Лекционные материалы для обучения по программе КЦН «Эксплуатация устройств РЗА ПАО «Транснефть» Наименование темы Релейная защита и электроавтоматика Количество часов 22 Количество занятий 7 Занятие 1 «Основы релейной защиты» Занятие 2 «Релейная защита электроустановок и сетей 0,4-10 кВ» Занятие 3 «Релейная защита высоковольтных электродвигателей и трансформаторов» Занятие 4 «Автоматика электрических сетей. автоматика» Противоаварийная Занятие 5 «Микропроцессорные устройства релейной защиты» Занятие 6 «Наладка, выбор электроустановок» уставок и обслуживание РЗА Занятие 7 «Производство оперативных переключений в цепях РЗА» 1 Занятие №1 Основы релейной защиты Продолжительность: 2 часа Выписка из Назначение и основные требования, предъявляемые к релейной программы защите, виды РЗА. Элементы защиты, реле и их разновидности. Измерительные трансформаторы тока и напряжения в устройствах релейной защиты. Схемы соединения измерительных трансформаторов тока и реле. Источники оперативного тока. Режимы работы нейтрали. 1.1 Назначение релейной защиты Релейная защита применяется для уменьшения размеров повреждений электрооборудования и предотвращения развития аварий. Основное назначение релейной защиты (РЗ) - это выявление места возникновения повреждения (места короткого замыкания, в дальнейшем - КЗ) и быстрое автоматическое отключение выключателей поврежденного участка от остальной неповрежденной части электрической сети; второе назначение РЗ - это выявление ненормальных режимов работы электрооборудования (перегрузка, однофазные КЗ на землю в сетях с изолированной нейтралью, понижение напряжения, частоты, качания и т.п.) и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу или отключение выключателей с выдержкой времени, т.к. быстроты действия здесь не требуется. 1.2 Требования к релейной защите, реагирующей на максимальный ток Быстродействие – релейная защита при коротком замыкании должна действовать на отключение очень быстро для того, чтобы снизить ущерб электрооборудованию. Селективность (избирательность) - способность релейной защиты точно определять место повреждения (КЗ) и обесточивать поврежденный участок при помощи ближайшего к нему выключателя. Если выключатель, ближайший к месту повреждения, отказал, участок сети с коротким замыканием должен отключиться последующим «вышестоящим» выключателем; Чувствительность – способность защиты реагировать на КЗ на всем защищаемом участке, а также при повреждениях на соседнем участке на случай отказа его релейной защиты или выключателя. Надежность- способность релейной защиты безотказно работать на отключение при коротком замыкании в пределах установленной для нее зоны, а также не реагировать на КЗ вне своей зоны или ложно. 1.3 Элементы защиты, реле и их разновидности Реле называется автоматически действующий прибор, замыкающий или размыкающий различные электрические не силовые цепи или иным способом скачкообразно изменяющий состояние электрических цепей, например, скачкообразно изменяющее сопротивление цепи. Реле могут также механически воздействовать на силовые аппараты (выключатели). В устройствах релейной защиты и автоматики (РЗА) применяются электрические, механические и тепловые реле. Электрические реле реагируют на электрические величины - ток, напряжение, мощность, частота, сопротивление, угол между током и напряжением. Механические реле реагируют на неэлектрические величины – давление, вибрацию, скорость истечения газа или жидкости. Тепловые реле реагируют на изменение температуры. 2 Наибольшее применение в РЗА получили электрические реле, которые в свою очередь делятся на электромеханические и полупроводниковые. В настоящее время широко внедряются цифровые терминалы (микропроцессорные блоки). Электромеханические реле выполняются главным образом на электромагнитном или индукционном принципах. Широко применяются также магнитоэлектрические и электромагнитные поляризованные реле. Реле по назначению делят на следующие три группы: Основные реле, непосредственно реагирующие на изменение контролируемых величин, например реле тока, напряжения, частоты и др. Они должны иметь высокую точность и высокий коэффициент возврата, возможно близкий к единице, поскольку они непосредственно реагируют на определенное значение электрического параметра. Вспомогательные реле, управляемые другими реле и выполняющие функции: а) введения выдержки времени (реле времени); б) размножения или усиления контактов, передачи команд от одних реле к другим (промежуточные реле); в) воздействия на выключатели, сигналы и т.п. Сигнальные (указательные) реле, фиксирующие действие защиты и управляющие звуковыми и световыми сигналами. Все аналоговые реле имеют воспринимающий орган, который непосредственно регистрирует изменения электрических величин, подведенных к реле и исполнительный орган, который, воздействуя на внешние цепи, производит отключение выключателей, подачу предупредительных сигналов или запуск других реле. В большинстве случаев исполнительным органом являются контакты реле. В зависимости от характера изменения воздействующего параметра основные реле делятся на максимальные и минимальные. Максимальные реле срабатывают, когда значение воздействующего параметра, например величины тока или напряжения, достигает или превосходит заданное значение (уставку реле), а минимальные - когда значение воздействующего параметра снижается до уровня уставки реле или падает еще ниже. По способу включения воспринимающего органа реле делятся на первичные, у которых воспринимающий орган включается непосредственно в цепь защищаемого элемента и вторичные, которые подключаются через измерительные трансформаторы тока и напряжения. По способу воздействия на выключатель реле бывают: прямого действия, у которых исполнительный орган механически воздействует на выключатель, например реле РТВ, РТМ (устаревшие) и реле косвенного действия, у которых исполнительный орган воздействует на привод выключателя с помощью оперативного тока, например РТ-40, РЧ-1. В распределительных устройствах свыше 1000В в основном используются вторичные реле косвенного действия, например РН-50, РТ-40, РНТ-565, РЧ-1. Реле максимального тока серии РТ-40 относится к электромагнитным реле, принцип действия которых основан на взаимодействии стального якоря с магнитным полем, создаваемым током в обмотке реле. Реле максимального тока серии РТ-40 (см. рисунок 1.1), применяется в качестве основного реле, реагирующего на увеличение тока в контролируемой цепи. 3 Рисунок 1.1-Внешний вид реле максимального тока РТ-40 13 11 12 1— цоколь; 2 —правый упор; 3 — кожух; 4 — катушка; 5 — магнитопровод; 6 якорь; 7 — контактная система; 8 — шкала; 9 — возвратная пружина; 10 — указатель, 11- левый упор, 12- шестигранная втулка, 13- гаситель вибрации. Рисунок 1.2 - Конструкция реле серии РТ-40, РТ-140. Общий вид Конструкция реле поясняется на рисунке 1.2. Магнитная система реле состоит из Побразного шихтованного сердечника 5 и Г-образного якоря 6. На сердечнике расположены две катушки 4, концы которых выведены на зажимы цоколя 1 реле. При отсутствии тока в реле, начальное положение якоря 6 и жестко связанного с ним контактного мостика, фиксировано левым упором 11 и правой парой неподвижных контактов, а начальная затяжка пружины создает достаточное усилие на замыкание этих контактов. Конечное положение якоря и контактного мостика фиксируют правым упором 2 и замыкающими неподвижными контактами. При прохождении тока по обмотке реле магнитный поток, создаваемый этим током, намагничивает подвижный якорь. Возникающая при этом электромагнитная сила, действующая на якорь, будет обусловливать вращающий момент, поворачивающий подвижную систему и связанный с осью контактный мостик 7. Замыкание цепи произойдет при соприкосновении подвижных контактов с неподвижными, приваренными к плоским бронзовым пружинам. Перемещению подвижной системы препятствует спиральная пружина 9, создающая противодействующий момент. Для надежного срабатывания реле необходимо, 4 чтобы вращающий момент превосходил противодействующий момент пружины, а также моменты трения и инерции подвижной системы. Равенство моментов определяет граничное условие, т. е. условие срабатывания реле. У реле типа РТ-40 при перемещении указателя от крайнего левого в крайнее правое положение ток срабатывания увеличивается в 2 раза. Схема внутренних соединений реле представлена на рисунке 1.3. Цифрами обозначена принятая маркировка зажимов. Для согласованного включения катушек реле должно быть включено в цепь крайними зажимами — 2 и 8. При последовательном соединении обмоток накладкой соединяются средние зажимы 4 и 6; при параллельном соединении используются две накладки — между зажимами 2—4 и 6—8. 1 2 1 2 3 4 3 4 5 6 5 6 7 8 7 8 а) б) а) последовательное соединение обмоток; б) параллельное соединение обмоток Рисунок 1.3 - Схема внутренних соединений реле РТ-40 Цифра под дробью в марке реле, указанной на его щитке, обозначает максимальный ток срабатывания реле. Так, например, для реле РТ-40/10 диапазон уставок токов срабатывания будет 2,5—5 А при последовательном соединении обмоток и 5—10 А при параллельном соединении. Учитывая, что шкала реле градуируется при последовательном соединении обмоток, во втором случае цифры уставок следует увеличивать в 2 раза. Для уменьшения вибрации контактов в конструкции реле РТ-40 предусмотрен совместный ход подвижного и неподвижного контактов и специальное устройство — гаситель вибрации 13 (см. рисунок 1.2), представляющий собой барабанчик, заполненный хорошо просушенным кварцевым песком. При любом ускорении подвижной системы песчинки приходят в движение и часть сообщенной якорю энергии, тратится на преодоление сил трения между песчинками. Реле напряжения серии РН-50 подразделяются на максимальные и минимальные. Максимальное реле напряжения РН-53, РН-53/60Д (повышенной термической устойчивости) предназначено для применения в схемах релейной защиты и автоматики в качестве органа, реагирующего на повышение напряжения в цепи переменного тока; РН-51 в цепи постоянного тока; минимальное реле напряжения РН-54 - в качестве органа, реагирующего на уменьшение напряжения в цепи переменного тока. Конструкция реле напряжения аналогична конструкции реле тока РТ-40 (см. рисунок 1.2). Отличие в иной схеме включения обмоток и в отсутствии гасителя вибрации. Для снижения вибраций подвижной системы, обмотка реле этого типа, состоящая из двух секций, соединенных последовательно, включается в контролируемую цепь напряжения посредством выпрямительного диодного моста (см. рисунок 1.4). 5 Рисунок 1.4 - Схемы внутренних соединений реле серий РН-50 Выпрямительный мост собран из полупроводниковых диодов и обеспечивает двухполупериодное выпрямление переменного тока. Знакопеременное усилие, действующее на подвижную систему и обусловливающее вибрацию якоря, оказывается значительно меньшим, чем для электромагнитных реле типа РТ-40. Для изменения предела регулирования напряжения срабатывания в два раза в схеме реле напряжения РН-50 предусмотрены два добавочных резистора R1, R2. Реле имеет два диапазона уставок. В диапазоне меньших уставок, указанных на шкале, реле подключается к контролируемой цепи зажимами 4 и 8 через добавочный резистор R1, при подключении реле зажимами 2 и 8 — через два последовательно включенных резистора R1 и R2; напряжение срабатывания реле увеличивается в 2 раза, соответственно в 2 раза увеличивается уставка на шкале. Реле промежуточные поляризованные РП-8, РП-9, РП-11, РП-12 Принцип действия промежуточных реле разберем на примере реле РП 8, РП 9, РП 11, РП 12 (см. рисунок 1.5), которые предназначены для использования в качестве вспомогательных реле в различных комплектных устройствах, от которых требуется повышенная устойчивость к механическим воздействиям. Особенность реле состоит в том, что они не меняют положения контактов при посадках или исчезновениях напряжения оперативного тока. Рисунок 1.5 - Внешний вид реле РП-12 6 Реле РП 8 и РП 11 имеют исполнения на 24, 48, 110 и 220 В постоянного тока, напряжение срабатывания не более 0,7 от номинального. Потребляемая мощность 22 Вт. Реле РП 9 и РП 12 имеют исполнения на 100, 110 и 220 В переменного тока, напряжение срабатывания не более 0,8 от номинального. Потребляемая мощность 25 В·А. Исполнение контактов: РП 8 и РП 9 — 7 замыкающих и 7 размыкающих, РП 11 и РП 12 — 1 замыкающий, 1 размыкающий и 2 переключающих. Время срабатывания реле (время с момента подачи напряжения на обмотку до замыкания замыкающих контактов) при номинальном напряжении не более 0,06 с. Обмотки реле не рассчитаны на длительное нахождение под напряжением и включаются только на время, достаточное для срабатывания реле. Контакты реле способны коммутировать цепь переменного тока мощностью 450 В·А (коэффициент мощности нагрузки не менее 0,5) при токе не более 2 А или напряжении от 24 В до 250 В или цепь постоянного тока с индуктивной нагрузкой (постоянная времени которой не превышает 0,05 с) мощностью 50 Вт при токе не более 2 А или напряжении от 24 В до 250 В. Длительно допустимый ток через размыкающие контакты — 5 А. Реле выполнены на поляризованном принципе. Поляризующий магнитный поток реле создается постоянными магнитами, управляющий поток — обмотками, включенными последовательно с блокирующими контактами. Для срабатывания реле напряжение