напряжений при различных видах повреждений, устанавливать закономерность изменения различных электрических параметров в зависимости от вида и места КЗ. Следует твердо усвоить
функции релейной защиты и основные требования, предъявляемые к её свойствам. Материал по этой части раздела представлен в достаточном объеме в
[1,2], но наиболее полно – в [2].
Основное требование к трансформаторам тока (ТТ) – возможно более точная информация о величине и фазе токов, протекающих в первичной цепи
защищаемого объекта при любых режимах его работы. ТТ, работающие на
линейной части кривой намагничивания, являются источниками тока.
Следует понять физическую природу возникновения погрешностей в ТТ и
способы их уменьшения. Точность работы ТТ характеризуется величиной
полной погрешности ε. Они выбираются так, чтобы ε не превышала 10% величины первичного тока при заданной вторичной нагрузке и предельной
кратности (К10) этого тока. Однако необходимо знать, что кривые предельной
кратности, по которым выбираются ТТ, пригодны только для оценки погреш6
ности в установившемся режиме работы. В переходном процессе ТТ могут
работать с погрешностью, соизмеримой с током КЗ.
При близких КЗ в установившемся процессе ТТ также могут работать с
большими погрешностями (ε>>10%). При этом форма кривой вторичного тока оказывается искаженной, несинусоидальной, что не способствует надежной работе измерительных органов защиты. Необходимо знать как найти токовую погрешность ТТ в рассматриваемом режиме.
Следует знать, что расчетная нагрузка ТТ зависит в общем случае от их
схемы соединения, вида КЗ, сочетания поврежденных фаз, и уметь определять эту нагрузку. Материал по ТТ наиболее полно изложен в [4].
Основное назначение трансформаторов напряжения (ТН) – обеспечить
изоляцию цепей напряжения измерительных органов защиты от высокого
напряжения и точную информацию о величине и фазе напряжения в месте
установки защиты. ТН позволяют независимо от номинального первичного
напряжения получить стандартное значение номинального вторичного
напряжения 100 В. Особенностью работы ТН является режим, близкий к холостому ходу.
Следует знать схемы соединения обмоток ТН и их назначение. Необходимо представлять, для чего производится контроль за исправностью вторичных цепей ТН. Материал по этой теме изложен в [1,2].
Необходимо знать, какой ток называется оперативным, требования к источникам оперативного тока, достоинства и недостатки их. В настоящее время при выполнении релейной защиты и автоматики систем электроснабжения
широкое применение находит переменный оперативный ток. Необходимо
рассмотреть следующие схемы использования оперативного переменного тока:
- с дешунтированием катушки отключения привода выключателя;
- с блоками питания выпрямленным током и напряжением;
- с предварительно заряженным конденсатором;
- с реле прямого действия.
Кроме того, следует иметь представление об источниках оперативного тока для статических реле. Наиболее полно материал по этой теме изложен в
[2].
Изучая тему «Реле», следует обратить на принцип действия и конструктивные особенности наиболее часто применяемых реле. Нужно хорошо знать
характеристики основных типов реле и способы регулирования их параметров. В последние годы все чаще применяют статические реле (полупроводниковые, цифровые), разрабатываются устройства защиты и автоматики на их
основе. Следует иметь представления об основных достоинствах и недостатках этих реле. Кроме того, следует знать основные логические операции, используются при построении логической части защит. Эти операции с добавлением задержек и элементов выдержки времени дают возможность реализации практически любой сложной функции.
Вопросы для самопроверки.
7
1. Каковы функции РЗ, основные требования, предъявляемые к её свойствам?
2. Какая защита называется основной и какая резервной?
3. На какие основные группы делятся защиты по способам обеспечения
селективности при внешних КЗ?
4. Каковы основные принципы построения защит?
5. Каково назначение измерительных ТТ?
6. Какие различают погрешности ТТ?
7. Какие схемы соединения ТТ применяются в РЗ, каковы их свойства?
8. Как определить расчетную нагрузку на ТТ?
9. Как выбрать ТТ для РЗ, каким требованиям они должны удовлетворять?
10. В чем отличие предельной номинальной кратности ТТ от предельной
кратности К10?
11. Почему недопустим холостой ход для ТТ?
12. Почему ток во вторичной обмотке ТТ практически не зависит от
нагрузки и в каких пределах это справедливо?
13. Как выглядит осциллограмма вторичного тока ТТ при глубоком насыщении и активной нагрузке?
14. Какие схемы соединения ТН применяются в РЗ?
15. Для чего применяется контроль за исправностью цепей напряжения и
как он осуществляется?
16. Какие источники оперативного тока применяются для РЗ, их особенности?
17. На каких электроустановках преимущественно используется оперативный постоянный ток?
18. Какие источники переменного оперативного тока Вы знаете? Какова
область применения переменного оперативного тока?
19. Какие требования предъявляют к источникам оперативного тока для
статических реле (защит)?
20. Каков принцип действия электромагнитного и индукционного реле?
21. Что называется коэффициентом возврата реле, отчего он зависит и как
может влиять на чувствительность защиты?
22. Из-за чего наблюдается вибрация подвижной системы электромагнитных реле при питании их обмоток переменным током и как она устраняется?
23. Какие преимущества имеют статические реле по сравнению с электромеханическими?
24. Какие существуют элементарные логические операции, что они собой
представляют?
2.2. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ПОДРАЗДЕЛУ 1.2.1.
Одним из признаков возникновения КЗ является увеличение тока в линии
по сравнению с максимальным током нагрузки. Этот признак положен в основу выполнения МТЗ. Селективность действия МТЗ обеспечивается в
первую очередь с помощью выдержки времени. Притом время срабатывания
8
может выбираться независимым или зависимым от тока. Защита приходит в
действие, если ток в месте установки защиты превышает ее ток срабатывания. МТЗ не должна срабатывать от токов самозапуска после ликвидации
внешнего КЗ или после АПВ защищаемой линии. Кроме того, МТЗ защищаемой линии должна быть согласована по чувствительности с МТЗ смежной
линии. В то же время она должна чувствовать КЗ не только на своем участке
(зона основного действия), но и на смежном (зона резервного действия) при
отказе защиты или выключателя этого участка.
Чувствительность МТЗ характеризуется коэффициентом чувствительности (Кч) Нужно уметь оценить Кч различных схем защиты при КЗ за силовым
трансформатором с соединением обмоток λ/Δ, λ/ λ с заземленной нейтралью
или Δ/ λ с заземленной нейтралью.
Необходимо знать достоинства и недостатки МТЗ линий.
Материал по этому разделу можно найти в [1,2,4,5], но наиболее подробно
в [4].
Вопросы для самопроверки.
1. Какова структурная схема защиты?
2. Как выбираются ток срабатывания и время срабатывания МТЗ?
3. Как определить Кч защиты при КЗ на защищаемом и резервируемом
участках?
4. Каким образом обеспечивается селективность действия МТЗ с зависимыми характеристиками?
5. Какова векторная диаграмма токов в месте установки защиты при двухфазном КЗ за трансформатором с соединением обмоток λ/Δ и Δ/ λ с заземленной нейтралью, а также при однофазном КЗ за трансформатором с соединением обмоток λ/λ с заземленной нейтралью и Δ/ λ с заземленной
нейтралью?
6. Каковы достоинства и недостатки МТЗ?
2.3. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ПОДРАЗДЕЛУ 1.2.2.
Для обеспечения селективности мгновенной токовой отсечки (МТО) ее ток
срабатывания выбирается большим максимального тока, проходящего по защищаемой линии при КЗ на шинах противоположной подстанции.
Расчетная точка металлического трехфазного КЗ расположена у шин противоположной подстанции за щитами присоединений. Ток срабатывания защиты определяют исходя из действующего значения периодической слагающей тока КЗ за первый период его возникновения (условно для времени t =
0). Поэтому нужно учитывать влияние апериодической слагающей в первичном токе на работу защиты. Зона действия МТО определяется графически.
Поскольку МТО не срабатывает при КЗ в конце защищаемой линии, она не
может быть основной защитой. Следует обратить внимание на недостатки
МТО.
9
МТО могут быть использованы и на линиях с двухсторонним питанием.
Следует обратить внимание на особенности выбора тока срабатывания этих
МТО.
Назначение токовой отсечки с выдержкой времени (ТОВВ) – защита того
участка линий, который не входит в зону действия МТО, а также резервирование МТО. Для предотвращения срабатывания при КЗ на смежном элементе
зона и время действия ТОВВ согласуется с зоной и временем действия мгновенной защиты смежного элемента. Следует обратить внимание на недостатки ТОВВ, а также способы повышения Кч ее. Материал по этому разделу
полно изложен в [1,2,4].
Вопросы для самопроверки.
1. Как обеспечивается селективность действия МТО при внешних КЗ?
2. С какой целью применяются неселективные МТО?
3. Как выбираются параметры срабатывания ТОВВ и какова она ее действия?
4. Как выбирается ток срабатывания МТО на линиях с двухсторонним
питанием?
5. Каковы недостатки токовых отсечек?
6. Как можно повысить Кч ТОВВ?
2.4. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ПОДРАЗДЕЛУ 1.2.3.