должно быть подано в цепь с размыкающим контактом. Схемы электрических соединений приведены на рисунке 1.6. Реле имеют по одной катушке (в реле РП 8, РП 11 катушки двухобмоточные, в РП 9 и РП 12 — однообмоточные), которые создают управляющий магнитный поток. В реле РП 8, РП 11 при включении первой обмотки якорь срабатывает в одном направлении, а при включении второй обмотки — в обратном направлении. В реле РП 9, РП 12 срабатывание в ту или иную сторону происходит за один определенный для каждого направления полупериод напряжения. Рисунок 1.6 – Схемы электрических соединений РП-8, РП-9, РП-11, РП-12 Реле времени Реле времени используются в схемах защит автоматики и сигнализации для создания регулируемой выдержки времени (замедления) в подаче исполнительной команды после получения управляющего сигнала. Принцип действия реле времени разберем на примере электромагнитного реле серии РВ-100, РВ-200, предназначенных для применения на постоянном (реле серии РВ-100) и переменном (РВ-200) оперативном токе. Внешний вид реле приведен на рисунке 1.7. Реле времени серии РВ100 – электромагнитное, содержит следующие основные узлы: электромагнитный привод, часовой механизм, контактную систему. Конструкция реле 7 приведена на рисунке 1.8. Электромагнитный привод состоит из магнитопровода, обмотки, якоря и возвратной пружины. Контактная система реле состоит из следующих элементов: мгновенно действующих контактов, одного или двух подвижных контактов, укрепленных на торцевых частях траверсы, перемещающихся колодок с неподвижными временно замыкающими и основными контактами. Колодка основного контакта отличается от колодки временно замыкающего контакта наличием упора, ограничивающего ход траверсы. Уставки по времени регулируются на контактах независимо одна от другой перемещением контактных колодок по шкале, причем на временно замыкающем контакте должна выставляться меньшая из двух заданных выдержка времени. Отсчет выдержки времени реле начинается при запуске заторможенного часового механизма при втягивании якоря реле. Рисунок 1.7 - Внешний вид реле времени РВ-100 1 - мостик подвижного контакта, 2 - траверса, 3 - колодка неподвижного основного контакта, 4 – колодка неподвижного проскальзывающего контакта, 5 – цоколь, 6 – обмотка, 7 – якорь, 8- заводной рычаг часового механизма, 9 – часовой механизм, 10 – кожух, 11 – магнитопровод, 12 - добавочный резистор, 13 – конденсатор, 14 – толкатель мгновенного действия. Рисунок 1.8 - Общий вид реле РВ-100 8 Реле имеет стальной цилиндрический якорь, перемещающийся в латунной гильзе. Для исключения залипания якоря в притянутом положении на нижнем конце якоря предусмотрена бронзовая шайба. На верхнем конце якоря укреплен рычаг с пластмассовым толкателем, воздействующим на мгновенные контакты. Схемы подключения реле времени серии РВ-100 и 200 приведены на рисунке 1.9 Рисунок 1.9 - Схемы подключения реле времени серии РВ-100 и 200 Реле указательные РЭУ 11 Принцип действия сигнального (указательного) реле разберем на примере реле РЭУ11 блинкерного типа с электромагнитным приводом и ручным возвратом (см. рисунок 1.10). Реле состоит из размещенных в пластмассовом корпусе двухобмоточного П-образного электромагнита с поворотным якорем, узла индикации состояния реле, контактного блока и выводов для присоединения внешних проводов винтовыми зажимами или пайкой. В исходное положение реле устанавливается нажатием кнопки указателя срабатывания. При Рисунок 1.10 - Внешний вид указательного реле РЭУ-11 9 нажатии на кнопку она утопает, переключая контакты без самовозврата и перемещая цветные пластинки из пазов между призмами. При подаче на обмотку реле питающего напряжения (тока) указатель срабатывания, двигаясь до упора под воздействием возвратной пружины, изменяет цвет окна индикации на красный, являющийся индикатором срабатывания реле. При этом замыкающие контакты реле замыкаются, а размыкающие размыкаются. При снятии питания с обмотки реле указатель срабатывания и контакты без самовозврата остаются в том же положении. Дополнительный контакт – повторитель входного сигнала (с самовозвратом) – замыкается при наличии питания на обмотке управления и размыкается при его отсутствии. Схемы подключения реле приведены на рисунке 1.11. Рисунок 1.11 - Схемы подключения реле РЭУ-11 Полупроводниковые реле Промежуточным звеном между аналоговыми (электромеханическими) реле, рассмотренными выше, и микропроцессорными терминалами РЗА являются полупроводниковые, так называемые статические реле. К.п. полупроводниковые реле применяют, если необходимо увеличить надежность работы РЗА (на особо ответственных объектах), а также в помещениях с повышенной вибрацией. У многих аналоговых реле есть свой аналог в полупроводниковом варианте. Так, например у РТ-40 есть аналог РСТ-11 (для переменного оперативного тока) и РСТ-13 (для постоянного оперативного тока). У реле напряжения серии РН-50 – РСН-11, РСН-12, РСН-14, РСН-15, РСН-16, РСН-17, (см. таблицу 1.1). Т а б л и ц а 1 . 1 – Статические реле напряжения Серия реле Оперативный Назначение ток РСН-11 постоянный Для контроля изоляции цепей оперативного тока РСН-14 постоянный Максимального напряжения РСН-15 переменный Максимального напряжения РСН-16 постоянный Минимального напряжения РСН-17 переменный Минимального напряжения 10 Если у аналоговых реле максимальная уставка может быть изображена на шкале, например, РН-54/160 значит, что на данном реле можно выставить наибольшую уставку Uс.р.=160В, то в полупроводниковых реле цифра после серии, например РСН-14-23, соответствует определенной уставке (см. таблицу 1.2): Т а б л и ц а 1 . 2 Диапазон напряжения срабатывания статических реле напряжения Напряжение Тип реле срабатывания, Uс.р., В РСН-14-23 12-60 РСН-14-25 15-75 РСН-14-28 40-200 РСН-14-30 50-250 РСН-14-33 80-400 Пятая цифра в обозначении типа: «1» -переднее, «5» – заднее присоединение (пишется через « - »), например РСН-14-23-1. Из полупроводниковых реле в настоящее время на энергообъектах МТ применяются: РТЗ-51 – токовое реле земляной защиты, реже РСГ-11 – реле понижения частоты (вместо РЧ1), АПВ-2М – реле повторного включения (вместо РПВ-58), РCМ 13 – реле направления мощности (вместо РБМ-171) и некоторые промежуточные реле. Преимущества полупроводниковых (статических) реле перед электромеханическими: высокая надежность; высокий коэффициент возврата; вибростойкость; отсутствие трущихся и подвижных частей; меньшая масса и габариты; меньшая трудоемкость обслуживания. К недостаткам можно отнести необходимость подвода кроме контролируемого параметра, дополнительно напряжения от источника питания оперативного тока, а также бόльшая стоимость. 1.4 Измерительные трансформаторы устройствах релейной защиты тока и напряжения в Измерительные органы релейной защиты подключаются к защищаемому элементу с помощью специальных измерительных трансформаторов. Назначение измерительных трансформаторов - изолировать измерительные приборы и реле от цепей высокого напряжения, снизить токи и напряжения до величин удобных и безопасных для работы реле и измерения. Применение измерительных трансформаторов позволяет также унифицировать реле и приборы. Трансформаторы тока (ТА). ТА состоит из стального сердечника из шихтованной стали и двух обмоток - первичной w1 и вторичной w2 , причем w1<< w2 . Первичная обмотка ТА подключается последовательно в цепь защищаемого элемента, к вторичной обмотке присоединяются реле или измерительные приборы. Ток, протекающий по обмотке w1 , создает магнитный поток Ф1, который индуцирует ток во вторичной обмотке I2. Ток I2 , в свою очередь, создает магнитный поток Фт , направленный навстречу потоку Ф1 . Результирующий магнитный поток Фт = Ф1- Ф2 , Аналогичное выражение может быть записано для намагничивающих сил F = Iw, т.е. Fт=F1- F2; Iнамw1= I1w1- I2w2, где Iнам - ток намагничивания, обеспечивающий создание магнитного потока в сердечнике. Из последнего выражения делением всех членов уравнения на w2 можно получить: 11 w1 w1 I1 - Iнам -I2=Iнам , или I2 = - I1 w2 w2 nтв где nтв= , w1 - витковый коэффициент трансформации, w2 На практике чаще используют номинальный коэффициент трансформации I1ном nт= , записанный через значения номинальных токов. I2ном Анализируя уравнение (1.2), можно заметить, что расчетное значение тока и действительное значение отличаются друг от друга. Величина Iнам/nтв вносит погрешность в величину и фазу тока I2, поскольку не весь ток I1 трансформируется во вторичную обмотку, что обусловливает наличие погрешностей в работе ТА. Для анализа погрешностей ТА составим схему замещения (см. рисунок 1.12) и построим векторную диаграмму (см. рисунок 1.13). Рисунок 1.12 - Схема замещения трансформатора тока Схема замещения строится при следующих допущениях: - все магнитные связи заменены электрическими; -параметры первичной обмотки приведены к числу витков вторичной обмотки; - вектор тока I2 повернут на 1800 по сравнению с его действительным направлением; Z´1 = Z1/nT2- сопротивление первичной обмотки, приведенное к w2; Z´нам = Zнам/nT2- - сопротивление намагничивания, приведенное к W2, I´1 и I´нам - ток первичной обмотки и ток намагничивания, приведенные к w2 На схеме рисунок 1.12 приведено обозначения выводов обмоток ТА: первичная обмотка имеет маркировку Л1 - начало, Л2 - конец обмотки, а вторичная – И1 - начало, И2 - конец обмотки. Наличие Iнам обусловлено тем, что процесс трансформации происходит с затратой энергии, которая идет на создание магнитного потока в сердечнике, на гистерезис, на погори на вихревые токи и нагрев обмоток. Из схемы замещения видно, что I´1= I´нам+I2, т.е. I2= I´1- I´нам, т.е. вторичный ток отличается от расчетного первичного, что может исказить работу релейной защиты. На основе схемы замещения (см. рисунок 1.12) построим векторную диаграмму для анализа величин токов (см. рисунок 1.13). 12 Рисунок 1.13 - Векторная диаграмма трансформатора тока Сначала строим I2, затем U2=I2rн+jI2xн. Величина ЭДС Е2=U2+ I2(r2+ jxн). Магнитный поток ФН отстает от Е2 на 90°. I´нам= I´нам.акт +j I´нам.р; I´1= I2+ Iнам Из векторной диаграммы видно, что I1 отличается от I2 по модулю и сдвинут на угол . Отсюда выделяют погрешности ТА - токовую и угловую. Токовая погрешность - алгебраическая разность токов: ΔI= I1 nT –I2 - абсолютная ; fi = ΔI I1nT 100%- относительная/ Угловая погрешность - величина угла δ, являющегося углом сдвига между I2 и I1 . Чем больше величина Iнам, тем больше погрешности трансформатора тока. Чем меньше погрешности ТА, тем точнее работает защита. Iнам имеет две составляющие - активную Iнам.акт и реактивную Iнам.р. Ток Iнам.акт обусловлен активными потерями (гистерезис) и вихревыми токами. Для его снижения сердечники ТА делают из шихтованной трансформаторной стали, поскольку величина этих потерь определяется качеством и параметрами стали. Ток Iнам.р служит для создания магнитного потока Фт , который индуцирует Е2 во вторичной обмотке. Для снижения Iнам.р нужно снижать Фт , который определяется как Ф Т= w1 RM Iнам.р, где Rм - магнитное сопротивление. Связь эта представлена на рисунке 1.14 13 Рисунок 1.14 - Характеристика намагничивания трансформатора тока В области до Iнам.р изменение Фт почти линейно, при Iнам.р >I'нам.р происходит насыщение сердечника и малому изменению Фт соответствует большое изменение Iнам.р ,что в свою очередь, приводит к увеличению токовой погрешности (ΔI и fi) ТА. Для того чтобы снизить эти погрешности, нужно так выбрать параметры схем релейной защиты и автоматики, чтобы рабочая зона располагалась в линейной части характеристики намагничивания ТА: Iнам=Е2/ Z´нам=I2(Zн+Z2)/Z´нам В связи с этим для уменьшения тока намагничивания, а следовательно, и уменьшения погрешности ТА необходимо снижать ZH, определяемое сопротивлением токовых обмоток реле, соединительных проводов и контактов, и уменьшать I2. Для нормальной эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики погрешности должны быть fi≤10% и δ≤7°. Следует особо отметить необычность режимов холостого хода и короткого замыкания для ТА. Так работа ТА в режиме холостого хода, когда контакты И1 - И2 вторичной обмотки разомкнуты, является аварийной. В таком режиме I2=0 и в соответствии с (1.1) весь магнитный поток I1w1 идет на намагничивание сердечника. Размагничивающего действия вторичного потока I2w2 нет. Происходит перегрев стали магнитопровода. Кроме того, в соответствии со схемой замещения весь ток I1 протекает через большое сопротивление Z´нам и создает ЭДС Е2, которая может достигать нескольких киловольт. Перенапряжение и перегрев могут привести к пробою изоляции вторичной обмотки ТА. Таким образом, работа ТА в режиме холостого хода недопустима, поэтому в случае, когда ТА не используется, его следует держать в режиме короткого замыкания, который для ТА является нормальным. Таблица 1.3 Условия выбора и проверки трансформаторов тока 14 Трансформаторы напряжения (TV). По принципу действия TV аналогичен силовому трансформатору, но W1>>W2, где W1,W2 - число витков первичной и вторичной обмоток. Введем обозначение nтн= U1/U2хх - коэффициент трансформации TV, где U2хх - напряжение вторичной обмотки при условии, что она разомкнута. Схема замещения TV аналогична схеме замещения ТА и построена при тех же самых допущениях (см. рисунок 1.15) Рисунок 1.15 - Схема замещения и векторная диаграмма TV Построим векторную диаграмму для иллюстрации погрешностей TV. Построение векторной диаграммы начинается с U2 и I2. Затем строят Е2=U2+I2(r2 + jX2) Поток ФТ отстает от Е2 на 90°. Из схемы замещения I1´=I2 + Iн´, затем можно построить Из векторной диаграммы видно, что U2 отличается от U1´по модулю и сдвинуто на угол . Погрешность по модулю: ΔU=U1´- U2=I2Z2+I1´Z1´=I2Z2+(I2+Iн´)Z1´= I2(Z2+ Z1´)+ Iн´Z1´ Отсюда видно, что для снижения погрешности TV необходимо уменьшать сопротивление обмоток W1 и W2, снижать ток намагничивания IH и ток I2 . Погрешность TV может быть абсолютной по напряжению ΔU= U1´- U2, ΔU относительной fi = 100% и угловой – величина угла . U1´ Для питания цепей релейной защиты, автоматики и измерения TV соединяются по определенным схемам. Выбор схемы зависит от того, какое напряжение нужно - фазное, линейное или напряжение нулевой последовательности. Наиболее часто применяемые схемы соединения приведены на рисунке 1.16. 