Двухступенчатая токовая защита состоит из МТО и МТЗ, а трехступенчатая из МТО, ТОВВ и МТЗ. Нужно знать выбор параметров срабатывания и
уметь оценить чувствительность каждой из ступеней защиты. Следует обратить внимание на достоинства и недостатки ступенчатых токовых защит, на
область применения их. Материал по этому разделу изложен в [1,2,4,5].
Вопросы для самопроверки.
1. Объясните назначение I, II, III ступеней токовой защиты.
2. Как выбираются параметры срабатывания всех ступеней ступенчатой токовой защиты и как проверяется их чувствительность?
3. Какие преимущества и недостатки имеют токовые ступенчатые защиты?
4. Определите область применения токовых ступенчатых защит.
2.5. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ПОДРАЗДЕЛУ 1.2.4.
Токовой направленной называют защиту, реагирующую на значение тока
и его фазу, по отношению к напряжению в месте ее установки. Рассматриваемая защита представляет собой токовую защиту, дополненную органом
направления мощности (ОНМ). Она применяется в радиальных сетях с двухсторонним питанием, а также в кольцевых сетях с одним источником питания. Комплекты защиты устанавливаются с обеих сторон защищаемой линии
и приходит в действие, если мощность КЗ для каждого из комплектов
10
направлена от шин в защищаемую линию, а ток превышает ток срабатывания. Выдержка времени направленных МТЗ, работающих при одном направлении мощности КЗ, выбираются по ступенчатому принципу. Ток срабатывания направленной МТЗ выбирают в общем случае так же, как и МТЗ. Однако имеются особенности в выборе тока срабатывания, с которыми следует
разобраться.
Под схемой включения ОНМ понимается определенное сочетание фаз тока и напряжения, подводимых к нему. Обычно используется 900 – ная схема
включения. Для выявления свойств схемы необходимо уметь анализировать
работу ОНМ при различных видах КЗ.
Выполнение МТО направленной дает возможность при выборе ее тока
срабатывания учитывать только ток внешнего КЗ в направлении действия
ОНМ. В этом основное отличие направленной отсечки от ненаправленной.
Недостатком направленных токовых защит является мертвая зона по напряжению ОНМ при трехфазном КЗ вблизи места установки защиты.
Материал по этому разделу изложен в [1,2,4].
Вопросы для самопроверки.
1. Какие защиты называются токовыми и токовыми направленными?
2. Чем отличается выбор тока срабатывания направленных защит (МТЗ и
МТО) от ненаправленных?
3. В чем заключается встречно-ступенчатый принцип выбора выдержек времени?
4. Какая схема включения ОНМ на полные напряжения и токи фаз имеет
преимущественное распространение и при каких КЗ этот орган может
иметь мертвую зону?
5. Что такое каскадное действие защиты, в чем его недостаток?
6. Какова область применения токовых направленных защит?
2.6. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ПОДРАЗДЕЛУ 1.2.5.
В данном разделе рассматриваются защиты линий 110 кВ и выше. Для
защиты этих линий устанавливают отдельные комплекты защит от междуфазных КЗ и КЗ на землю.
Измерительный орган защиты подключается к фильтру токов нулевой последовательности. Следовательно, защита реагирует только на КЗ, сопровождающееся токами нулевой последовательности. ТЗНП имеет ступенчатую
структуру и содержит от двух до четырех ступеней; причем основные быстродействующие ступени выполнены в виде отсечек (МТО и ТОВВ), а резервная – в виде МТЗ нулевой последовательности. При этом отсечки предназначены для отключения линии при КЗ на землю на защищаемой линии, а МТЗ –
для дальнего резервирования. Каждая из ступеней ступенчатой ТЗНП обладает преимуществами перед соответствующими ступенями токовой защиты
11
от междуфазных КЗ, которые необходимо знать. Кроме того надо знать, как
рассчитывать параметры срабатывания всех ступеней защиты.
В сетях с двумя и более заземленными нейтралями, расположенными в
разных точках сети, применяются в общем случае направленные ТЗНП, которые обладают важным преимуществом перед направленными ступенчатыми защитами от междуфазных КЗ: ОНМ фактически не имеет мертвой зоны
по напряжению.
Материал по этому разделу изложен в (1,2), но наиболее полно – в [6].
Вопросы для самопроверки.
1. Как выбираются параметры срабатывания ступенчатой ТЗНП и как проверяется чувствительность каждой ступени?
2. Какие преимущества и недостатки имеют ТЗНП (направленные и ненаправленные) по сравнению с защитами, включенные на полные токи и
напряжения фаз?
3. В каких случаях применяются направленные ТЗНП?
4. Почему ОНМ нулевой последовательности не имеет метровой зоны?
5. Как рассчитать ток 3I0 при различных КЗ на землю?
6. Какова область применения ТЗНП?
2.7. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ПОДРАЗДЕЛУ 1.2.6.
Дистанционной называют такую защиту, выдержка времени которой автоматически изменяется при изменении расстояния (дистанции) от места
установки защиты до точки КЗ. В качестве меры дистанции используется величина сопротивления на зажимах дистанционного органа (реле сопротивления) Zp = Up/Ip, где Up и Ip соответственно напряжение, подведенное к реле
от трансформатора напряжения, и ток, подведенный от трансформаторов тока защиты. В нормальном режиме сопротивление Zp имеет максимальную величину и уменьшается по мере приближения точки КЗ к месту установки защиты из-за снижения Up и увеличения Ip.
Так как Zр является комплексной величиной, то работу реле сопротивления удобно анализировать в осях R, jx. Характеристика срабатывания в комплексной плоскости представляет собой асимметрическое место точек, удовлетворяющих условию ZР = ZСР , где ZСР – вектор сопротивления срабатывания реле. Надо иметь представления какого вида (формы) могут быть характеристики срабатывания реле сопротивления, а также требования к формам
характеристик любой ступени дистанционной защиты.
Современные дистанционные защиты имеют структуру, аналогичную
структуре ступенчатой токовой защите от междуфазных КЗ, с таким же
назначением отдельных ступеней. Следует твердо знать преимущества дистанционной защиты перед ступенчатой токовой защитой.
12
Выбор уставок дистанционной защиты сводится к определению сопротивления срабатывания и времени срабатывания каждой из трех ступеней ее, а
также оценки чувствительности. Необходимо понять, как влияет подпитка от
другого источника питания на замер реле сопротивления. Кроме того, надо
иметь представление о влиянии качаний и асинхронного хода на величину
замера реле сопротивления.
Материал по этому разделу изложен в [1,2], но наиболее полно – в [4].
Вопросы для самопроверки.
1. Какие защиты называются дистанционными?
2. Какие преимущества имеет дистанционная защита перед ступенчатой
токовой?
3. Приведите основные виды характеристик срабатывания реле сопротивления.
4. Какие принципы используются для выполнения реле сопротивления?
5. Какие искажающие факторы влияют на работу дистанционной защиты
при КЗ?
6. Как обеспечивается селективность действия защиты при качаниях?
7. Как выбираются параметры срабатывания всех ступеней дистанционной защиты и как проверяется их чувствительность?
2.8. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ПОДРАЗДЕЛУ 1.2.7.
В сетях с изолированной нейтралью замыкание одной фазы на землю не
является КЗ. Оно не отражается на работе потребителей, так как линейные
напряжения остаются неизменными. Однако фазные напряжения «здоровых»
фаз относительно земли увеличиваются до междуфазного. Возникающий в
месте замыкания ток обусловлен емкостями «здоровых» фаз относительно
земли всей электрически связанной сети и имеет небольшую величину (до
нескольких десятков ампер). Необходимо четко представлять, какую опасность представляет однофазное замыкание, и уметь строить векторные диаграммы напряжений и емкостных токов в этом режиме.
Известна общая неселективная сигнализация замыкания на землю, реагирующая на появление 3U0 . В качестве селективных защит применяются токовые, реагирующие на 3I0 установившегося процесса. Для выполнения защиты в качестве фильтра токов нулевой последовательности используется
специальный трансформатор тока нулевой последовательности (ТНП). Необходимо разобраться в преимуществах ТНП (однотрансформаторный фильтр)
перед трехтрансформаторным фильтром токов нулевой последовательности.
Для повышения чувствительности токовую защиту выполняют направленной. Нужно хорошо усвоить выбор параметров срабатывания как ненаправленных, так и направленных защит, а также расчет К.
В сетях с резистивно заземленной нейтралью также используется токовая
защита.
В сетях с компенсированной нейтралью используют либо защиты, реагирующие на токи 3I0 переходного процесса, либо защиты, реагирующие на
13
высшее гармонические в токе нулевой последовательности установившегося
процесса. Надо иметь представление почему на указанных принципах можно
выполнить защиту компенсированной сети.
Материал по этому разделу можно найти в [1,2].
Вопросы для самопроверки.
1. Поясните особенности однофазного замыкания на землю по сравнению
с однофазным КЗ.
2.
Сформулируйте требования к защитам линий от однофазных замыканий на землю.
3.
Постройте векторные диаграммы напряжений и емкостных токов в
нормальном режиме и при замыкании одной фазы на землю.