15 а) б) а) в звезду; б) в разомкнутый треугольник Рисунок 1.16 - Схемы соединения трансформаторов напряжения Таблица 1.4 Условия выбора трансформаторов напряжения суммарные активная и реактивная мощности приборов, подключенных к трансформатору, Вт и вар. 1.5 Схемы соединения измерительных трансформаторов тока и реле Как уже выше отмечалось, вторичные реле подключаются через трансформаторы тока. Вторичные обмотки трансформаторов тока собираются в различные схемы с целью экономии соединительных проводов и реле. Величина токов, протекающих по обмоткам реле, зависит от схемы подключения трансформаторов тока. Зная, какие токи должны быть в данном ответвлении, можно производить проверку правильности монтажа токовых цепей и работы схемы в целом. От схем соединения трансформаторов тока и реле зависит и применение защит. В схемах трансформаторы тока (ТТ) должны быть одного типа, с одинаковыми коэффициентами трансформации и с обмотками одного класса точности. Генераторные вывода ТТ (Л1) должны быть повернуты в одну сторону , например к шинам. Схема соединения в полную звезду Применяется в основном в сетях с глухозаземленной и эффективно заземленной нейтралью (с большими токами замыкания на землю). Также в настоящее время широко 16 применяется и в сетях с изолированной нейтралью для подключения микропроцессорных терминалов. Схема имеет большую чувствительность, чем неполная звезда, но и дороже, т.к. требует установки трех трансформаторов тока и трех реле (см. рисунок 1.17). В сетях с глухозаземленной нейтралью схема применяется в защитах, реагирующих на межфазные КЗ, а также однофазные КЗ - реле КА1, КА2, КА3. Реле КА4 может применяться в сетях с изолированной нейтралью для защиты от однофазных замыканий на землю, но имеет существенный недостаток, т.к. ложно срабатывает при неравномерной фазной нагрузке, из-за чего может применяться только для равномерно нагруженных объектов. Распределение токов в схеме полной звезды будет происходить следующим образом: при симметричной нагрузке IА=IВ=IС и при трехфазном КЗ геометрическая сумма вторичных токов по правилу векторного сложения будет равна нулю, поэтому ток в нулевом проводе будет равен нулю: I0=İа+İв+İс=0, Ток в обмотке реле равен току во вторичной обмотке трансформатора тока, поэтому коэффициент схемы равен единице - Ксх=1. Ia Iс Iв Полная звезда (К сх=1) КА 1 Ia А В Л1 Л1 Л2 Л2 И1 С Iв Л1 И2 Л2 И1 Iс И2 Ia КА 2 Iв КА 3 КА 4 Iо= Ia+Iв+Iс=0 при Ia=Iв=Ic Iс Неполная звезда (К сх=1) Ia А В Л1 Л2 Л2 И1 И2 Ia Iс С Л1 КА 1 Iс КА 2 КА 3 Iо -Iв Iо= Ia+ Iс=-Iв при Ia=Iв=Ic Рисунок 1.17 - Схемы соединения трансформаторов тока в полную и неполную звезду 17 Схема соединения в неполную звезду Наиболее часто в сетях с изолированной нейтралью 6,10,35 кВ встречается схема соединения неполная звезда (см. рисунок 1.17). В ней используются два трансформатора тока, устанавливаемые на фазе А и фазе С. Причем во всем распределительном устройстве они должны быть установлены только на этих фазах. Схема позволяет контролировать все виды межфазных коротких замыканий (реле КА1 и КА2). Из-за того, что схема не контролирует фазу В, она не может применяться в сетях с глухозаземленной нейтралью, так как при однофазном замыкании на землю вазы В протекание токов в схеме не изменится. Распределение токов в схеме неполной звезды будет происходить следующим образом: при симметричной нагрузке, например электродвигатель, или при трехфазном коротком замыкании ток в обратном проводе İо.п. будет равен геометрической сумме вторичных токов трансформаторов тока фазы А и в фазы С İо.п. = İа+İс , а по величине будет равен току во вторичной обмотке трансформатора тока фазы А или току во вторичной обмотке трансформатора тока фазы С: Iа=Iс= Iо.п. Ток в обмотке реле равен току во вторичной обмотке трансформатора тока, поэтому коэффициент схемы равен единице - Ксх=1 Схема соединения вторичных обмоток трансформаторов тока в треугольник, а обмоток реле в звезду Применяется для защиты от всех видов КЗ в сетях с глухозаземленной (эффективнозаземленной) нейтралью, а также для защиты от межфазных КЗ в сетях с изолированной нейтралью. На объектах ОСТ данная схема используется в продольной дифференциальной защите трансформаторов со схемой соединения Y/Δ, на стороне звезды, с целью скомпенсировать сдвиг фаз между токами обмоток высокого напряжения и низкого напряжения (см. рисунок 1.18). Коэффициент схемы зависит от вида повреждений. При симметричной нагрузке и трехфазном КЗ коэффициент схемы Ксх=√3, т.е. ток в обмотке реле в √3 больше тока во вторичной обмотке трансформатора тока. Схема соединения трансформаторов тока на разность токов двух фаз Схема применяется только в сетях с изолированной нейтралью для защиты от межфазных КЗ (см. рисунок 1.18). Имеет чувствительность ниже, чем у неполной звезды, поэтому используется редко (обычно только в целях экономии). Не может применяться в сетях с глухозаземленной нейтралью из-за отсутствия контроля тока фазы В. Трансформаторы тока в этой схеме устанавливаются в двух фазах, обычно А и С. Их вторичные обмотки соединяются разноименными зажимами и к местам соединения подключается реле. Коэффициент схемы при трехфазном КЗ Ксх=√3. Схема соединения на сумму токов всех трех фаз Применяется для защиты от однофазных замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью, в случае если невозможна установка трансформатора тока нулевой последовательности (см. рисунок 1.18). Имеет ограничение применения при неравномерной пофазной нагрузке, из-за чего может применяться только для равномерно нагруженных объектов. 18 Треугольник (обмотки реле в звезду) КА 1 Ia - Iв КА 2 И1 И2 Л2 Л1 Л2 И1 С Л1 И2 Iс - Iа КА 3 Ia Iв I а- Л1 В I сIа Iв - Iс А Ксх= 3 И1 Iв Iс И2 Л2 Iв-Iс Разность токов двух фаз (Ксх= 3) А Л1 И1 И2 Л2 Л2 И1 И2 Iа-Iс КА 1 I аIс Л1 Iа С Iс Cумма токов всех трёх фаз Iо= Ia+Iв+ Iс=0 А Л1 Л2 В И1 И2 Л1 Л2 С И1 И2 Л1 Л2 при Ia=Iв=Ic И1 И2 Ia Iв КА 1 Iс Рисунок 1.18 - Схемы соединения трансформаторов тока в «Треугольник», «На разность токов двух фаз»; «На сумму токов трех фаз» 1.6 Источники оперативного тока Оперативным током называется ток, питающий цепи дистанционного управления коммутационных аппаратов, релейной защиты, автоматики и сигнализации. Питание оперативных цепей и особенно тех ее элементов, от которых зависит отключение поврежденного оборудования должно отличаться особой надежностью. Поэтому главное требование к источникам оперативного тока - чтобы во время короткого замыкания, когда идет глубокое снижение напряжения, и при ненормальных режимах в сети, напряжение на выходе источника оперативного тока и его мощность имели достаточную величину для надежной работы релейной защиты и надежного отключения соответствующих выключателей. Существуют системы постоянного, выпрямленного и переменного оперативного тока. На объектах ОСТ из-за своей высокой надежности применяется система постоянного оперативного тока. 19 Система постоянного оперативного тока Система обладает высокой надежностью, но и самая дорогостоящая. На НПС в закрытых распределительных устройствах (ЗРУ) применяется постоянный оперативный ток на номинальное напряжение 220В. Схема цепей оперативного тока (см. рисунок 1.19) состоит из шинок оперативного тока, которые расположены в релейных шкафах ячеек ЗРУ: ±EC - шинки управления питают устройства РЗА и маломощные приводы высоковольтных выключателей. На этих шинках напряжение должно быть всегда; ±EH – шинки сигнализации обеспечивают питание цепей световой, звуковой и центральной сигнализации; ±EY- шинки питания обеспечивают питание мощных приводов высоковольтных выключателей. Шинки питания к.п. не подключают к аккумуляторам и АУОТ (ШУОТ) и их питание осуществляется от специальных мощных выпрямительных устройств типа БПРУ, КВУ и подобных. Секции шинок оперативного тока к.п. защищены вводными автоматическими выключателями. Также между собой одноименные шинки имеют возможность секционирования с помощью автоматических выключателей для обеспечения питания двух секции шинок через один ввод в случае выхода из строя основного ввода. Следует отметить, что при нормальной схеме электроснабжения (при питании каждой секции шинок через свой ввод) межсекционные автоматические выключатели должны быть отключены (во избежание отключения обеих секции при возникновении КЗ на одной из секции шинок). Принцип работы системы постоянного оперативного тока: в нормальном режиме схемы электроснабжения ЗРУ, а также при наличии напряжения хотя бы на одном вводе в ЗРУ шинки управления (±EC) и сигнализации (±EH) получают питание от специальных устройств бесперебойного питания типа АУОТ (аппарат управления оперативным током), или ШУОТ (шкаф управления оперативным током). От этих же устройств одновременно идет подзарядка аккумуляторных батарей. При возникновении аварийной ситуации и полном исчезновении напряжения в ЗРУ, происходит мгновенная автоматическая подача напряжения на шинки управления и сигнализации от аккумуляторных батарей и работа РЗА и сигнализации, а также отключение высоковольтных выключателей происходит в нормальном режиме. Для обеспечения взаимного резервирования к.п. в ЗРУ устанавливается два АУОТ (ШУОТ). На АУОТ (ШУОТ) поступает трехфазное напряжение ~380В по двум взаимно резервирующим вводам от трансформаторов собственных нужд (ТСН), запитанных от разных СШ с разных вводов 6(10)кВ. При обесточивании одного ввода ~380В электроснабжение АУОТ (ШУОТ) автоматически осуществляется от второго ввода. Каждый АУОТ (ШУОТ) работает на свои потребители, а при выходе из строя одного, всю систему оперативного тока можно запитать от другого. Яч.№2 ШУ ШУ ШС ШС Яч.№10 QF ШУ 1,2 С.Ш. 1C.Ш. 2 С.Ш. Яч.№19 ШУ ШУ ШС ШС QF ШУ 1С.Ш. QF ШC 1,2 С.Ш. Отходящие линии 12фидеров №1 QF ШУ 2 С.Ш. Суммарная нагрузка 20А от распределительного №5 шкафа АУОТ (ШУОТ) №12 Рисунок 1.19 - Схема цепей постоянного оперативного тока (упрощенная) VD5 VD16 VD6 ТехническиеQF3 требования Iном=4А к АУОТ QF7 Iном=6,3А QF14 Iном=10А В настоящее время на объектах ОСТ находят широкое применение аппараты управления оперативным током типа АУОТ. По назначению и по техническим параметрам Выходные шинки "UАБ/Ud" КМ 3 УКИ Rиз<20кОм PV1 С7 С8 20 они сравнимы с ШУОТ, но имеют ряд преимуществ по качеству выпрямленного тока и функциональным возможностям. Рассмотрим технические требования к изготовлению, приемке и методам испытаний автоматических установок и аппаратов управления оперативным током в соответствии с ОТТ29.240.00-КТН-119-11 «Автоматические установки и аппараты управления оперативным током. Общие технические требования». Требования назначения и технические требования АУОТ предназначены для обеспечения: - надежного питания электроприемников постоянного тока; - заряда и подзаряда АБ; - включения привода высоковольтного выключателя. АУОТ должны обеспечивать следующие режимы заряда АБ: - поддерживающий заряд АБ стабилизированным напряжением; - ускоренный заряд разряженной после аварийного отключения АБ; - выравнивающий заряд глубоко разряженной АБ. В АУОТ должны быть реализованы следующие функции: - контроль за параметрами питающей сети; - ввод электроэнергии постоянного тока от АБ при исчезновении энергии от внешних источников питания; - питание толчковых нагрузок должно обеспечиваться выпрямительно-зарядными устройствами АУОТ без отбора тока от АБ; - распределение оперативного тока между потребителями; - селективная защита вводов и отходящих линий, за счет настройки время-токовых характеристик автоматических выключателей; - дублирование системы питания путем автоматического резервирования основного и резервного силовых выпрямительных блоков; - непрерывный контроль напряжения на сборных шинах постоянного тока с формированием сигнала об отклонении напряжения от нормируемого значения; - непрерывный автоматический контроль сопротивления изоляции сети постоянного тока относительно земли с формированием сигнала о снижении сопротивления изоляции ниже допустимого уровня; - формирование аварийного и предупредительного сигналов; - местный мониторинг параметров работы АУОТ; - дистанционный мониторинг параметров работы АУОТ из АСТУЭ; - стабилизация тока заряда и напряжения подзаряда; - термокомпенсация напряжения подзаряда; - автоматический контроль целостности цепи АБ. При исчезновении питающего напряжения по обоим вводам и его последующем восстановлении, хотя бы по одному вводу, АУОТ должны автоматически восстанавливать все режимы и поддерживать параметры, установленные до исчезновения напряжения питающей сети. Решение об изменении режима работы АУОТ принимает оперативный персонал. Технические параметры выпрямительных устройств должны полностью соответствовать типу аккумуляторов по пульсациям тока подзаряда. Устройство должно обеспечивать гальваническую развязку между сетью питания и сетью потребителя. Сброс аварийного сигнала и аварийной индикации после восстановления нормального режима работы должен выполняться по месту оперативным персоналом без перезагрузки АУОТ. Устройство АУОТ Конструктивно аппарат состоит из: - собственно аппарата управления оперативным током; - шкафа распределительного (ШР); 21 - шкаф аккумуляторный с аккумуляторными батареями (АБ). Аппарат получает питание по двум вводам 380В от двух взаимно-резевирующих источников, например ТСН. Вводы коммутируются на преобразовательную часть с помощью блока АВР (см. рисунок 1.19). Рисунок 1.19 - Структурная схема АУОТ-М-20-220 Для гальванической развязки питающей сети с глухозаземленной нейтралью и сети оперативного тока применяются разделительные трансформаторы тороидального типа. Для сглаживания остаточных пульсаций выпрямленного тока применяются дроссели (реакторы), также тороидального типа. Преобразовательная часть состоит из двух взаиморезервируемых силовых блоков: один из них – основной, другой – резервный, преобразующих переменное трехфазное напряжение питающей сети в постоянное выходное напряжение (см. рисунок 1.19). Рисунок 1.20 - Функциональная схема силового блока Два силовых блока управляются синхронно единой системой управления (см. рисунок 1.19). Благодаря ей включается в работу либо один из блоков, либо оба блока одновременно на общий выход. Гальваническая развязка между вводами питания переменного тока и выходом агрегата обеспечивается за счет высокочастотных трансформаторов Т в составе системы. 