4.
Какие электрические величины используются для выполнения защиты
от однофазных замыканий?
5.
Какие принципы выполнения защит линий от однофазных замыканий
на землю вы знаете?
6.
В чем основное преимущество ТНП от трехтрансформаторного фильтра токов 3I0 ?
7.
В каких случаях используется направленная токовая защита от однофазных замыканий?
2.9. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ПОДРАЗДЕЛУ 1.2.8.
Защиты с абсолютной селективностью – это защиты без выдержки времени. Дифференциальные токовые защиты подразделяют на продольные и поперечные. Продольную дифференциальную токовую защиту используют для
защиты одиночных линий малой протяженности (не более 15 км). Принцип
действия ее основан на непосредственном сравнении токов одноименных фаз
по концам защищаемой линии. Наибольшее распространение получила схема
с циркулирующими токами, в которой реле тока подключается параллельно
вторичным обмоткам трансформаторов тока, соединенных между собой при
помощи проводов, идущих вдоль трассы линии. При внешнем КЗ в реле появляется ток, называемый током небаланса (IНБ). Это ложный сигнал, от которого защита должна быть отстроена. Необходимо знать, какие причины
приводят к появлению IНБ как установившегося, так и переходного процессов; какие факторы влияют на величину IНБ , а также как повысить чувствительность защиты и ее отстроенность при внешних КЗ. Нужно знать особенности выполнения продольной дифференциальной защиты линий, достоинства и недостатки ее.
Поперечные дифференциальные защиты применяются на параллельных
или сдвоенных линиях, имеющих приблизительно одинаковые сопротивления. Принцип действия защиты основан на сравнении токов одноименных
фаз, протекающих по обеим линиям в месте установки защиты. Поперечная
дифференциальная защита не выявляет поврежденную линию. Введение в
схему защиты ОНМ устраняет указанный недостаток.
14
Надо знать, как выбирается ток срабатывания и проверяется чувствительность защиты, достоинства и недостатки ее, область применения.
Высокочастотные защиты используют на линиях 110 кВ и выше любой
протяженности. Это продольные защиты, в которых связь между концами
защищаемой линии обеспечивается не соединительными проводами, а токами высокой частоты, передаваемыми по проводам этой же линии. Надо
знать, как выполнен высокочастотный канал, по которому передаются токи
высокой частоты; надо уметь построить структурную схему высокочастотной
защиты, рассказать по схеме работу защиты при внутреннем и внешнем КЗ.
Материал по этому разделу можно найти в [1,2,7].
Вопросы для самопроверки.
1.В чем заключается принцип действия продольной дифференциальной защиты линий?
2. Что такое ток небаланса и какие факторы влияют на его величину?
3. Как можно повысить чувствительность при внутренних КЗ и отстроенность при внешних КЗ продольной дифференциальной защиты?
4. Каковы особенности выполнения продольной дифференциальной защиты?
5. В чем заключается принцип действия поперечной дифференциальной
направленной защиты параллельных линий?
6. Каковы причины появления «мертвой» зоны и зоны каскадного действия
поперечной дифференциальной направленной защиты?
7. Может ли дифференциальная защита сработать при качаниях?
8. Как ведет себя поперечная дифференциальная направленная защита при
отключении одной из линий?
9. Расскажите, как выбирается ток срабатывания и проверяется чувствительность поперечной дифференциальной направленной защиты параллельных
линий?
10. Перечислите достоинства и недостатки дифференциальных защит, область применения.
11. Назовите основные элементы высокочастотного канала.
12. Как организуется обмен высокочастотными сигналами в комплектах высокочастотной защиты линий?
13. Расскажите по одной из структурных схем принцип действия высокочастотной направленной защиты линий.
2.10. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ПОДРАЗДЕЛУ 1.3.
Необходимо знать основные виды повреждений в обмотках статора и ротора и их последствия для генератора, иметь представление о требованиях к
этим защитам и принципах действия их. Надо иметь представление и о ненормальных режимах работы генераторов, чтобы понять, как может быть
выполнена защита от этих режимов; при этом особое внимание следует обратить на защиту генератора от токов обратной последовательности.
Материал по этому разделу имеется в [1,2].
Вопросы для самопроверки.
15
1. От каких видов повреждений и ненормальных режимов работы защищают генераторы?
2. Чем опасна несимметрия токов в фазах генераторов?
3. Каковы преимущества использования защиты от несимметричных
сверхтоков, реагирующей на токи обратной последовательности, почему целесообразно применение органа с интегрально-зависимой характеристикой
для генераторов с непосредственным охлаждением обмоток?
4. Объясните, как влияет торможение токами плеч на чувствительность
продольной дифференциальной токовой защиты генератора?
5. Какие принципы выполнения защиты от замыканий на корпус в обмотке
статора используются в отечественной практике для генераторов, работающих непосредственно на сборные шины и для генераторов, работающих в
блоке с трансформаторами?
6. Какие резервные защиты предусматриваются для генераторов?
7. Поясните назначение защиты от потери возбуждения.
8. Какие существуют способы отстройки дифференциальной защиты генератора от переходного тока небаланса?
2.11. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ПОДРАЗДЕЛУ 1.4.
Надо уяснить, какие виды повреждений и ненормальных режимов вероятны у силовых трансформаторов и какие защиты надо установить в зависимости от мощности трансформатора. Следует обратить внимание на распределение токов в обмотках трансформатора и реле при КЗ на выводах трансформатора. Это важно для определения схемы защиты и ее чувствительности.
При изучении дифференциальной защиты трансформатора надо учесть особенности работы его как объекта релейной защиты, состоящие в различии по
величине и фазе токов сторон защищаемого трансформатора, в изменении
величины тока при автоматическом регулировании напряжения, в возможном появлении броска тока намагничивания (БТН). Следует усвоить различные способы отстройки от токов небаланса установившегося и переходного
процессов, а также от БТН дифференциальной защиты трансформаторов.
Надо знать на какие виды повреждений реагирует газовая защита, ее достоинства и недостатки.
Следует четко представлять, какие функции выполняет защита трансформатора от сверхтоков при внешних КЗ и какие типы защит при этом можно
использовать. Надо знать, как рассчитать уставки защиты любого типа и оценить величину коэффициента чувствительности. Следует иметь представление об основных тенденциях в развитии защит трансформаторов.
Материал по этому разделу имеется в [1,2].
Вопросы для самопроверки.
1. От каких видов повреждений и ненормальных режимов работы предусматриваются защиты трансформаторов?
2. В каких случаях можно применять для защиты трансформаторов от КЗ
токовые отсечки?
16
3. Каковы особенности дифференциальной защиты трансформатора по
сравнению с аналогичной защитой генератора?
4. Как предотвращается неправильное действие дифференциальной защиты при БТН?
5. Какие слагаемые токов небаланса влияют на величину расчетного тока
небаланса дифференциальной защиты и какими факторами они определяются?
6. На какие виды повреждений реагирует газовая защита?
7. В каких случаях целесообразно применять на трансформаторах МТЗ с
пуском по напряжению?
8. Как обеспечивается селективность действия резервной защиты от
междуфазных КЗ трехобмоточного трансформатора?
9. Каков принцип действия реле типов ДЗТ-11, РСТ-23?
2.12. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.5.
При изучении этой темы надо ознакомиться с видами повреждений и ненормальных режимов работы асинхронных и синхронных электродвигателей.
Необходимо усвоить принципы выполнения защит высоковольтных двигателей от междуфазных КЗ и замыканий на корпус и выбор их уставок; внимательно разобраться в явлениях, происходящих при пуске и самозапуске двигателей. Необходимо знать роль защиты минимального напряжения и защиты от перегрузки, их схемы и расчет уставок.
Следует иметь представление по каким причинам возможен выход из синхронизма синхронного двигателя и к каким последствиям это приводит; как
выполняются защиты синхронных двигателей от несинхронной работы
(асинхронный ход).
Материал по этому разделу имеется в [1,2,8].
Вопросы для самопроверки.
1. Как учитывается пусковой ток двигателя при выборе тока срабатывания защиты от междуфазных КЗ?
2. От каких видов повреждений и ненормальных режимов работы предусматриваются защиты асинхронных и синхронных двигателей?
3. Как различаются расчетные условия при выборе тока срабатывания
максимальной токовой защиты асинхронных и синхронных двигателей?
4. По какому принципу можно осуществить защиту синхронного двигателя от асинхронного хода?
5. Поясните назначение минимальной защиты напряжения двигателей.
Как предотвращается ложное срабатывание защиты при нарушениях
цепей трансформатора напряжения?
6. В каких случаях и как выполняется защита двигателей от перегрузки?
17
2.13. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.6.
Материал по этому разделу представлен в источниках [1,3. Следует твердо
усвоить требования, предъявляемые к устройствам АПВ. Принципы реализации этих требований необходимо рассмотреть на примере одной из схем
АПВ однократного действия для линий. Следует обратить внимание на
принцип запуска АПВ, принципы ускорения действия защиты при наличии
АПВ, а также на особенности АПВ на телемеханизированных подстанциях.
Надо иметь представление об особенностях трехфазных АПВ на линиях с
двухсторонним питанием, типах АПВ. Кроме того, следует иметь представление об особенностях АПВ шин и трансформаторов.
Вопросы для самопроверки.
1. В чем заключается целесообразность применения АПВ?
2. Какие требования предъявляются к устройствам АПВ на линиях с односторонним питанием?
3. Какие виды АПВ применяются на линиях с односторонним питанием?
4. Как достигается однократность действия АПВ?
5. Какие способы ускорения защит при наличии АПВ используются?
6. Каковы особенности АПВ на телемеханизированных подстанциях,
двухкратных АПВ?
7. Какие особенности АПВ шин, трансформаторов?
8. Какие типы АПВ применяются на линиях с двухсторонним питанием?
2.14. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.7.
При изучении этой темы следует обратить внимание на высокую эффективность раздельной работы элементов сети в сочетании с устройствами
АВР. Следует изучить основные требования, предъявляемые к устройствам
АВР и на конкретном примере показать их схемную реализацию. Надо знать,
как выбираются уставки АВР. Кроме того, следует разобраться с особенностями выполнения схем АВР при наличии на подстанции синхронных двигателей или синхронных компенсаторов. Необходимо помнить, что действие
АВР должно согласовываться с действием других устройств автоматики.
Материал данного раздела имеется в [1], но более полно и в доступной
форме изложен в [3].
Вопросы для самопроверки.
1. Какие требования предъявляются к устройствам АВР?
2. Как обеспечивается однократность действия устройства АВР?
3. Каково назначение органа минимального напряжения? Как он выполняется?
4. Как выбираются уставки АВР?
5. Как влияет длительность перерыва питания на самозапуск электродвигателей?
2.15. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.8.
18
Устройство АЧР работает при дефиците генерирующей мощности в энергосистеме для предотвращения аварийного понижения частоты. Необходимо
знать требования, предъявляемые к АЧР. Нужно знать, что такое лавина частоты, как ведут себя разные потребители при понижении частоты, в чем заключается «регулирующий эффект нагрузки». Кроме того, необходимо освоить принципы организации АЧР и расчета уставок категорий АЧР I и АЧРII.
Надо иметь представление о назначении ЧАПВ.
Материал по этому разделу имеется в [1,3].
Вопросы для самопроверки.
1. Каково назначение АЧР?
2. Какие требования предъявляются к устройству АЧР?
3. Что такое «лавина частоты»?
4. Что такое «регулирующий эффект нагрузки»?
5. Каковы принципы организации АЧР?
6. Каково назначение ЧАПВ?
3. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ
КОНТРОЛЬНЫХ РАБОТ
3.1. ЗАДАНИЯ К КОНТРОЛЬНЫМ РАБОТАМ
В соответствии с учебным планом студенты заочной формы обучения выполняют одну контрольную работу (КР). В задании предлагается две КР, связанные с расчетом защит понижающего трехобмоточного трансформатора
(автотрансформатора). Основные исходные данные для выполнения расчетов
берутся из курсовой работы, выполненной ранее в курсе «Производство электроэнергии».
Согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ) [9] для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от
следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
1) коротких замыканий (КЗ) в обмотках и на выводах;
2) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;
3) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;
4) витковых замыканий в обмотках;
5) понижения уровня масла;
6) однофазных замыканий на землю в сетях 3 ÷ 10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение
однофазных замыканий на землю необходимо по требованию безопасности.
При выполнении КР №1 расчету подлежит защита от КЗ в обмотках и на
выводах трансформатора, в качестве которой рекомендуется дифференциальная токовая защита с реле типа РСТ-23, а также краткое описание защит 4
÷ 6.
19
При выполнении КР №2 расчету подлежат защиты 2 ÷ 3, и также дается
краткое описание защит 4 ÷ 6. В качестве защиты от токов, обусловленных
внешними КЗ, рекомендуется МТЗ с комбинированным пуском напряжения.
Номер выполняемой КР определяется последней цифрой шифра зачетной
книжки студента: для нечетной цифры выполняется КР №1, для четной цифры – КР №2.
Для обеих КР необходимо выполнить следующий объем работы:
1) рассчитать токи КЗ с учетом изменения сопротивления трансформатора
при переключении отпаек регулятора напряжения под нагрузкой и остаточные напряжения в месте установки защиты в объеме, необходимом для расчета параметров срабатывания и проверки коэффициентов чувствительности;
2) произвести расчет параметров срабатывания релейной защиты и определить значения коэффициентов чувствительности;
3) разработать разнесенные схемы цепей тока, напряжения и оперативных
цепей.
При выполнении КР №2 рассчитывается МТЗ с комбинированным пуском
напряжения для всех сторон трехобмоточного трансформатора, а для вариантов с автотрансформаторами – только для стороны низшего напряжения.
Ниже приведены необходимые для расчета рекомендации, справочные материалы и дополнительные исходные данные для выполнения КР №2.
3.2. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ ТОКОВ КЗ
Расчеты токов КЗ выполняются в объеме, необходимом для выбора параметров срабатывания и оценки чувствительности защит. При выполнении
контрольных работ в учебных целях можно придерживаться следующих рекомендаций:
1. При вычислении токов КЗ сопротивления элементов схемы замещения
можно выражать как в именованных, так и в относительных базисных единицах. Удобно все расчеты вести при напряжении, равном напряжению защищаемого элемента. Значения токов допустимо определять для начального
момента КЗ.
2. Удельное индуктивное сопротивление кабельных линий можно принять
равным 0,08 Ом/км, воздушных (алюминиевые и сталеалюминиевые провода)
– 0,4 Ом/км.
3. При расчете токов КЗ на стороне 10 кВ и ниже необходимо учитывать
активные сопротивления кабельных линий.
Современные трансформаторы 35 кВ и выше имеют встроенное регулирование напряжения под нагрузкой (РПН). Поэтому при расчете токов КЗ за такими трансформаторами, необходимо учитывать изменение сопротивления
трансформатора при переключении отпаек регулятора.
Сопротивление трансформатора (в Омах) рассчитывается для двух крайних
реально возможных положений регулятора по выражениям:
20


2
U к. мин U ср.ВН  1   U *РПН 
U к. мин U мин
. ВН
X Т . мин 


100 S ном. Т
100  S ном. Т

2
,

2
U к. макс U ср.ВН  1   U *РПН 
U к. макс U макс
. ВН
X Т . макс 


100
S ном. Т
100  S ном. Т
(1)
2
,
(2)
где Uмин.ВН – напряжение на стороне высокого напряжения, соответствующее
минимальному значению напряжения регулируемой обмотки;
Uмакс.ВН – то же, но соответствующее максимально допустимому рабочему
напряжению сети;
Sном.Т – номинальная мощность трансформатора, МВА;
Uк.мин , Uк.макс – напряжение КЗ в процентах для крайних положений регулятора РПН;
ΔU*РПН – половина суммарного диапазона регулирования напряжения на стороне ВН трансформатора (автотрансформатора) в относительных единицах.
Если напряжение UмаксВН по формуле (2) оказывается больше максимально
допустимого UдопВН для данной сети (см.табл.1), то следует брать UмаксВН =
UдопВН .
Таблица 1
Напряжение, кВ
Uном ВН
Uдоп ВН
35
40,5
110
126,0
150
172,0
220
252,0
В выражениях (1) и (2) сопротивления трансформатора ХТ.мин , ХТ.макс приведены к стороне высшего напряжения трансформатора. Эти же сопротивления (в Омах), приведенные к стороне низшего напряжения (НН) трансформатора, можно определить по формулам
2
U к . макс U НН
X Т . макс 

,
100 S ном. Т
2
U к. мин U НН
X Т . мин 

,
100 Sном. Т
(3)
(4)
где UНН – номинальное напряжение стороны НН.
Расчеты токов КЗ производятся при приведении сопротивлений схемы замещения к одному напряжению.
21
Расчеты выполняются без учета сопротивлений нагрузки и переходных
сопротивлений в месте КЗ.
Вычисление максимально возможного тока трехфазного КЗ I(3)к.макс следует выполнять при наименьшем сопротивлении питающей системы в максимальном режиме при Хс.мин , отнесенном к среднему напряжению сети Uср ,
и сопротивлении ХТ мин .
Так, при трехфазном КЗ за трансформатором ток КЗ, приведенный к стороне ВН, можно определить по выражению
U ном
,
3  Х с. мин  Х Т . мин 
)
I к(3. макс
. ВН 
(5)
где Uном – номинальное междуфазное напряжение сети ВН.
Приведение этого тока к нерегулируемой стороне НН следует производить по выражению
I

( 3)
к . макс. НН
)
I к(3. макс
. ВН  U ср . ВН  1   U * РПН 
U НН
.
(6)
Вычисление минимального тока трехфазного КЗ I(3)к.минВН определяется по
выражению
)
I к(3. мин
. ВН 
U макс. ВН
3  Х с. макс  Х Т . макс 
.
(7)
При этом ток КЗ стороны НН может быть определен следующим образом
I
( 3)
к . мин. НН

)
I к(3. мин
. ВН  U макс . ВН
U НН
.