22 Напряжение питающей сети поступает на неуправляемый трехфазный выпрямитель через блок АВР, и с его выхода постоянный ток подается через сглаживающий фильтр для питания инвертора. Строение инвертора – на основе IGBT транзисторов (частота – 10 кГц). Первичная обмотка трансформатора Т является нагрузкой инвертора. С вторичной обмотки ток выпрямляется диодами и поступает на выход через LC-фильтр (см. рисунок 1.20). Аппарат управляется общей системой управления, основанной на микроконтроллере, которая выполняет как контролирующую, так и защитную функцию. АБ АУОТ «Дубна» оснащена датчиком напряжения, который монтирован в цепи АБ, датчиком температуры АБ, который обеспечивает термокомпенсацию напряжения подзаряда. Дополнительная функция системы управления – интерфейсная, которая позволяет встраивать агрегат в системы АСУ ТП. Интерфейс составлен из графического дисплея и пленочной клавиатуры. Блок АВР обеспечивает автоматическое переключение силовых блоков в один из 4-х приоритетных режимов работы: 1) питание основного силового блока от основного ввода; 2) питание основного силового блока от резервного ввода; 3) питание резервного силового блока от основного ввода; 4) питание резервного силового блока от резервного ввода. При пропадании напряжения на обоих силовых вводах, питание оперативных цепей осуществляется от аккумуляторной батареи, подключённой к выходу силовых блоков. При появлении любого из входных напряжений, соответствующий силовой блок автоматически возобновляет работу, обеспечивая установленные до исчезновения питания выходные параметры. Во время переключения выходное напряжение поддерживается аккумуляторной батареей. Устройство и работа системы управления: Система управления состоит из следующих функциональных узлов: - плата управления; - плата индикации; - плата контроля изоляции; - плата датчиков; - графический жидкокристаллический дисплей и клавиатура; - датчик температуры охладителя. Алгоритм, программа работы, заданные параметры и протокол аварийных ситуаций аппарата содержатся в контроллере платы управления. Контроллер платы управления производит измерение: UD1 – напряжения в звене постоянного тока основного силового блока; UD2 – напряжения в звене постоянного тока резервного силового блока, измерение и корректировку в соответствии с заданными значениями (уставками); UБАТ – напряжения на аккумуляторной батарее; UВЫХ – напряжения на выходе аппарата; IБАТ – тока в цепи батареи при её заряде, при разряде (знак минус) – индикацию величины разрядного тока; IВЫХ – суммарного выходного тока аппарата; - проверку состояния автоматических выключателей QF1…QF5; - проверку состояния реле контроля основной питающей сети KV3; - контроль сигнала о снижении сопротивления изоляции; - контроль сигналов аварии силовых блоков; - выдачу импульсов управления на драйверы силовых блоков; - опрос нажатых кнопок на клавиатуре; - контроль температуры охладителей; - передачу и прием информации платы индикации; - связь по интерфейсу RS-485 с прибором контроля температуры АБ; 23 - связь по интерфейсу RS-485 с управляющим компьютером верхнего уровня; - протоколирование во внутренней энергонезависимой памяти изменений в состоянии преобразователя. По командам, поступающим с платы индикации, плата управления осуществляет: включение, выключение, настройку параметров аппарата, а также выдает по интерфейсу на плату индикации информацию о текущем состоянии аппарата и аварийных ситуациях. В случае возникновения аварийной ситуации на панели индикации загорается светодиод "Авария" и выдачи сообщения об аварии на пульт оператора. В состав шкафа распределительного (ШР) входят: - автоматические выключатели, предназначены для подключения потребителей оперативного тока к выходной шине, а также для отключения аппарата от аккумуляторной батареи при выводе его в ремонт; - клеммные колодки, предназначены для подключения аккумуляторной батареи; - панель светодиодов, предназначена для информирования о состоянии автоматических выключателей: а) при включенном выключателе горит зеленый светодиод; б) при отключенном выключателе (после его включения) горит красный светодиод; в) светодиоды отключены, если автоматические выключатели не используются. - индикатор «Сеть» информирует о подключении напряжения к ШР; - кнопка «Сброс», предназначена для сброса световой индикации (красные светодиоды). 1.7 Режимы работы нейтрали Электроустановки в отношении мер электробезопасности разделяются на: электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с глухозаземленной или эффективно заземленной нейтралью; электроустановки напряжением выше 1 кВ в сетях с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор или резистор нейтралью; электроустановки напряжением до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью; электроустановки напряжением до 1 кВ в сетях с изолированной нейтралью. Электрическая сеть с эффективно заземленной нейтралью - трехфазная электрическая сеть напряжением выше 1 кВ, в которой коэффициент замыкания на землю не превышает 1,4 (см. рисунок 1.21). Применяется в сетях 110кВ и выше. Рисунок 1.21 - Трѐхфазная сеть с эффективно- заземлѐнной нейтралью Коэффициент замыкания на землю в трехфазной электрической сети - отношение разности потенциалов между неповрежденной фазой и землей в точке замыкания на землю другой или двух других фаз к разности потенциалов между фазой и землей в этой точке до 24 замыкания. При таком способе заземления во время однофазных замыканий напряжение на неповреждѐнных фазах относительно земли равно примерно 0,8 междуфазного напряжения в нормальном режиме работы сети. Это основное достоинство такого способа заземления нейтрали. При замыкании одной фазы на землю, образуется короткозамкнутый контур через землю и нейтраль источника с малым сопротивлением к которому приложена ЭДС фазы (рисунок 1.21). Возникает режим короткого замыкания, сопровождающийся протеканиями больших токов. Во избежание повреждения оборудования длительное протекание больших токов недопустимо, поэтому КЗ быстро отключаются релейной защитой. Также для ограничения величины токов короткого замыкания на землю заземляются не все нейтрали трансформаторов (эффективное заземление). Глухозаземленная нейтраль - нейтраль трансформатора или генератора, присоединенная непосредственно к заземляющему устройству. Глухозаземленным может быть также вывод источника однофазного переменного тока или полюс источника постоянного тока в двухпроводных сетях, а также средняя точка в трех проводных сетях постоянного тока. Рисунок 1.22 - Трѐхфазная сеть с глухозаземлѐнной нейтралью Применяется на напряжение до 1кВ для одновременного питания трѐхфазных и однофазных нагрузок, включаемых на фазные напряжения (см. рисунок 1.22). В них нейтраль трансформатора или генератора присоединяется к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление. Для фиксации фазного напряжения при наличии однофазных нагрузок применяется нулевой проводник, связанный с нейтралью трансформатора. Этот проводник служит для выполнения функции зануления, т.е. к нему преднамеренно присоединяют металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением. При наличии зануления пробой изоляции на корпус вызовет однофазное короткое замыкание и срабатывание защиты с отключением установки от сети. 1 Сеть с резонансно – заземлѐнной нейтралью - нейтраль трансформатора или генератора присоединѐнная к заземляющему устройству через дугогосящий реактор (см. рисунок 1.23) 25 Рисунок 1.23 - Трѐхфазная сеть с резонансно – заземлѐнной нейтралью Применяется в сетях 3-35кВ для уменьшения тока замыкания на землю. В нормальном режиме работы ток через реактор практически равен нулю. При полном замыкании одной фазы на землю дугогосящий реактор оказывается под фазным напряжением и через место замыкания на землю протекает наряду с емкостным током I(c), также индуктивный ток реактора I(L) (см. рисунок 1.23). Так как индуктивный и емкостной токи отличаются по фазе на угол 180°, то в месте замыкания на землю они компенсируют друг друга. Если I(c) = I(L) (резонанс), то через место замыкания на землю ток протекать не будет. Благодаря этому дуга в месте повреждения не возникает и устраняются связанные с нею опасные последствия. В сетях с резонансно- заземлѐнной нейтралью, так же как и в сетях с незаземлѐнными нейтралями, допускается временная работа с замкнутой на землю фазой. При однофазном замыкании на землю напряжение двух неповреждѐнных фаз относительно земли увеличивается в √3 раз т.е. до междуфазного. Следовательно, по своим основным свойствам эти сети аналогичны сетям с незаземлѐнными (изолированными) нейтралями. Сеть с изолированной нейтралью - нейтраль трансформатора или генератора, не присоединенная к заземляющему устройству или присоединенная к нему через большое сопротивление приборов сигнализации, измерения, защиты и других аналогичных им устройств (см. рисунок 1.24). Рисунок 1.24 - Трѐхфазная сеть с изолированной нейтралью Система с изолированной нейтралью применяется для повышения надежности электроснабжения. Характеризуется тем, что при замыкании одной фазы на землю возрастает напряжение фазных проводов относительно земли до линейного напряжения, и симметрия напряжений нарушается. Между линией и нейтралью протекает емкостной ток. Если он меньше 5А, то допускается продолжение работы до 2 ч для турбогенераторов мощностью до 26 150 МВт и для гидрогенераторов - до 50 МВт. Если установлено, что замыкание произошло не в обмотке генератора, а в сети, то допускается работа в течение 6 ч. Сети от 1 до 10 кВ — это сети генераторного напряжения электрических станций и местные распределительные сети. При замыкании на землю одной фазы в такой системе напряжение неповрежденных фаз относительно земли возрастает до величины линейного напряжения. Поэтому изоляция должна быть рассчитана на это напряжение. Основное преимущество режима изолированной нейтрали — способность подавать энергию электроприемникам и потребителям при однофазном замыкании на землю. Недостатком этого режима являются трудности в обнаружении места замыкания на землю. Повышенная надежность режима (т.е. возможность нормальной работы при однофазных замыканиях на землю, которые составляют значительную часть повреждений электрооборудования) изолированной нейтрали обуславливает обязательное его применение при напряжении выше 1 кВ до 35 кВ включительно, поскольку эти сети питают большие группы электроприемников и потребителей. 