(8)
Ток при двухфазном КЗ можно вычислить по формуле
I к( 2) 
3 ( 3)
 Iк .
2
(9)
Результаты расчета токов КЗ следует свести в таблицу с указанием расчетной
точки.
Для расчета параметров срабатывания токовых защит, определения токов
небаланса дифференциальных защит должны быть рассчитаны максимальные токи КЗ, а для оценки чувствительности – минимальные.
3.3. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ ОТ КЗ В ОБМОТКАХ И НА ЕГО ВЫВОДАХ
Для защиты трансформаторов мощностью 6,3 МВА и выше от КЗ в обмотках и на выводах устанавливается продольная дифференциальная токовая
22
защита без выдержки времени. Дифференциальная защита также устанавливается на трансформаторах мощностью 4 МВА при параллельной работе последних с целью селективного отключения поврежденного трансформатора.
На трансформаторах мощностью менее 4 МВА используется токовая отсечка
без выдержки времени. Однако, если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку
времени более 0,5 с, то и на этих трансформаторах (при Sном ≥ 1 МВА) устанавливают дифференциальную защиту [9].
Для защиты силовых трансформаторов с регулированием напряжения под
нагрузкой (РПН), как правило, применяются реле с торможением типов ДЗТ11, ДЗТ-21 или РСТ-23.
На двухобмоточных трансформаторах малой и средней мощности обычно
применяют реле типа ДЗТ-11, имеющего одну тормозную обмотку. На двухобмоточных трансформаторах большей мощности (Sном ≥ 40 МВА) и на всех
трехобмоточных трансформаторах следует использовать полупроводниковое
реле типа ДЗТ-21 или РСТ-23, в которых предусмотрено «процентное» торможение от арифметической суммы фазных токов двух групп трансформаторов тока. Методика расчета дифференциальных защит с использованием реле ДЗТ-11, ДЗТ-21, схемы токовых и оперативных цепей приведены в руководящих указаниях по релейной защите понижающих трансформаторов и автотрансформаторов [10, 11].
Описание рекомендуемого для выполнения КР №1 дифференциального
реле тока серии РСТ-23 приведено в [12].
Расчет дифференциальной защиты, выполненной с реле типа РСТ-23,
производится в следующем порядке:
1. Определяются первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности (Sном):
I ном j 
S ном
3 U ном j ,
(10)
где Uномj – номинальное напряжение соответствующей стороны защищаемого трансформатора в соответствии с его паспортными данными.
2. Выбираются типы трансформаторов тока (ТТ) для всех сторон, их коэффициенты трансформации и схемы соединения. Коэффициенты трансформации КI ТТ выбираются с учетом перегрузочной способности защищаемого
трансформатора, требований релейной защиты и схемы соединения ТТ. Номинальный вторичный ток ТТ следует принимать равным 5 А.
3. Определяются номинальные вторичные токи в плечах защиты
I ном.в j 
( 3)
I ном j KСХ
КI j
23
,
(11)
где Iном.j, К(3)сх и КIj – соответственно номинальный ток, коэффициент схемы
симметричного режима и коэффициент трансформации ТТ j-й стороны защищаемого трансформатора.
Сторона трансформатора с наибольшим вторичным током в плече защиты
называется основной. Расчеты упрощаются, если основная сторона является
стороной основного питания.
4. Выбираются стороны, к ТТ которых целесообразно присоединить тормозные обмотки: на двухобмоточных трансформаторах - к ТТ, установленным на стороне низшего напряжения. На трехобмоточных трансформаторах
– к ТТ, установленным на сторонах среднего и низшего напряжений.
5. Определяется первичный ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания (БТН) при включении ненагруженного трансформатора под напряжение и токов небаланса переходного процесса.
IСзmin ≥ К Iном ,
(12)
где К – коэффициент, используемый при отстройке от БТН, принимается
равным 0,5; Iном – номинальный ток трансформатора основной стороны.
6. Определяется ориентировочное значение первичного тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса при сквозном токе
Iрасч.max , равном току начала торможения (IТ.нач):
IСзmin ≥ Кн Iнб.расч. ,
(13)
где Кн – коэффициент надежности, учитывающий погрешности реле, ошибки
расчета и необходимый запас, принимается равным 1,5.
Расчетный ток небаланса Iнб.расч. может быть определен как сумма трех составляющих:
Iнб.расч. = |I/нб.расч| + |I//нб.расч.| + |I///нб.расч.|,
(14)
где I/нб.расч. – составляющая, обусловленная погрешностью ТТ;
I//нб.расч. – составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора;
I///нб.расч. – составляющая, обусловленная неточностью установки расчетных
чисел витков на трансреакторе реле для неосновных сторон.
Первая составляющая небаланса определяется по выражению:
I/нб.расч. = ε Кодн Кпер Iрасч.max,
(15)
где ε – полная погрешность ТТ в относительных единицах, принимается
равной 0,03;
Кпер – коэффициент, учитывающий переходный режим, принимается в этом
режиме равным 1;
Кодн – коэффициент однотипности ТТ, принимаемый для защиты трансформаторов равным 1.
Вторая составляющая небаланса рассчитывается по формуле:
24
I//нб.расч = (ΔU*α Ктокα +ΔU*β Ктокβ) Iрасч.max ,
(16)
где ΔU*α и ΔU*β – относительные погрешности, обусловленные регулированием коэффициента трансформации защищаемого трансформатора на сторонах α и β соответственно и принимаемые равными половине используемого
диапазона регулирования на соответствующей стороне;
Ктокα и Ктокβ – коэффициенты токораспределения, равные отношению слагающих расчетного тока, проходящих на сторонах α и β соответственно к
полному расчетному току Iрасч.max в рассматриваемом режиме внешнего КЗ.
Третья составляющая небаланса:
 WIррас  WI

WIIрIра  WII ,
III

I нб
К ток1 
К токII  I расч max
. расч  

,
WIIрIра
 WIррас

(17)
где WIрасч и WIiрасч – расчетные числа витков первичных обмоток трансреактора реле для неосновных сторон, определяемые по условию баланса МДС в
сквозном расчетном режиме;
WI и WII - принятые(целые) числа витков первичных обмоток трансреактора
для соответствующих неосновных сторон;
КтокI и КтокII -–коэффициенты токораспределения, равные отношению слагающих расчетного тока, проходящих на сторонах, где используются соответственно числа витков WI и WII к току Iрасч.max. Использование знака «+» или «» в выражении (17) определяется направлением составляющих расчетного
тока: при одинаковом направлении (например, к защищаемому трансформатору) используется знаком «+», при противоположном – знаком «-» .
Выражения (16) и (17) составлены применительно к трехобмоточному
трансформатору. Для двухобмоточного трансформатора в правой части этих
выражений исключаются вторые члены. Предварительно, пока числа витков
WI и WII еще не определены, ток Iнбрасч определяется без учета IIIIнб.расч. Затем
Iнб уточняется с учетом IIIIнб.пасч.
Ток Iрасч.max можно определить по выражению
I расч. max  IТ .нач 
IТ .нач.в К I
K сх(3)
,
(18)
где КI и К(3)сх – соответственно коэффициент трансформации ТТ и коэффициент схемы основной стороны; IТ.нач.в – ток начала торможения вторичный,
при котором происходит переход тормозной характеристики с горизонтального участка на наклонный (см. рис.1), принимаемый равным 4А [12].
Принимается большее из двух значений тока Iсзmin, рассчитанных по (12) и
(13).
7. Определяется число витков рабочей обмотки трансреактора (ТАV), соответствующее минимальному току срабатывания Iсзmin для основной стороны
25
Wраб.осн. расч. 
Fср
I ср. min
,
(19)
где Iср.min – ток срабатывания реле; Fср – выбранная МДС срабатывания реле.
Ток срабатывания реле определяется приведением тока Iсзmin ко вторичным цепям ТТ основной стороны
I ср . min 
( 3)
I СЗ min K СХ
КI
(20)
Рабочая МДС срабатывания не является постоянной величиной. Она регулируется дискретно ступенями 10А в диапазоне от 30 до 240 А.
Принимается ближайшее меньшее по отношению к полученному (19) целое число витков Wраб.осн. из тех значений, которые могут быть установлены
на ТАV реле в соответствии с имеющимися выводами. Рабочая обмотка ТАV
Wраб всего имеет 30 витков с отводами от 12, 16, 20 и 25 витков
Iср
А
Icp.max
Icp.min
Iтв
Iт.нач.в
А
Iтг
Рис.1. Тормозные характеристики реле.
(см.рис.2). Fср нужно выбирать такой величиной, чтобы число витков рабочей обмотки Wраб.осн.расч., рассчитанное по (19), было близко числу витков одного из отводов.