27 Занятие №2 Релейная защита электроустановок и сетей 0,4-10 кВ Продолжительность: 4 часа Выписка из Максимально токовая защита (МТЗ), в том числе с блокировкой по программы минимальному напряжению, токовая отсечка (ТО), токовая направленная защита линии, трёхступенчатые токовые защиты, дифференциальная защита, защита минимального напряжения (ЗМН), защита от потери питания (ЗПП), защита от замыкания на землю (ОЗЗ), дуговая защита, логическая защита шин, направленная защита линии. Автоматическое ускорение защит, УРОВ. Назначение, устройство, расчет уставок. Требования к выбору и месту установки аппаратов защиты до 1000 В. Релейная защита электродвигателей до 1000 В. Требования НТД ПАО «Транснефть» к устройствам РЗиА, выполненным на электромеханической и микропроцессорной базе, их принципиальные отличия. Электрические системы, в соответствии с их назначением, большую часть времени обеспечивают потребителей качественной электрической энергией. Но какими бы надежными ни были эти системы, в них неизбежно возникают повреждения и ненормальные режими, которые в свою очередь могут приводить к возникновению аварий. При возникновении повреждения или нежелательного режима управление электрическими системами должно осуществляться по особым алгоритмам. Это необходимо, чтобы и в экстремальных условиях все же обеспечить нормальное электроснабжение хотя бы части потребителей, предотвратить развитие аварии и снизить возможные объемы разрушения поврежденного электрооборудования. Для реализации этих алгоритмов используются средства противоаварийной автоматики, основу которых составляют системы релейной защиты. Подавляющее большенство повреждений в электрических системах сопровождаются повышением тока, поэтому именно ток целесообразно использовать в качестве входного сигнала для средств релейной защиты. Средства релейной защиты, которые оценивают состояние защищаемого объекта по току, называют токовыми. Токовые защиты должны устанавливаться на защищаемом участке электрической сети со стороны источника питания. Если электрическая сеть включает в себя несколько источников, то защиты на контролируемом объекте следует устанавливать со стороны каждого источника питания, а сами защиты в этом случае должны обладать направленностью действия. Наиболее часто защиты реагируют на повышение тока. Поэтому они являются защитами максимального типа и называются максимальными токовыми защитами. В настоящем конспекте применены следующие обозначения и сокращения: ЩУ – щит управления; РУ – распределительное устройство; ОПН – ограничитель перенапряжений; ОРУ – открытое распределительное устройство; ЗРУ – закрытое распределительное устройство; КРУ – комплектное распределительное устройство; ЩСУ – щит станции управления; СУ – станция управления; КЗ – короткое замыкание; РЗА – релейная защитная автоматика; ЭД – электродвигатель; ТСН – трансформатор собственных нужд; ТТ – трансформатор тока; 28 ТН – трансформатор напряжения; СШ – система сборных шин; ВМВ (ВВВ) - вводной масляный выключатель (вакуумный); МВ (ВВ) – выключатель масляный (вакуумный); СМВ (СВВ) – секционный масляный (вакуумный) выключатель; ВН – выключатель нагрузки; ВА – вводной автоматический выключатель; АВ – автоматический выключатель; СА – секционный автоматический выключатель; АВР – автоматическое включение резерва; АПВ – автоматическое повторное включение; АЧР – автоматическая частотная разгрузка; ДЗШ – дифференциальная защита шин; ДЗТ – дифференциальная защита трансформатора; УРОВ – устройство резервирования при отказе выключателей; МТЗ – максимально-токовая защита; ТО – токовая отсечка; ЗПП – защита от потери питания; ЗМН – защита минимального напряжения; ЗЗ – защита от замыканий на землю; ВРУ – вводное распределительное устройство (низковольтное) 2.1 Максимальная токовая защита (МТЗ) Максимальные токовые защиты (МТЗ) - это токовые защиты максимального типа, селективность действия которых обеспечивается выбором различных выдержек времени срабатывания. Как правило, МТЗ используются для защиты электрических сетей с односторонним питанием. Они устанавливаются в начале каждого контролируемого объекта со стороны источника питания (рисунок 2.1). Выдержки времени срабатывания защит должны нарастать по мере приближения к источнику питания: tcз1> tcз2> tcз2> tcзн4. При коротком замыкании на линии W3 (например, в точке К.З) токи в линиях от источника до точки К.З увеличатся и все обтекаемые током К.З защиты МТЗ-1…МТЗ-3 могут начать действовать. Среди перечисленных защит МТЗ-3 имеет наименьшую выдержку времени и поэтому срабатывает первой, отключая только поврежденную линию W3. Остальные защиты вернуться в исходное состояние, так и не успев сработать. При коротком замыкании на линии W2 (в точке К2) током КЗ обтекаются защиты МТЗ1и МТЗ-2. Из них меньшей выдержкой времени обладает МТЗ-2. Именно она должна сработать первой и отключить поврежденную линию W2. При коротком замыкании на линии W1 должна сработать защита МТЗ-1. Е Q1 W1 К1 W2 К2 tСЗ1 Q1 W3 К3 Q1 Н4 Н3 Н2 Н1 tСЗ Q1 Защит а наг рузки МТЗ-3 МТЗ-2 МТЗ-1 tСЗ2 tСЗ3 tСЗН4 Рисунок 2.1 - Принцип действия максимальной токовой защиты в радиальной сети с односторонним питанием 29 Выбор уставок МТЗ Ток срабатывания МТЗ выбирается по условию, ток срабатывания должен быть больше максимального рабочего тока, чтобы защита не действовала при нормальной работе системы: Icз mах> Iраб mах. Ток возврата защиты должен быть больше тока самозапуска в послеаварийном режиме работы системы, чтобы защита возвращалась в исходное положение после селективного отключения поврежденного оборудования другой защитой: Iвз > Iсзап. Так, при К.З в начале линии W2 (рисунок 2.2) токи в местах установки защит МТЗ1 и МТЗ2 увеличиваются, токовые реле этих защит срабатывают и реле времени начинает отсчет, установленных на них, выдержек времени. Одновременно снижается напряжение на шинах подстанции ПС2 и электродвигатели ЭД, питающиеся от этой подстанции затормаживаются, но в соответствии с технологическим режимом остаются подключенными к электрической сети. После отключения линии W2 защитой МТЗ2 начинается процесс самозапуска этих двигателей, при котором ток в месте установки МТЗ1 равен току самозапуска электродвигателей. В этих условия необходимо, чтобы МТЗ1 все же вернулась в исходное состояние, прервав отсчет времени. Учитывая, что ток срабатывания защиты и ток её возврата связаны коэффициентом возврата (kВ = Iвз /Iсз), а также используя коэффициент надежности kН, второе условие можно переписать в виде kн Iс зап kв ICЗ = Учитывая также, что МТЗ – это защита, имеющая выдержку времени срабатывания, kН = 1,1 … 1,2 для реле РТ-40, РТ-80 и РТ-90; kВ = 0,8…0,85 для тех же типов реле. Если максимальное значение тока самозапуска неизвестно, его можно определить приближенно на основании коэффициента самозапуска, показывающего, во сколько раз ток самозапуска больше максимального рабочего тока. Тогда ICЗ = kн kс зап Iраб max. kв Здесь Iсзап и kСЗАП – ток самозапуска электродвигателей в месте установки защиты и коэффициент самозапуска соответственно. ПС1 ПС2 МТЗ-2 МТЗ-1 Q1 W1 Q2 UПС2 МТЗ-3 t IW1 W2 К М1 МТЗ-4 Самозапуск IСЗП Q3 t Q4 М2 Рисунок 2.2 - Принцип действия максимальной токовой защиты при каскадном соединении линий 30 2.2 Токовая отсечка Токовые отсечки – это быстродействующие токовые защиты максимального типа, селективность действия которых обеспечивается за счет ограничения зоны действия (т.е. выбором только уставки по току). В сетях с односторонним питание токовые отсечки устанавливаются в начале защищаемого участка со стороны источника питания. Поскольку токи К.З зависят от удаленности места повреждения от источника питания, то можно подобрать такое значение тока срабатывания отсечки, при котором в зону ее действия будет входить только контролируемый объект. Так, ток срабатывания токовой отсечки ТО1 (рисунок 2.3) должен быть больше максимально возможного тока К.З на смежном присоединении, т.е. на линии W2. ТО-1 ПС1 ПС2 W1 Q1 ТО-2 W2 Q2 К1 10 кВ К2 Iк IСЗ (3) IК max (2) IК min IсзТО1 (3) IК max К1 IсзТО2 (3) IК max К2 l lmin lmax lmin lmax Рисунок 2.3 - Принцип действия токовой отсечки в радиальной сети с односторонним питанием Поскольку ток К.З при повреждении в начале линии W2 практически равен току К.З при повреждении в конце линии W1, для выбора уставки обычно рассчитывают ток К.З при повреждении на подстанции ПС2, т.е. при К.З в граничной между линиями в точке К1. Условия выбора тока срабатывания отсечки в этом случае может записано так: Iсз ТО1 > IК(3)max (K1) , где IК(3)max (K1) - действующее значение тока К.З в максимальном режиме работы энергосистемы при повреждении в точке К1. Выбор уставок токовых отсечек. При расчетах уставок быстродействующих защит (к которым относится токовая отсечка) необходимо учитывать возможное влияние апериодической составляющей тока КЗ. С этой целью в условие выбора включают коэффициент запаса (таблица 2.1), значение которого зависит от типа чувствительного элемента (токового реле) и защищаемого объекта: Iсз ТО1 = kн * IК(3)max (K1) , 31 Т а б л и ц а 2.1 – Значение коэффициента запаса для токовых отсечек мгновенного действия Защищаемый объект Тип реле трансформатор 1,3…1,4 1,6 линия РТ-40 РТ-80 1,2…1,3 1,5…1,6 Токовые отсечки без выдержки времени, установленные для защиты трансформаторов или линий, от которых далее питаются силовые трансформаторы, необходимо дополнительно отстраивать от бросков тока намагничивания, возникающих при включении (восстановлении питания) указанных трансформаторов. Зона действия токовой отсечки линии определяется графически по точке пересечения кривой изменения тока К.З и горизонтальной линии, соответствующей уставке. В зависимости от вида К.З и режима работы энергосистемы положение правой границы зоны действия отсечки может изменятся (токовая отсечка обладает относительной селективностью), а ширина зоны действия может принимать значения от lmin до lmax (рисунок 3). Эффективность отсечек оценивается по коэффициенту чувствительности или по длине зоны действия: - для отсечек трансформаторов чувствительность определяется по току самого «легкого» КЗ (определяемого режимом работы нейтрали) в месте установки отсечке в минимальном режиме работы энергосистемы; при этом должно выполнятся условие: kч ≥ 2; - при расчете коэффициента чувствительности отсечек блоков линия – трансформатор используют минимальный ток при КЗ в конце линии (т.е. на границе между линией и трансформатором); kч ≥ 1,5; - токовая отсечка линия считается эффективной, если зона ее действия охватывает не мене (15…20) % общей протяженности линии. Так как токовая отсечка мгновенного действия контролирует лишь часть объекта, ее использование в качестве единственной защиты данного объекта недопустимо. 2.3 Токовая направленная защита линии Направленная защита – это защита, действующая только при определенном направлении (знаке) мощности короткого замыкания. В электрических сетях с двухсторонним питанием и в колцевых сетях обычные токовые защиты не могут действовать селективно. Например, в электрической сети с двумя источниками питания (рисунок 2.4), где выключатели и защиты установлены с обеих сторон каждой линии, при повреждении в точке К1 должны выполнятся следующие условия выбора выдержек времени срабатывания МТЗ: tCЗ 2 < tCЗ 3 < tCЗ 4< tCЗ 5 < tCЗ 6. При К.З в точке К2 tCЗ 1 > tCЗ 2 > tCЗ 3 и tCЗ 6 > tCЗ 5 > tCЗ 4. При К.З в точке К3 tCЗ 1 > tCЗ 2 > tCЗ 3> tCЗ 4 > tCЗ 5. Ес1 1 W1 К1 2 3 W2 К2 4 5 W3 6 Ес2 К3 Рисунок 2.4 - Принцип действия токовой направленной защиты в электрических сетях с двухсторонним питанием 32 Эти требования противоречивы и не могут быть выполнены в одной системе защит. Для обеспечения селективного действия токовых защит в этих условиях необходимо использовать дополнительный признак, характеризующий расположение места повреждения относительно защит. В качестве этого признака можно использовать направление мощности в месте установки защиты. Для того чтобы обеспечить селективное действие МТЗ, нужно разрешить действовать только тем защитам, направление мощности короткого замыкания в месте установки которых – от шин к линии. Тогда выполнять согласование по времени срабатывания необходимо только для тех защит, действие котрых разрешено (рисунок 2.5). С учетом этого при коротком замыкании в точке К1 tCЗ 2 < tCЗ 4 < tCЗ 6; в точке К2 tCЗ 1 > tCЗ 3 и tCЗ 4 < tCЗ 6; в точке К3 tCЗ 1 > tCЗ 3> tCЗ 5. Ес1 1 Н1 tСЗ 2 W1 3 W2 К1 t1 4 К2 Δt t3 t2 Δt t4 Δt tСЗ 5 W3 К3 6 Ес2 Н4 Δt t5 t6 Рисунок 2.5 - Работа токовой направленной защиты с выдержками времени. Как видно на рисунке 2.5, в новых условиях требования к соотношению выдержек времени срабатывания отдельных защит не противоречат друг другу. Следовательно, система защиты реализуема. Выбор параметров срабатывания напрвленных токовых защит Направленные МТЗ необходимо отстраивать от максимальных рабочих токов с учетом самозапуска электродвигателей в послеаварийных режимах после отключения смежного присоединения, т.е. так же, как и обычные ненаправленные МТЗ: ICЗ = kн Iс зап = kн Iс зап Iраб max. 2.4 Трёхступенчатая МТЗ Для того чтобы обеспечить надежную защиту электрических сетей при повреждениях часто недостаточно использовать защиту одного вида. Так, токовые отсечки обеспечивают быстрое выявление повреждений, но имеют зоны нечувствительности в конце контролируемого объекта. Максимальные токовые защиты имеют достаточно протяженные 33 зоны действия, но их приходится выполнять с большими выдержками времени срабатывания, особенно на головных участках сетей – т.е. там, где требуется высокое быстродействие. Для того чтобы максимально использовать достоинства защит разных типов, их объединяют в один комплекс. Наибольшее распространение получили трехступенчатые токовые защиты. В качестве первой ступени используются токовые отсечки мгновенного действия (селективные токовые отсечки). В качестве второй – используются токовые отсечки с выдержкой времени срабатывания (неселективные токовые отсечки). В качестве третьей ступени – МТЗ. Трехступенчатые токовые защиты могут быть неполными. Например, на головной линии W1 (рисунок 2.6), как правило, устанавливаются все ступени защиты. На смежных с головным участком сети линиях W2 чаще используют только две ступени: первую и третью. На удаленных от источника питания объектах сети (линия W3) обычно достаточно только третьей ступени защиты – МТЗ. Расчеты целесообразно вести, начиная с наиболее удаленной от источника питания линии (W3). Первичный ток срабатывания третьей ступени защиты 3 определяется так: kн kн kсзап W3 Iс зап W3 = Iраб max. kв kв ICЗ З3 = где Iсзап W3 и Iраб max W3 – значение тока самозапуска в послеаварийном режиме и максимальное значение рабочего тока в линии W3 в нормальном режиме, соответственно; kн – коэффициент надежности (для защит, имеющих выдержку времени); kВ – коэффициент возврата; kсзап W3 – коэффициент самозапуска для линии W3. Ес1 1: ТО, НО, МТЗ Q1 К2 К1 W2 2: МТЗ W3 Q3 Q2 Н4 Н4 К3 Н2 Н1 Iк, IСЗ 2: ТО, МТЗ W1 Н3 IСЗ1-1 (3) IК2 max IСЗ1-2 IСЗ2-1 (3) IК3 max (3) IК max IСЗ1-3 (2) IСЗ2-3 IК min IСЗ3-3 l tСЗ tСЗ1-3 tСЗ2-3 tСЗ3-3 tСЗ1-1 tСЗ1-2 tСЗ2-1 tСЗН-4 l Рисунок 2.6 - Принцип действия трехступенчатой токовой защиты 34 Выдержка времени срабатывания третьей ступени защиты 3: t СЗ 3-3 = t СЗ Н4 + Δt , где t СЗ Н4 – максимальное время срабатывания защит нагрузок, с которыми третья ступень 3 может иметь общую зону действия; Δt – ступень селективности. Параметры срабатывания МТЗ второй и первой линий определяются аналогично: ICЗ 2-3 = kн kн kсзап W2 Iсзап W2 = Iраб max W2 , kв kв t СЗ 2-3 = max(t СЗ 3-3 * t СЗ Н3) + Δt , ICЗ 1-3 = kн kн kсзап W1 Iсзап W1 = Iраб max W1 , kв kв t СЗ 1-3 = max(t СЗ 2-3 * t СЗ Н2) + Δt . Первичный ток срабатывания первой ступени (отсечки мгновенного действия) второй линии: I СЗ 2-1 = kн * IК(3)max , где kЗ – коэффициент запаса (для защит мгновенного действия); IК(3)max – максимальное значение тока в месте установки защиты при трехфазном КЗ в конце второй линии. Аналогично определяется ток срабатывания первой ступени защиты 1: I СЗ 1-1 = kн * IК2(3)max , Вторая ступень защиты 1 должна быть отстроена от тока срабатывания первой ступени защиты, установленной на следующей (второй) линии: I СЗ 1-2 = kн 1-2 * I СЗ 2-1 = kн 1-2 kн 2-1 IК(3)max , где kн 1-2 и kн 2-1 - коэффициенты надежности по току второй ступени защиты первой линии и первой ступени второй линии соответственно; в общем случае значения этих коэффициентов различны, т.к. первая ступень защиты не имеет выдержки времени, а вторая – с целью обеспечения селективности действия – имеет. По времени вторая ступень защиты 1 также должна быть отстроена от времени действия быстродействующих защит отходящих присоединений (вторая линия), с которыми имеет общую зону действия: t СЗ 1-2 = t СЗ 2-1 + Δt , где t СЗ 2-1 – время действия первой ступени защиты 2. Токи срабатывания реле (вторичные токи) отдельных ступеней защит вычисляется так: Iср = kсх Iсз , kТА где Iсз – первичный ток срабатывания соответствующей ступени защиты; kсх – коэффициенты схемы; kТА – коэффициенты трансформации трансформаторов тока защиты. Чувствительность первых ступеней защит токовой трехступенчатой линии электропередачи 10 кВ оценивается по ширине зоны действия. Зона действия, как правило, определяется графически. 35 Чувствительность вторых ступеней может оцениваться по ширине зоны действия или по значению коэффициента чувствительности. Если зона действия второй ступени полностью охватывает контролируемую линию, то третья ступень защиты этой линии выполняет только резервные функции. Ели же зона действия второй ступени меньше длины контролируемой линии, то третья ступень защиты линии является основой. Чувствительность третьих ступеней защит оценивается по коэффициенту чувствительности, как у отдельных МТЗ. 2.5 Продольная дифференциальная защита Дифференциальная защита — один из видов релейной защиты, отличающийся абсолютной селективностью и выполняющийся быстродействующей (без искусственной выдержки времени). Применяется для защиты трансформаторов, автотрансформаторов, генераторов, генераторных блоков, двигателей, воздушных линий электропередачи и сборных шин (ошиновок). На линиях отходящих от шин электростанций или узловых подстанций, часто по условиям устойчивости требуется обеспечить отключение К.З в пределах всей защищаемой линии без выдержки времени. Это требование нельзя выполнить с помощью мгновенных токовых отсечек, защищающих только часть линии. Кроме того, отсечки неприменимы по условию селективности, на коротких ЛЭП, где токи К.З в начале и в конце линии примерно одинаковы. В этих случаях используются дифференциальные защиты (ДЗ), обеспечивающие мгновенное отключение КЗ в любой точке защищаемого участка и не действующие при КЗ за пределами зоны действия. Принцип действия продольных дифференциальных защит основан на сравнении величины и фазы токов в начале и конце защищаемого участка. Дифференциальная защита линии. При К.З вне защищаемой линии токи в начале и конце линии направлены в одну сторону и равны по величине (рисунок 2.7 а). При этом в токовом реле КА вторичные токи вычитаются, реле не сработает. При К.З в пределах защищаемой линии, токи направлены в разные стороны и не равны по величине (как правило) (рисунок 2.7 б). При этом в токовом реле КА вторичные токи складываются, реле сработает. + Е1 W1 а) Е2 Е1 W1 Е2 б) Рисунок 2.7 - Принцип действия продольной дифференциальной защиты линии Достоинства: 1. защита не реагирует на качания и перегрузки; 2. действует без выдержки времени при КЗ в любой точке линии. Недостатки: 1. высокая стоимость соединительного кабеля и его прокладки; 2. возможность ложной работы при повреждении соединительных проводов; 3. используется только на коротких ЛЭП. 36 Дифференциальная защита трансформаторов. Продольная дифференциальная защита устанавливается в обязательном порядке для трансформаторов мощностью от 6300 кВа, она служит для предупреждения выхода из строя оборудования, вследствие многофазных замыканий внутри обмоток и на выводах. Дифференциальная защита трансформаторов обязательна к установке и для параллельно работающих трансформаторов мощностью от 4000 кВа. Трансформаторы небольшой мощности на 1000 кВа, комплектуются дифзащитой, при отсутствии газовой защиты, и в том случае если МТЗ рассчитана на большую выдержку времени от 0,5 сек, а токовая отсечка имеет низкую степень чувствительности. Дифференциальная продольная защита с циркулирующими токами, отключает силовой трансформатор, мгновенно после неисправности, без выдержки времени. Принцип действия дифференциальной защиты построен на применении первого закона Киргофа. Защищаемый объект принимается за узел, ток фиксируется полностью на всех ветвях, соединяющих объект с внешней электрической сетью. При повреждении на отходящей ветви, сумма токов, входящих и отходящих из узла, равна нулю (рисунок 2.8, а). При повреждении трансформатора, в случае КЗ, сумма токов в ветвях будет равна токам короткого замыкания (рисунок 2.8, б) . Диффзащита трансформатора отличается от дифференциальной защиты высоковольтных линий и генераторов наличием неравенства первичных токов разных обмоток трансформаторов и несовпадением по фазе. На трансформаторах напряжением от 110 до 220 кВ мощностью 63 МВ·А и более должно устанавливаться по два комплекта дифференциальных защит в целях повышения надежности отключения К.З в их зоне действия и улучшения условий селективности действия резервных защит, установленных на примыкающих к трансформаторам ВЛ разных классов напряжения. Указанные комплекты защит должны быть подключены по цепям оперативного тока и цепям ТТ с соблюдением принципов ближнего резервирования. ДЗТ должна быть предусмотрена с действием на отключение выключателей напряжением от 6 до 220 кВ без выдержки времени для трансформаторов мощностью 6,3 МВ∙А и более, а также для трансформаторов мощностью 4 МВ∙А и более при их параллельной работе с целью селективного отключения поврежденного трансформатора; ДЗТ может быть предусмотрена на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 МВ∙А, если: токовая отсечка не соответствует требованиям чувствительности, а МТЗ имеет выдержку времени более 0,5 с; трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям. При нечувствительности токовой отсечки допускается защиту трансформаторов КТП с питающей линией выполнять ДЗ. Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора. Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами. Допускается использование для дифференциальной защиты ТТ, встроенных в трансформатор, при наличии защиты, обеспечивающей отключение (с требуемым быстродействием) КЗ в соединениях трансформатора со сборными шинами. Если в цепи низшего напряжения трансформатора установлен реактор и защита трансформатора не обеспечивает требования чувствительности при КЗ за реактором, допускается установка ТТ со стороны выводов низшего напряжения трансформатора для осуществления защиты реактора. На трансформаторах мощностью до 25 МВ·А данная защита должна быть отстроена по току срабатывания от бросков тока намагничивания и переходных значений токов небаланса, если при этом обеспечивается требуемая чувствительность. 37 Е1 Е1 Рисунок 2.8 - Принцип действия продольной дифференциальной защиты трансформаторов 2.6 Защита минимального напряжения (ЗМН) После отключения короткого замыкания происходит самозапуск электродвигателей, подключенных к секции или системе шин, на которых во время короткого замыкания имело место снижение напряжения. Токи самозапуска, в несколько раз превышающие номинальные, проходят по питающим линиям (или трансформаторам) собственного расхода. В результате напряжение на шинах собственного расхода, а следовательно, и на электродвигателях понижается настолько, что вращающий момент па валу электродвигателя может оказаться недостаточным для его разворота. Самозапуск электродвигателей может не произойти, если напряжение на шинах окажется ниже 55—65% UHOM., поэтому, для того чтобы обеспечить самозапуск наиболее ответственных электродвигателей, устанавливается защита минимального напряжения, отключающая неответственные электродвигатели, отсутствие которых в течение некоторого времени не отразится на производственном процессе. При этом уменьшается суммарный ток самозапуска и повышается напряжение на шинах собственного расхода, благодаря чему обеспечивается самозапуск ответственных электродвигателей. В некоторых случаях при длительном отсутствии напряжения защита минимального напряжения отключает и ответственные электродвигатели. Это необходимо, в частности, для пуска схемы АВР электродвигателей, а также по технологии производства. Отключение ответственных электродвигателей защитой минимального напряжения производится также в тех случаях, когда их самозапуск недопустим по условиям техники безопасности или из-за опасности повреждения приводимых механизмов. В электроустановках с постоянным оперативным током защита минимального напряжения может выполняться с помощью простой схемы (рисунок 2.9) для каждой секции сборных шин. В цепи реле времени КТ1, действующего на отключение неответственных электродвигателей, включены последовательно контакты двух реле минимального напряжения KV1.1 и KV2.1. Благодаря такому включению реле предотвращается ложное срабатывание защиты при перегорании любого предохранителя в цепях трансформатора напряжения. Напряжение срабатывания реле KV1 принимается порядка 70% UHOM. 38 KT1 KV1.1 KV1 KV2.1 KV2 KT2 KT1.1 От ТН На отключение неотв. ЭД KT2.1 На отключение отв. ЭД Рисунок 2.9 – Схема защиты минимального напряжения на постоянном оперативном токе; а-цепи переменного напряжения; б-оперативные цепи. Выдержка времени защиты на отключение неответственных электродвигателей отстраивается от отсечек электродвигателей и устанавливается равной 0,5 с. Выдержка времени на отключение ответственных электродвигателей принимается 6 с, для того чтобы защита не действовала на их отключение при снижениях напряжения, вызванных короткими замыканиями и самозапуском электродвигателей. Как показывает опыт эксплуатации, в ряде случаев самозапуск электродвигателей продолжается 20—25 с при снижении напряжения на шинах собственного расхода до 60—70% UHOM. При этом, если не принять дополнительных мер, защита минимального напряжения (реле KV1), имеющая уставку срабатывания 0,5 UHOM, могла бы доработать и отключить ответственные электродвигатели. 