8. Определяются числа витков первичных обмоток ТАV реле для других
(неосновных) сторон защищаемого трансформатора по условию равенства
нулю результирующей МДС обмоток ТАV реле при нагрузочном режиме и
внешних КЗ (при неучете небаланса). Последнее обеспечивается при равен26
стве МДС всех сторон в условиях прохождения по ним одной и той же мощности защищаемого трансформатора
Iосн.в Wраб.осн = IIв WIрасч = IIiв WIiрасч ,
(21)
где Iосн.в, IIв и IIiв – вторичные токи в плечах защиты для основной и неосновных сторон, соответствующие номинальной мощности трансформатора;
Wраб.осн – принятое число витков рабочей обмотки ТАV для основной стороны. Из (21) находим
WI pacч  W раб.осн
WII pacч  W раб.осн
I осн.в
IIВ
(22)
I осн.В
I II В
(23)
В случаях, когда числа витков WIрасч или WIIрасч получаются дробными,
принимаются ближайшие целые числа витков WI и WII. При этом надо иметь
ввиду, что уравнительные обмотки ТАV реле WУ1 и WУ2, которые в общем
случае используются при наборе WI и WII , имеют всего по 3 витка с отводами от 1 витка (см.рис.2).
9. С учетом составляющей тока небаланса IIIIнб окончательно определяется первичный ток срабатывания защиты по выражению (13) и при необходимости уточняется выбранная МДС срабатывания при неизменном числе витков Wраб.осн .
10. Определяются первичные максимальные токи КЗ, проходящие через
защищаемый трансформатор при внешних трехфазных КЗ на его сторонах, и
минимальные токи при КЗ в зоне действия защиты с учетом рекомендаций
п.п. 3.2.
В таблицах П1 ÷ П6 (см. «Приложение») приведены напряжения КЗ Ukmin
и Ukmax в процентах для крайних положений регулятора РПН, а также полный диапазон регулирования напряжения на стороне ВН трансформатора в
процентах ±UРПН.
11. Определяется коэффициент торможения КТ, который необходим для
отстройки защиты от расчетного тока небаланса Iнб.расч. в режиме внешнего
КЗ.
Расчет тока Iнб.расч производится по (14 ÷ 17) при сквозном токе Iрасч.max,
равном максимальному току при внешнем КЗ между тремя фазами, ε =0,1 и
Кпер = 2.
Коэффициент торможения КТ тормозной характеристики реле задается путем дискретного переключения коэффициента передачи тормозной цепи и
имеет три значения: 0,6; 0,9; 1,2 при основном (расчетном) числе витков
тормозной обмотки WТ, равном 4. Однако путем изменения числа витков WТ
27
обеспечена возможность расширения пределов регулирования коэффициента
торможения от 0,3 до 2,4 (см.табл.2).
Таблица 2
Число витков WТ
КТ
2
0,3
0,45
0,6
4
0,6
0,9
1,2
8
1,2
1,8
2,4
На рис.5. приведена электрическая принципиальная схема цепи торможения.
Коэффициент торможения КТ можно определить с достаточной для практики точностью по выражению (24), в котором все первичные токи приведены к основной стороне.
6
(общий вывод)
1
2
8
W1(Wp) 3
4
K1
12
VD1
4
4
5
5
W2
C
VD2
H2
W2(Wу1)5
K2
К реагирующему
органу
R1
R2
2
1
2
KL
H3
W3(Wу2) 6
K3
к Wт1
4
2
14
1
220 B
16
к Wт2
Рис.2. Схема электрическая принципиальная ТАV с отводами.
KТ 
К отс I нб. расч  I СЗ min
K I I ТpacчI  К 2 I ТрасчII  I Тнач
28
I ном в.осн
I ном.в
,
(24)
где Kотс – коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,5;
Iнб.расч. – первичный расчетный ток небаланса при КЗ на расчетной стороне
трансформатора;
IСЗmin – ток срабатывания защиты при отсутствии торможения;
IТ.расч1 и IТ.расч II – первичные токи соответственно стороны 1 и 2, к ТТ которых
подключены тормозные обмотки;
К1 и К2 – коэффициенты, величина каждого из которых равна отношению
расчетного числа витков тормозной обмотки, равного 4, к принятому для соответствующей стороны 1 или 2;
Iном.в.осн – номинальный ток в плече защиты основной стороны;
Iном.в – номинальный ток в плече защиты стороны, где произошло КЗ.
к Wу1
H1
1
Wт1
2
K1
10
2
2
VS1
W2
4
R
К реагирующему
органу
к Wу2
H1
1
Wт2
12
2
K1
2
2
W2
VS2
4
Рис.3. Схема электрическая принципиальная цепи торможения.
12. Определяется коэффициент чувствительности защиты
)
( m)
I K( mmin
KCX
KЧ 
( 3) ,
I СЗ min KСХ
(25)
где I(m)kmin - минимальное значение периодической составляющей тока КЗ
рассматриваемого вида (m) в защищаемой зоне, приведенного к стороне основного питания; IСЗmin – минимальный ток срабатывания защиты при отсут29
ствии торможения, приведенный к стороне основного питания; К (m)СХ – коэффициент схемы, который определяется видом повреждения (m), схемой
соединения ТТ защиты на стороне основного питания и схемой соединения
обмоток защищаемого трансформатора; К(3)СХ – коэффициент схемы в симметричном режиме для ТТ стороны основного питания.
3.4. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ ЗАЩИТЫ
ТРАНСФОРМАТОРОВ ОТ ТОКОВ, ОБУСЛОВЛЕННЫХ ВНЕШНИМИ КЗ
3.4.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
На трансформаторах мощностью менее 1 МВА в качестве защиты от токов, обусловленных внешними КЗ, должна быть предусмотрена действующая на отключение максимальная токовая защита, а на трансформаторах
мощностью 1МВА и более – МТЗ с комбинированным пуском напряжения
или без него [9].
Защиту следует устанавливать:
1) на двухобмоточных трансформаторах со стороны основного питания;
2) на трехобмоточных трансформаторах – со всех сторон трансформатора;
3) на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции – со стороны питания и со стороны каждой секции.
Так как во всех заданиях мощность трансформаторов превышает 1 МВА,
рекомендуем устанавливать на них МТЗ с комбинированным пуском напряжения.
3.4.2. МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА С
КОМБИНИРОВАННЫМ ПУСКОМ НАПРЯЖЕНИЯ
Защиту можно выполнить как на электромагнитных реле, так и с использованием реле на интегральных микросхемах.
В первом случае обычно используется следующий набор реле: реле тока
типа РТ-40, минимальное реле напряжения типа РН-54 и фильтр-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М. Во втором случае – реле
тока серий РСТ11 или РСТ13, реле минимального напряжения серий РСН16
или РСН17 и реле максимального напряжения обратной последовательности
серии РСН13.
Первичный ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки
от номинального тока Iном трансформатора на стороне, где установлена защита, по выражению
I СЗ 
К отс I ном
Кв
,
(26)
где Котс – коэффициент отстройки, учитывающий ошибку реле и необходимый запас, может быть принят равным 1,2 (РТ-40) или 1,15 (РСТ);
30
Кв – коэффициент возврата реле, может быть принят равным 0,8 (РТ-40) или
0,9 (РСТ).
При установке защиты на стороне, где предусмотрено регулирование
напряжения (обычно сторона ВН) следует увеличить Котс на 5%, учитывая
возможность увеличения номинального тока.
В тех случаях, когда максимальный рабочий ток Iраб.max стороны трансформатора, на которой устанавливается рассматриваемая защита, меньше номинального Iном, в (26) следует подставлять Iраб.max [10].
Кроме того, в условиях эксплуатации рекомендуется производить согласование по чувствительности рассматриваемой защиты с последними,
наиболее чувствительными ступенями защит от междуфазных КЗ предыдущих (смежных) элементов или с МТЗ с комбинированным пуском напряжения, установленными на сторонах более низкого напряжения защищаемого
трансформатора по выражению
IСЗ = Котс Кток Iсз.пред ,
(27)
где Iсз.пред – ток срабатывания МТЗ предыдущего элемента, с которой производится согласование;
Котс – коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,1;
Кток – коэффициент токораспределения, равный отношению тока в месте
установки рассматриваемой защиты к току в смежном элементе, с защитой
которого производится согласование. На стадии проектирования условием
(27) можно пренебречь.
Первичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения,
включенного на междуфазное напряжение, определяется по двум условиям
исходя из:
1) обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ по выражению
U СЗ 
U min
K отс К в
;
(28)
2) отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или
АВР заторможенных двигателей нагрузки
U СЗ 
U зап
,
К отс
(29)
где Umin – междуфазное напряжение в месте установки трансформатора
напряжения (ТН) защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ; Umin определяется расчетом по известному току самозапуска, в ориентировочных расчетах может быть принято равным 0,85 Uном;
Uзап – междуфазное напряжение в месте установки ТН защиты в условиях
самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ
31
или АВР; определяется расчетом, в ориентировочных расчетах может быть
принято равным примерно 0,7 Uном;
Котс – коэффициент отстройки, может быть принят равным 1,2 для реле типа
РН-54 и 1,15 для реле серии РСН;
Кв – коэффициент возврата реле, может быть принят 1.2 для реле типа РН-54
и 1,1 для реле серии РСН.
Напряжение срабатывания фильтра-реле обратной последовательности
(типа РНФ-1М) и реле максимального напряжения обратной последовательности (серии РСН13) определяется исходя из минимальной уставки устройства (6 В междуфазных)
U2СЗ = 0,06 UНОМ
(30)
Коэффициент чувствительности защиты по току КЧI определяется по (25).
Коэффициент чувствительности для реле минимального напряжения определяется по выражению
KЧU 
U СЗ К В
U З max
,
(31)
где UЗmax – первичное значение междуфазного напряжения в месте установки
ТН защиты при металлическом КЗ между фазами в расчетной точке в режиме, обусловливающем наибольшее значение этого напряжения.
Коэффициент чувствительности для фильтра-реле обратной последовательности определяется по выражению
KЧ 2U 
U 2 З min
U 2СЗ
,
(32)
где U2 Зmin – первичное значение междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки ТН защиты при металлическом КЗ между
двумя фазами в расчетной точке в режиме, обусловливающем наименьшее
значение этого напряжения.
Требования к величине коэффициента чувствительности одинаковы как
для реле тока, так и для реле напряжения:
- при выполнении защитой функций резервирования основной защиты –
примерно 1,5 (при КЗ на шинах);
- при выполнении защитой функций резервирования защит предыдущих
(смежных) элементов – примерно 1,2 (при КЗ в конце зоны резервирования).
Выдержка времени защиты выбирается по условию согласования с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от междуфазных КЗ
предыдущих элементов.
3.5. ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ ОТ ПЕРЕГРУЗКИ
32
Первичный ток срабатывания защиты (действует на сигнал) определяется
по (26), в котором коэффициент отстройки Котс принимается равным 1,05.
Время срабатывания защиты принимается
tС.З . = 5 ÷ 6 с.
ЛИТЕРАТУРА
1.
1. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита энергетических
систем. - М.: Энергоатомиздат, 1998. - 799 с.
2.
Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения.- М.: Высшая школа, 1991. – 496 с.
3.
Федосеев А.М., Федосеев М.А. Релейная защита электроэнергетических систем. – М.: Энергоатомиздат, 1992. – 528 с.
4.
Беркович М.А., Гладышев В.А., Семенов В.А. Автоматика энергосистем. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 240 с.
5.
Багинский Л.В. Релейная защита электрических сетей от междуфазных коротких замыканий. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2003. – 107 с.
6.
Шабад М.А. Выбор характеристик и уставок цифровых токовых защит серии SPACOM. Библиотека электротехника. – М.: НТФ «Энергопрогресс», Энергетик, 1999. – 48 с.
7.
Багинский Л.В. Релейная защита сетей с эффективно заземленной
нейтралью от коротких замыканий на землю. – Новосибирск: Изд-во НГТУ,
2004. – 56 с.
8.
Багинский Л.В. Быстродействующие защиты линий высокого и
сверхвысокого напряжений. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2004. – 60 с.
9.
Александров А.М. Выбор уставок срабатывания защит асинхронных
электродвигателей напряжением выше 1 кВ. Методические указания с примерами. – Санкт-Петербург: Изд-во ПЭИпк, 2001. – 56 с.
10. Правила устройства электроустановок./Под ред. С.Г.Королева.-6-е
изд.-М.: Энергоатомиздат, 1985.-640с.
10. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ.
Расчеты.- М.: Энергоатомиздат, 1985 – 96 с.
33
11. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13А. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ.
Схемы.- М.: Энергоатомиздат, 1985 – 112 с.
12. Реле тока дифференциальные серии РСТ23. Техническое описание и
инструкция по эксплуатации. ИГФР. 647531.001-01 ТО1, ТО2, 1996.-51 с.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Расчетные значения напряжения короткого замыкания на крайних ответвлениях регулируемой обмотки трансформаторов (автотрансформаторов),
приведенные к номинальной мощности трансформатора и номинальным
напряжениям ответвлений.
Таблица П1.1
Двухобмоточные трансформаторы РПН 110 кВ.
UРПН =  16% (ГОСТ 12965-85)
Номинальная
мощность,
МВА
6,3
10,0
16,0
25,0
40
63,0
80,0
125
Ступень регулирования, %
-16
+16
-16
+16
-16
+16
-16
+16
-16
+16
-16
+16
-16
+16
-16
+16
34
Напряжение короткого замыкания, %
ВН - НН
ВН – НН1(НН2)
10,58
11,72
10,49
11,73
10,09
11,05
10,44
11,34
10,35
11,02
10,05
10,66
10,44
10,91
10,50
11,90
19,40
20,40
18,84
20,12
19,02
20,30
18,40
19,64
10,00
21,18
Таблица П1.2
Двухобмоточные трансформаторы РПН 150 кВ.
UРПН =  12% (ГОСТ 12965-85)
Номинальная
мощность,
МВА
6,3
Ступень регулирования, %
Напряжение короткого замыкания, %
-12
+12
-12
+12
-12
+12
-12
+12
16,0
32,0
63,0
ВН - НН
ВН – НН1(НН2)
Нет данных
20,11
21,20
20,08
21,19
10,05
10,65
10,1 4
10,85
10,00
10,66
Таблица П1.3
Двухобмоточные трансформаторы РПН 220 кВ.
UРПН =  12% (ГОСТ 17544-85)
Номинальная
мощность,
МВА
32
Ступень регулирования, %
Напряжение короткого замыкания, %
-12
+12
-12
+12
-12
+12
-12
+12
-12
+12
40
63
100
160
ВН - НН
ВН – НН1(НН2)
11,0
12,0
11,8
12,3
11,0
12,0
11,0
12,0
11,5
13,0
19,0
21,0
19,0
21,0
19,0
21,0
19,0
21,0
21,6
21,0
Таблица П1.4
Трехбмоточные трансформаторы РПН 110 кВ.
UРПН =  16%; UПБВ =  5% (ГОСТ 12965-85)
Номинальная
мощность,
МВА
6,3
10,0
16,0
25,0
Ступень регулирования, %
-16
+16
-16
+16
-16
+16
-16
+16
Напряжение короткого замыкания, %
ВН - СН
ВН – НН
СН – НН
9,94
11,07
10,75
11,77
10,11
11,28
9,95
10,78
17,08
18,28
17,68
19,04
17,14
18,57
17,49
18,30
6,0
35
6,0
6,0
6,5
40,0
-16
+16
-16
+16
-16
+16
63,0
80,0
9,95
11,05
9,83
10,57
10,46
11,36
18,22
18,85
18,49
18,91
18,96
19,76
6,5
7,0
7,0
Таблица П1.5
Трехбмоточные трансформаторы РПН 150 кВ.
UРПН =  12%; UПБВ =  5% (ГОСТ 12965-85)
Номинальная
мощность,
МВА
16,0
25
40
63
Ступень регулирования, %
-12
+12
-12
+12
-12
+12
-12
+12
Напряжение короткого замыкания, %
ВН - СН
ВН – НН
СН – НН
10,381
11,41
10,40
11,42
10,25
11,12
10,13
10,99
17,23
18,27
17,42
18,5
17,77
18,57
17,30
18,30
6,0
6,0
6,0
6,0
Таблица П1.6
Трехбмоточные трансформаторы РПН 220 кВ.
UРПН =  12%; UПБВ =  5% (ГОСТ 17544-85)
Номинальная
мощность,
МВА
25
40
63
Ступень регулирования, %
-12
+12
-12
+12
-12
+12
Напряжение короткого замыкания, %
ВН - СН
12,5
13,5
16,9
10,1
ВН – НН
19,5
20,5
27,3
19,3
Нет данных
СН – НН
6,5
9,5
Таблица П1.7
36
Автотрансформаторы. Класс напряжения 220/110 кВ.
UРПН =  12% со стороны СН
Номинальная
мощность,
МВА
63
125
200
250
Ступень регулирования, %
-12
+12
-12
+12
-12
+12
-12
+12
Напряжение короткого замыкания, %
ВН - СН
СН – НН
ВН – НН
21
7
21
7,0
20,0
6,8
21,0
7,0
24,5
25,0
30,0
31,0
22,0
21,0
22,0
23,0
34,0
45,0
33,0
33,0
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Пример выполнения принципиальной схемы релейной защиты понижающего
трехобмоточного трансформатора 110-220/35/6-10 кВ с питанием со стороны
высшего напряжения.
Дифференциальная токовая защита трансформатора выполнена в виде одного комплекта (KAW1 – KAW3) с использованием реле с торможением типа
РСТ-23, тормозные обмотки которого включены на ток со стороны среднего
и низшего напряжений. При замене выключателя Q1 обходным выключателем дифференциальная защита переключается с трансформаторов тока ТА1
на трансформаторы тока в цепи обходного выключателя с помощью испытательных блоков (на схеме не показаны).
Защита от внешних многофазных КЗ выполнена в виде трех комплектов
МТЗ с комбинированным пуском напряжения. МТЗ, установленная на стороне высшего напряжения, содержит три реле тока, питающихся от трансформаторов тока ТА2 и соединенных в звезду. Такое выполнение принято в
целях повышения чувствительности к КЗ между двумя фазами на стороне
низшего напряжения. Защита предназначена для резервирования отключений
КЗ на шинах среднего и низшего напряжения, а также для резервирования
основных защит трансформатора.