2.7 Защита от потери питания (ЗПП) Защита от потери питания (ЗПП) предназначена для: - предотвращения повреждения электродвигателей при восстановлении питания и при несинхронном включении (ЭД, которые не допускают несинхронное включение, отключаются защитой ЗПП); - облегчения условий самозапуска ЭД ответственных механизмов (путем отключения неответственных ЭД); - обеспечения условий техники безопасности и технологического процесса. Защита выполняется групповой, как правило, одна защита на одну секцию. ЗПП может иметь различные исполнения: - при отсутствии СД или их мощности 10-15 % от общей нагрузки секции применяется защита минимального напряжения (ЗМН); - при наличии СД и жестких требованиях к времени перерыва питания применяется ЗМН и защита минимального напряжения и минимальной частоты с блокировкой по направлению мощности. (При потере питания СД переходит в режим генератора, поэтому частота напряжения на секции снижается, а направление активной мощности изменяется на противоположное). Использование реле минимальной частоты позволяет существенно уменьшить время фиксации потери питания. Это объясняется тем, что частота достигает уставки срабатывания раньше, чем напряжение. Для предотвращения срабатывания ЗПП при общесистемном снижении частоты в нее вводится реле направления мощности. Во многих случаях еще большее быстродействие имеет ЗПП на контроле величины угла δ. Действие защиты от потери питания всегда согласовывается с АВР и АПВ. Выявление потери питания на подстанциях с синхронными двигателями. Основным недостатком пускового органа минимального напряжения является большое время действия при наличии синхронных двигателей. При потере питания СД переходят в 39 режим генератора, благодаря чему напряжение на шинах подстанции продолжает превышать уставку срабатывания защиты от потери питания даже после отключения питающей линии. Во многих случаях по условиям непрерывности технологического процесса такое время перерыва питания является недопустимым. Поэтому актуальным для современных подстанций промышленных предприятий является повышение быстродействия пусковых органов АВР. Для работы защиты от потери питания и АВР используют следующую информацию: - снижение частоты напряжения на секции; - изменение направления активной мощности на вводе рабочего питания секции; - изменение величины и знака угла между векторами напряжений рабочего и резервного источника питания; - скорость изменения частоты напряжения на секции; - различные комбинации рассмотренных выше параметров. KW1 TA1 TA2 KW1 KW2 Q1 KLF KF KLW KLW KT KT TV СД KLF KF KW2 На отключение Q1 KW1 KLF KW2 KLF Рисунок 2.10 – Схема защиты от потери питания: а-вторичные токовые цепи и цепи напряжения; б-оперативные цепи. Относительно простым и широко применяемым в настоящее время является пуск АВР при одновременном снижении частоты напряжения и изменении направления активной мощности на вводе рабочего напряжения. Реле мощности подключается так, чтобы при направлении мощности от источника к потребителю его контакты были замкнуты. В схеме используется два реле мощности KW1 и KW2. Это необходимо для исключения неправильной работы одного реле при двухфазном КЗ за трансформатором с нечетной группой. При нормальной частоте реле KLF обесточено и устройство не работает. При снижении частоты реле KF срабатывает и подается напряжение на обмотки реле мощности. Если реле KF сработало из-за снижения частоты в энергосистеме, контакты реле мощности замкнутся, сработает реле KLW. При этом реле времени КТ, имеющее выдержку времени 0,3 – 0,5с, не сработает. Если срабатывание реле частоты обусловлено потерей питания, контакты реле мощности останутся разомкнутыми и реле времени КТ сработает. Время работы устройства состоит из времени снижения частоты до уставки срабатывания реле (48-48,5 Гц) и выдержки реле времени. TЗПП = до 0.5 c. 40 2.8 Защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) Защита от однофазных замыканий на землю может быть реализована на основе двух разных подходов. Во-первых, путем общего (неселективного) контроля состояния изоляции сети относительно земли. Во-вторых, избирательно (селективно) действующими средствами, выявляющими замыкания на землю на отдельных присоединениях. Общий контроль состояния изоляции и выявление однофазных замыканий на землю, как правило, основан на непрерывном измерении напряжения нулевой последовательности в контролируемой электрической сети. При этом выявляется лишь факт возникновения замыкания. Но определить по напряжению нулевой последовательности, на каком из присоединений произошло повреждение, невозможно. Поэтому приходится их поочередно отключать. При отключении поврежденного присоединения напряжение нулевой последовательности в сети снижается до фонового уровня. Этот признак и используется при поиске повреждения. В соответствии с определением симметричных составляющих напряжение нулевой последовательности представляется так: U0 = 1 (ЕА0 + ЕВ0 + ЕС0). 3 Здесь ẺА0, ẺВ0, ẺС0 – векторы ЭДС фаз А, В, С относительно земли. Отсюда следует, что в нормальном симметричном режиме, когда потенциал нейтрали сети равен нулю, а модули векторов равны соответствующим модулям векторов фазных ЭДС, напряжение нулевой последовательности в сети Ú0=0. При замыкании фазы С на землю: ẺС0 = 0, ẺА0, = ẺАС, ẺВ0 = ẺВС . Тогда U0 = 1 1 1 1 3ЕС0 = ЕС0 . (ЕА0 + ЕВ0 + ЕС0) = (ЕА0 + ЕВ0) = (ЕАС + ЕВС) = 3 3 3 3 Как видно в выражении, при металлическом замыкании фазы на землю модуль напряжения нулевой последовательности равен модулю фазной ЭДС сети. Следовательно, действующее значение напряжения нулевой последовательности равно действующему значению фазного напряжения. Интегральное значение этого напряжения можно контролировать непосредственно с помощью реле, которое подключается к нейтрали сети через трансформатор напряжения (рисунок 2.11). ЕА ЕВ ЕС TV KV S V KV Рисунок 2.11 – Схема контроля напряжения нулевой последовательности. Для контроля напряжения нулевой последовательности часто используется фильтр 41 напряжения нулевой последовательности, построенный на основе трехфазного трансформатора напряжения, вторичные обмотки которого соединены по схеме разомкнутого треугольника. Для измерения текущих значений напряжения нулевой последовательности параллельно катушке реле напряжения KV подключается вольтметр (рисунки 2.11 и 2.12). ЕА ЕВ ЕС TV KV S KV V Рисунок 2.12 - Схема контроля напряжения нулевой последовательности c помощью фильтра Значение напряжения срабатывания (в масштабе первичных значений) выбирается по условию отстройки от максимально возможного напряжения нулевой последовательности, возникающего в контролируемой сети в нормальных для нее режимах: UСЗ > U0 НР max. Здесь UСЗ – действующее (первичное) значение напряжения срабатывания защиты; U0 НР наибольшее возможное в нормальных режимах действующее (первичное) значение напряжения нулевой последовательности в контролируемой сети. Значение напряжения U0 НР max определяется предельно допустимым потенциалом нейтрали UN max , которое в свою очередь обусловлено степенью несимметрии емкостей фаз сети относительно земли и составляет 5-10% номинального фазного напряжения сети Uф ном. Кроме этого напряжение нулевой последовательности может возникать в сети как проявление замыканий на землю в смежных (внешних) сетях и погрешностей тракта измерений. В результате совместного воздействия этих двух факторов оно может составить 3…5% Uф ном. Принимая во внимание возможность появления напряжения нулевой последовательности под действием всех отмеченых факторов, как правило, выбирают: UСР = UСЗ / kTV. При стандартном значении максимального выходного напряжения трансформатора (фильтра) напряжения нулевой последовательности 100 В, напряжение срабатывания реле равно 15 В. Это значение напряжения срабатывания иногда устанавливается без расчетов, т.к. оно соответствует минимально возможному напряжению срабатывания реле типа РН-53/60Д, используемого в защитах. Время срабатывания защиты выбирается исходя из требований отстройки от действия основных (селективных) защит от однофазных замыканий на землю и может приниматься в диапазоне от 0,5 до 9 секунд. Защиту от однофазных замыканий на землю, способную действовать селективно (автоматически выявлять поврежденное присоединение), можно выполнить по принципу max – 42 контроля тока нулевой последовательности в присоединениях. Для реализации этого принципа на каждом присоединении устанавливается трансформатор (фильтр) тока нулевой последовательности, в цепь вторичной обмотки которого включается катушка реле тока (рисунок 2.13). 3I CW1 TA0-1 Присоединение 1 СA-1 ЕА ЕВ 3I CW2 TA0-2 СС-1 СВ-2 СС-2 СВ-3 СС-3 Присоединение 2 К1 ЕС СВ-1 СА-2 3I CW3 TA0-3 Присоединение 3 СA-3 Рисунок 2.13 – Схема контроля тока нулевой последовательности При однофазном замыкании на землю на втором присоединении (в точке К1) ток нулевой последовательности в месте установки трансформатора ТА0-2 этого присоединения определяется суммарной емкостью исправной части сети, т.е. суммарной емкостью всей сети, кроме собственной емкости поврежденного первого присоединения. Токи нулевой последовательности в местах установки других трансформаторов тока нулевой последовательности определяются только собственными емкостями присоединений, на которых установлены эти трансформаторы. Например, ток нулевой последовательности в месте установки ТА0-1 определяются емкостями первого присоединения. Если емкости отдельных присоединений примерно одинаковы и присоединений достаточно много, то ток нулевой последовательности поврежденного присоединения значительно больше не поврежденных присоединений. Этот признак используется для автоматического выявления поврежденного присоединения. Таким образом, при возникновении однофазного замыкания срабатывает реле тока защиты, установленной на этом присоединении, и формируется сигнал на отключение именно поврежденного присоединения. Ток срабатывания выбирается по условию отстройки от собственного емкостного тока замыкания на землю контролируемого присоединения. Иными словами, ток срабатывания защиты должен быть больше собственного емкостного тока присоединения IС пр во всех нормальных режимах работы контролируемого присоединения и при повреждениях на смежных присоединениях: IСЗ > IС пр Действующее значение первичного тока срабатывания защиты определяется так: IСЗ = kз kб IС пр, где kз и kб – соответственно коэффициент запаса и коэффициент отстройки от бросков емкостного тока в переходных режимах. Значение емкостного собственного тока присоединения определяется так: IС пр = 3ω С Uф ном, 43 где ω – угловая частота; С – емкость одной фазы относительно земли; Uф номинальное фазное напряжение сети. ном – 2.9 Дуговая защита Дуговая защита шин (ДуЗШ) или защита от дуговых замыканий (ЗДЗ) применяется для защиты сборных шин и элементов ошиновки распределительных устройств 6-10 кВ, размещенных в закрытых отсеках (КРУ или КРУН). Работа защиты основана, в основном, на физическом принципе. Может реагировать на два фактора: вспышка света в отсеках распредустройства и на механическое воздействие дуги. В связи с этим может применяться только в КРУ, где все токоведущие части размещены в закрытых отсеках. ЗДЗ клапанного типа реагирует на повышение давления воздуха в ограниченном отсеке ячейки КРУ. В ЗДЗ этого типа в качестве датчика, реагирующего на повышение давления воздуха, используются специальные разгрузочные клапаны с путевыми выключателями, смонтированные в КРУ (рисунок 2.14 и 2.15). -EC +EC ED2 ED1 KHD1 А1 SQH1 SF1 SF1 б) SQH1 а) Рисунок 2.14 – Схема ЗДЗ отходящей линии. а- отсека трансформаторов тока, б - отсека выключателя Один клапан ячейки КРУ установлен в отсеке трансформаторов тока (место подключения силового кабеля), второй в отсеке высоковольтного выключателя. При образовании дуги клапан срабатывает и концевой выключатель замыкает контакты. Концевой выключатель SQH1 отсека трансформаторов тока (рисунок 2.14, а) действует непосредственно на отключение собственного выключателя, а концевой выключатель SQH1 отсека выключателя (рисунок 2.14, б) действует на образование общесекционной шинки дуговой защиты, с действием на ввод (отключает вводной выключатель) и секционный выключатель (запрет на включение СВ). 44 -EC +EC ED2 ED1 SQH1 KHD1 А1 SQH2 SF1 SF1 б) KL1 -EC +EC KHD1 SF5 а) SF5 ED1 ED2 KL1 KHD1 SQH1 в) Рисунок 2.15 – Схема ЗДЗ вводной ячейки а- отсека трансформаторов тока, б - отсека выключателя, в – шинки ДЗ в ячейке ТН В ячейке трансформатора напряжения образуется шинка дуговой защиты, при этом через автомат SF5 минус напрямую поступает на общесекционное реле дуговой защиты KL1 (рисунок 2.15, в), а плюс на это реле приходит через контакты всех концевых выключателей дуговой защиты и через концевой выключатель ячейки ТН. ЗДЗ фототиристороного типа реагируют на световую вспышку от электрической дуги. В качестве датчика, реагирующего на световую вспышку, от электрической дуги, используется фототиристор. ЗДЗ волоконно-оптического типа, как и ЗДЗ фототиристорного типа, реагирует на световую вспышку от электрической дуги. В качестве датчика, реагирующего на световую вспышку от электрической дуги используется волоконно-оптический датчик (ВОД). ВОД размещаются по одному в каждом отсеке ячейки КРУ: в отсеке ввода; в отсеке выкатного элемента; в кабельном отсеке. При дуговом КЗ каждый ВОД (рисунок 2.16) фиксирует световую вспышку от электрической дуги и формирует сигнал «Срабатывание», которые передается по ВОЛС на МП терминал ЗДЗ. В свою очередь МП терминал ЗДЗ на основании сигналов «Срабатывания» от ВОД формирует команды на отключение соответствующих выключателей с целью ликвидации дугового КЗ. Для предотвращения неправильной работы ЗДЗ предусматривается токовый контроль сигнал на отключение выдается МП терминалом ЗДЗ только при наличии 2-х факторов: сигнала «Срабатывание» от ВОД; сигнала «Пуск МТЗ» от терминала защиты (терминала защиты ввода КРУ или терминала защиты стороны ВН трансформатора). При наличии только сигнала «Срабатывание» от ВОД без сигнала «Пуск МТЗ» отключение выключателей от ЗДЗ не происходит и МП терминал ЗДЗ выдает сигнал «Неисправность ВОД». 