МТЗ со стороны низшего напряжения (КА6 – КА7) питается от трансформаторов тока ТА6 и предназначена для отключения КЗ на шинах низшего
напряжения, а также для резервирования отключений КЗ на элементах, присоединенных к этим шинам. Пусковой орган напряжения защиты питается от
трансформатора напряжения секции шин низшего напряжения (TV2). Защита
расположена в шкафу КРУ выключателя ввода низшего напряжения и с первой выдержкой времени действует на отключение выключателя ввода низкого напряжения (проскальзывающий контакт реле КТ3.2), а со второй (КТ3.3)
– на выходные промежуточные реле KL1 – KL3. Последнее необходимо для
ликвидации КЗ между выключателем ввода Q3 и трансформатором тока ТА6,
37
а также для отключения КЗ на секции низшего напряжения при отказе выключателя Q3. При отключении выключателя ввода от МТЗ производится
пуск его устройства АПВ.
Максимальная токовая защита, установленная со стороны среднего напряжения, в целях увеличения защищаемой зоны питается от трансформаторов
тока (ТА5), встроенных во втулки 35 кВ трансформатора. Пусковой орган
защиты питается от трансформатора напряжения шин 35 кВ TV1. С первой
выдержкой времени (КТ4.2) защита действует на разделение секций шин 35
кВ, со второй (через проскальзывающий контакт КТ2.2) – на отключение выключателя Q2 и с третьей (КТ2.3) – на выходные промежуточные реле KL1 –
KL3.
Комбинированные пусковые органы напряжения защит, установленных на
стороне низшего (KVZ2, KV2, KL6) и среднего (KVZ1, KV1, KL5) напряжений, используются также в качестве пусковых органов МТЗ (КА1 – КА3),
установленной на стороне высшего напряжения. Последняя действует на выходные промежуточные реле защиты трансформатора KL1 – KL3 с выдержкой времени (КТ1), равной наибольшей из последних выдержек времени защит, установленных на сторонах низшего и среднего напряжений.
При отключении выключателя Q3 контакт пускового органа защиты KL6.2
стороны низшего напряжения шунтируется размыкающим контактом реле
положения «включено» выключателя KQC3.3, что необходимо для ликвидации повреждения между выключателем и трансформатором тока. Кроме того, контактом KQC3.2 осуществляется выведение цепи пуска МТЗ, установленной с высокой стороны трансформатора, от пускового органа напряжения
низкой стороны при отключении Q3.
Аналогично производится шунтирование пускового органа МТЗ со стороны среднего напряжения и выведение цепи пуска защиты КА1 – КА3 от органа напряжения контактами реле положения «включено» соответственно
KQC2.3 и KQC2.2 при отключении выключателя Q2.
Кроме того, предусмотрено действие защиты КА1 – КА3 без пускового органа напряжения, шунтируемого цепью из размыкающих контактов KQC2.1,
KQC3.1, в режиме опробования трансформатора напряжением, подаваемым
при включении выключателя Q1.
В схеме предусмотрено автоматическое ускорение МТЗ с пуском напряжения, установленных со стороны среднего и низшего напряжений, при
включении выключателей Q2 или Q3 соответственно. Пуск ускорения осуществляется контактами реле положения «отключено» KQT2 и KQT3. Ускорение выполнено с выдержкой времени (реле времени КТ4.1 и КТ5.1), необходимой для предотвращения ложного действия защит из-за броска пусковых токов электродвигателей.
В схеме также предусматривается запрещение АПВ выключателя Q2 при
срабатывании выходных промежуточных реле (контакт KL3.3).
Защита от перегрузки выполнена с помощью реле тока КА8, КА9, КА10,
установленных соответственно со сторон высшего, среднего и низшего
напряжений, и реле времени КТ6.
38
К шинам 110-220 кВ
К обходной системе
шин 110-220 кВ
Q1
TV1
К дифференциальной
защите трансформатора
и реле тока УРОВ
35 кВ
ТА1
К амперметру
ТА3
К дифференциальной
защите трансформатора
К дифференциальной
защите шин 110-220 кВ
Q2
К защите шин 35 кВ
К МТЗ с пуском напряжения, защите от перегрузки
и реле тока устройства
охлаждения
ТА4
ТА2
К измерительным
приборам
ТА5
ТА7
Т1
Y/Y/Д-0-11
К МТЗ с пуском напряжения, защите от перегрузки
и реле тока устройства
охлаждения и измерительным приборам
К МТЗ с пуском напряжения, защите от перегрузки
и реле тока устройства
охлаждения
ТА6
К дифференциальной защите трансформатора
TV2
Q3
6 – 10 кВ
Рис. П2.1. Поясняющая схема релейной защиты понижающего трехобмоточного трансформатора 110-220/35/6-10 кВ.
39
KAW1
TA1
8
10
12
6
TA3
Дифференциальная
защита
трансформатора
KAW2
8
10
12
6
KAW3
8
10
TA6
12
6
От TV1
КA1
A B C
КA2
КA3
ТA2
К реле тока устройства
охлаждения
КA9
КA4
КA5
К реле тока устройства
охлаждения
ТA6
KVZ1
KVZ1
KV1
От TV2
ТA5
КA10
Максимальная токовая защита с пуском напряжения,
установленная на
стороне ВН, и защита от перегрузки
Максимальная токовая защита с пуском напряжения,
установленная на
стороне СН, и защита от перегрузки
A B C
К измерительным
приборам
КA6
КA7
К реле тока устройства
охлаждения
Максимальная токовая защита с пуском напряжения,
установленная на
стороне НН, и защита от перегрузки
Рис.П2.2. Цепи переменного тока и цепи напряжения.
40
KVZ2
KVZ2
KV2
Пусковые органы напряжения
КA8
-О
+О
Трансформатора
KL7
KSG1
SX1
KH1
KSG2
РПН
KH2
KAW1
SX2
KH3
KL1
KAW2
Выходные
промежуточные
реле
KL2
KAW3
KL3.1
KL4
KT1
Газовая
защита
KL3
R1
KH4
KT2.3
KH5
KT3.3
От защиты при дуговых замыканиях в КРУ 6 – 10 КВ
KL3.2
KV1
KL5
KV2
KA1
SX2
Максимальная токовая
защита с пуском напряжения, установленная
на стороне ВН
KT1
KA2
KL5.1
Повторители пусковых
органов напряжения
KL6
KQC3.1
KQC2.1
Контроль исправности
цепей оперативного тока
KL4
KQC2.2
KA3
SX3
KL6.1
KQC3.2
KL5.2
KA4
Максимальная токовая
защита с пуском напряжения, установленная
на стороне СН
KT2
KA5
KQC2.3
KТ2.1
KT4
KA6
KL6.2
KQC3.3
Максимальная токовая
защита с пуском напряжения, установленная
на стороне НН
KT3
KA7
KT5
KT3.1
KA8
KA9
Защита от
перегрузки
KT6
KA10
+1
KL1.1
KL2.1
На отключение Q1
+2
На отключение Q2
KL1.3
KL2.3
+3
KL2.4
KH9
KH6
+ОВ KL1.2
KL2.2
KT2.2
SG1
KT4.1
KQT2
+СВ
Запрет
АПВ Q2
KT3.2
Реле пуска
АПВ Q3
KH7
На отключение ОВ
KL3.3
На отключение Q3
KL1.4
KН8
KT4.2
KT5.1
KQT3
SX4
KH10
На отключение секционного
выключателя 35 кВ
выключателя
Рис.П2.3. Цепи оперативного постоянного тока и выходные цепи.
41
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ПРОГРАММА ДИСЦИПЛИНЫ
1.1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
1.2. ЗАЩИТА ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
1.3. ЗАЩИТА ГЕНЕРАТОРОВ
1.4. ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ
1.5. ЗАЩИТА ВЫСОКОВОЛЬТНЫХ ДВИГАТЕЛЕЙ
1.6. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
1.7. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА
1.8. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА
2. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
2.1. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.1
2.2. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.2.1.
2.3. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.2.2.
2.4. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.2.3.
2.5. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.2.4.
2.6. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.2.5.
2.7. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.2.6.
2.8. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.2.7.
2.9. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.2.8.
2.10. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.3.
2.11. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.4.
2.12. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.5.
2.13. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.6.
2.14. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.7.
2.15. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РАЗДЕЛУ 1.8.
3. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ
КОНТРОЛЬНЫХ РАБОТ
3.1. ЗАДАНИЯ К КОНТРОЛЬНЫМ РАБОТАМ
3.2. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ ТОКОВ КЗ
3.3. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ ЗАЩИТЫ
ТРАНСФОРМАТОРОВ ОТ КЗ В ОБМОТКАХ И НА ЕГО ВЫВОДАХ
3.4. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАСЧЕТУ ЗАЩИТЫ
ТРАНСФОРМАТОРОВ ОТ ТОКОВ, ОБУСЛОВЛЕННЫХ ВНЕШНИМИ КЗ
3.5. ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ ОТ ПЕРЕГРУЗКИ
ЛИТЕРАТУРА
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
42
3
3
3
4
5
5
6
6
6
6
6
8
9
10
10
11
12
13
14
15
16
17
17
18
18
19
19
20
22
29
32
33
34
37
43