45 Рисунок 2.16 – Устройство дуговой защиты Овод-МД Дуговая защита КРУ должна строиться с учетом его конструктивных особенностей и типов коммутационных аппаратов. Для этого необходимо выделить как особые элементы распредустройства, к которым относятся ячейки вводного выключателя, ячейка секционного выключателя, особые зоны (отсеки) ячеек КРУ: отсек шинного моста, отсеки высоковольтных выключателей, трансформатора напряжения и т. д. Такое деление КРУ на зоны позволит наиболее оптимально выполнять воздействия на коммутационные аппараты с минимизацией объёмов повреждений. При КЗ в особых элементах требуется отключение секции без выдержки времени, а при КЗ в особых зонах, например, в отсеках измерительных трансформаторов тока, кабельной разделки и проходных изоляторов возможно отключение только поврежденной ячейки, например, при использовании вакуумных выключателей. Горение дуги в ячейке вводного выключателя требует воздействия на отключение не только секционного выключателя, но и выключателя со стороны высшего напряжения силового трансформатора. Повреждение же секционного выключателя требует отключения вводных выключателей. С учетом вышеизложенного защита должна обеспечивать селективное выявление дуговых коротких замыканий в ячейках и их отсеках. Существует также и другой подход в построении дуговой защиты КРУ, согласно которому любое КЗ в КРУ должно отключаться вводным выключателем, что приводит к «погашению» секции. Такой подход упрощает реализацию защиты и допускает объединение датчиков, например, позволяет выполнять оптико-электрический датчик единым, что имеет место при использовании ВОЛС, соединенной в «петлю». При реализации защиты по первому варианту возможно объединение ОЭДЗ и устройств, воздействующих на одни и те же выключатели. 2.10 Логическая защита шин Сегодня логическая защита шин является неотъемлемой частью системы релейной защиты и автоматики распределительных устройств 6-35 кВ. Ее распространению способствовал переход от электромеханической элементной базы к микропроцессорным блокам РЗА. Назначение ЛЗШ Логическая защита шин необходима для сокращения времени отключения коротких замыканий на шинах 10 кВ. При коротком замыкании на шинах 10 кВ логическая защита шин устраняет его практически без выдержки времени (0,1-0,15 с), а при замыкании на присоединении – ЛЗШ блокируется, позволяя устранить КЗ нижестоящим защитам. Простые защиты, вроде максимальной токовой, не могут выполнить селективное отключение короткого замыкания на шинах 6-35 кВ без выдержки времени, что приводит к увеличению 46 повреждения в распределительном устройстве. Стандартное время срабатывания МТЗ ввода 6-10 кВ – 1-2 секунды, против 0,1-0,15 секунд у ЛЗШ. Выигрыш в быстродействии очевиден. Область применения ЛЗШ В основном логическую защиту шин применяют для радиальных распределительных сетей 635 кВ, особенно массово для напряжения 6-10 кВ. Большое количество присоединений в таких сетях не позволяют эффективно использовать дифференциальные защиты шин (дорого) и неполные дифференциальные защиты шин (обычно защищают реактированые линии, которые редко применяют в распределительных сетях). В этих условия ЛЗШ является единственной недорогой защитой, позволяющей быстро отключить короткие замыкания на шинах 6-35 кВ. С осторожностью нужно применять ЛЗШ на подстанциях с крупными двигателями 6-10 кВ, которые могут давать подпитку внешнего короткого замыкания с уровнем тока, достаточным для пуска защит присоединений и вводов РУ. Это может привести к ложной работе ЛЗШ с неселективным отключением секции 6-10 кВ или блокировки ЛЗШ при ложном пуске защит присоединений. В последнее время ЛЗШ, для удешевления проектов, стали применять в кольцевых сетях с многосторонним питанием (шины 6-35 кВ ПС, РП, ГТЭС и т.д.). Для этого пусковые органы защит выполняют направленными. Данный вариант нужно всесторонне рассматривать с учетом надежности системы релейной защиты и в случае особо ответственных объектов, отдавать предпочтение дифференциальной защите шин. Структура ЛЗШ ЛЗШ — это распределенная защита. Она не находится в одном конкретном терминале, а распределена по защитам вводов, СВ и отходящих присоединений (линий, трансформаторов, двигателей, БСК и т.д.). Так как защита шин 6-35 кВ осуществляется вводными и секционным выключателями, то именно в терминалах ввода и СВ реализована отключающая токовая ступень (ЛЗШ), работающая с минимальной выдержкой времени (0,1-0,15 с). Пусковые органы защит нижестоящих присоединений дают информацию о том, есть ли замыкание на присоединении, и в случае его наличия, замыкают выходные контакты своего терминала для передачи сигнала на терминалы ввода и СВ. Это выходной сигнал называется “Блокировка ЛЗШ”. Блоки защиты присоединений соединены с блоками ввода и секционного выключателями медными шинками для передачи сигнала по схеме “выходные контакты – дискретный вход”. В настоящее время, рассматривается вопрос передачи сигналов “Блокировка ЛЗШ” посредством информационных каналов (технология МЭК-61850 GOOSE) Принцип работы Принцип работы рассмотрим на примере возникновения внутреннего (на шинах) и внешнего (на присоединении) замыканий. Замыкание на шинах 6-35 кВ (в зоне действия ЛЗШ) 47 Рисунок 2.17 – Логическая защита шин (КЗ на 1 секции шин) Ток КЗ протекает от энергосистемы, через ТТ защиты ввода, к точке КЗ; Защита ввода (и МТЗ и отдельная ускоренная ступень ЛЗШ) пускается от данного тока; Защиты присоединений не пускаются потому, что через них ток КЗ не протекает (подпитки “снизу” нет) Так как сигнал “Блокировка ЛЗШ” нижестоящими защитами не выдается, то защита ввода (ускоренная ступень ЛЗШ) отключает выключатель ввода с временем 0,1-0,15 секунд Замыкание на присоединении (вне зоны действия ЛЗШ) Рисунок 2.18 – Логическая защита шин (КЗ на присоединении) Ток КЗ протекает от энергосистемы, через ТТ защиты ввода и ТТ защиты фидера, к точке КЗ; Происходит пуск защиты ввода (МТЗ и отдельной ускоренной ступени ЛЗШ) и защиты фидера (МТЗ и, возможно, ТО); Защита присоединения мгновенно выдает сигнал пуска собственных защит (Блокировка ЛЗШ) на защиты ввода (через сухой контакт); Защита ввода принимает сигнал “Блокировка ЛЗШ” и блокирует ускоренную ступень ЛЗШ (МТЗ ввода остается в работе); 48 Защита фидера отключает свой выключатель для устранения КЗ, МТЗ ввода возвращается; При отказе защиты фидера, КЗ устраняет МТЗ ввода с выдержкой времени. Зона действия ЛЗШ Зона действия ЛЗШ показана на рисунке 2.19. Рисунок 2.19 – Зона действия ЛЗШ Стоит отметить, что несмотря на название, ЛЗШ защищает не только сами шины, но и зону выключателей. Как и для дифференциальной защиты шин, ее зона действия определяется местами установки трансформаторов тока. 2.11 Автоматическое ускорение защит Автоматическое ускорение действия защиты при АПВ применяется для ускорения ликвидации КЗ и повышения надежности работы энергосистемы и потребителей. Ускорение защиты после АПВ предусматривается, как правило, на всех линиях как мера повышения надежности защиты линии в целом. На рисунке 2.20, а показана схема ускорения защиты после АПВ. Цепь ускоренного действия нормально разомкнута контактом промежуточного реле ускорения KL2.1, которое срабатывает перед повторным включением выключателя и, имея замедление на возврат, держит свой контакт замкнутым в течение 0,7-1 с. Поэтому, если повторное включение происходит на устойчивое КЗ, защита второй раз подействует без выдержки времени по цепи ускорения через контакт KL2.1 и мгновенный контакт КТ.1 реле времени. В качестве реле ускорения обычно используется реле типа РП18-1 (РП-252). Для запуска промежуточного реле ускорения применяется схема, приведенная на рисунке 2.20. При отключении выключателя реле положения «Отключено» срабатывает и кроме рассмотренных ранее действий замыкает контакт KQT.1 в цепи обмотки реле ускорения KL, которое, сработав, в свою очередь замыкает контактом KL.1 цепь ускорения. При подаче команды на включение выключателя реле KQT возвращается и снимает плюс с обмотки реле ускорения KL. Однако последнее возвращается не сразу, а с замедлением 0,7-1 с, что достаточно для срабатывания защиты по цепи ускорения при включении выключателя на устойчивое КЗ. Ускорение защиты можно выполнять непосредственно контактами реле KQT. При этом специальное реле ускорения не устанавливается, а в качестве реле KQT используется замедленное на возврат реле типа РП 18-1 (РП-252). 49 KT KА1.1 KА2.1 KT KT KА1.1 KА2.1 KН1 KL1 KT KL2.1 KН2 KL1.1 KН1 KL1 KT KT KL2.1 KL2.2 KН2 KL2 На отключение От выходного реле АПВ KL1.1 На отключение б) Рисунок 2.20 - Схема ускорения действия релейной защиты: а - после АПВ; б - до АПВ Схема, приведенная на рисунке 2.21, обеспечивает ускорение защиты при любом включении выключателя как от АПВ, так и от ключа управления, что является ее достоинством. KQT KL KL К ускоряемой защите Рисунок 2.21 - Пуск реле ускорения от контактов реле положения «Отключено» 2.12 Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ) УРОВ — это устройство или алгоритм, который выполняет ближнее резервирование, т.е. дополняет установленные на конкретном объекте защиты. Это может быть отдельный шкаф с электромеханическими реле, а может быть и распределенный алгоритм в нескольких микропроцессорных терминалах. Принцип действия УРОВ состоит в следующем: Если на защищаемом участке происходит повреждение и срабатывание его защиты, по каким-то причинам выключатель этого участка не отключился, то УРОВ выдает команду на отключение смежных выключателей, через которые идет подпитка места повреждения. Делается это с определенной выдержкой времени для отстройки от времени действия выключателя. Контроль отключения выключателя выполняется при помощи измерения первичного тока и фиксации положения выключателя. Таким образом, для стандартной схемы 6-10 кВ, при отказе выключателя линии, УРОВ будет действовать на ввод своей секции и СВ. Несмотря на то, что СВ в нормальном режиме отключен воздействие от УРОВ присоединений на него всегда выполняется, чтобы не вводить дополнительную логику определения режима секции. 50 Рисунок 2.22 – Принцип действия УРОВ на секции 6 -10 кВ Для схем 110 кВ и выше, где сети обычно кольцевые, УРОВ будет действовать на все выключатели 110 кВ и на вводные выключатели 6-10 и 35 кВ, если через них возможна подпитка точки КЗ. Изначально УРОВ, в виде панели с электромеханическими реле, применялось на подстанциях и станциях с РУ 220 кВ и выше. Его применение обусловлено повышенными требованиями к надежности отключение короткого замыкания за наименьший промежуток времени. Представьте, что на линии 220 кВ, в соответствии с принципом ближнего резервирования, установлены комплекты основной (ДФЗ) и резервных защит (ДЗ, ТЗНП, ТО), и все это бесполезно из-за механической неисправности привода выключателя. Сигнал на отключение защитами выдан, но ничего не происходит, и линия продолжает «гореть». Остается надежда только на защиты дальнего резервирования, которые установлены на противоположных концах соседних линий. По требованию дальнего резервирования эти защиты обязаны чувствовать КЗ на смежной лини и устранять их. Но, во-первых, выдержки времени в этом случае могут быть достаточно большими (особенно, если ДЗ или ТЗНП начинают чувствовать КЗ только после отключения некоторых параллельных линий). А во-вторых, дальнее резервирование удается обеспечить не всегда. К тому же при действии защит дальнего резервирования происходит отключение множества выключателей на разных подстанциях, что затрудняет работу диспетчера при локализации аварии. 51 Рисунок 2.23 – Устранение К.З при отказе выключателя с УРОВ и без него В таких случаях требуются меры по усилению ближнего резервирования, т.е. установке устройства резервирования при отказе выключателя. УРОВ принимает команду отключения выключателя от защит и если через время Туров отключения не происходит, то устройство дает команду на отключение смежных выключателей. Просто и надежно При этом время отключения от УРОВ всегда определено как сумма времени действия собственной защиты присоединения плюс ступень селективности. К тому же УРОВ «использует» чувствительность своей защиты, которая выше, чем у защиты дальнего резервирования. На напряжении 110 кВ и ниже УРОВ использовался реже из-за стоимости панели и отсутствия жестких требований к скорости отключения, как на сверхвысоком напряжении. Ведь панель УРОВ стоит денег и занимает место. Однако, с развитием микропроцессорной техники функция УРОВ стала практически бесплатной. Распределенный алгоритм УРОВ стал использоваться в логике терминалов, а «снаружи» остались только шинки и ключи ввода/вывода. Сегодня УРОВ применяют на всех классах напряжения, начиная с 6 кВ. Давайте рассмотрим, что дает УРОВ на стандартной подстанции. 1 случай (удаленное К.З на линии 1) При возникновении короткого замыкания на линии 1 в зоне действия МТЗ (конец линии), защита срабатывает с выдержкой времени 0,9 с. При отказе выключателя алгоритм УРОВ отключит вводной выключатели через время Тзащ. = Тмтз + Туров = 0,9 + 0,3= 1,2 с. Если алгоритм УРОВ отсутствует, то МТЗ ввода отключит КЗ через 1,5 с (дальнее резервирование). Таким образом, мы получаем выигрыш 0,3 с. Также обратите внимание, что здесь для пуска алгоритма мы используем МТЗ линии, а не ввода, что дает значительно большую чувствительность. Особенно сильна эта разница будет для секций 6 кВ с двигателями. 2 случай (близкое К.З на линии 1) При возникновении короткого замыкания на линии 1 в зоне действия отсечки (начало линии), защита срабатывает с выдержкой времени 0,1 с. При отказе выключателя алгоритм УРОВ отключит вводной выключатели через время Тзащ. = Тто + Туров = 0,1 + 0,3= 0,4 с. 52 По дальнему резервированию мы так же получим 1,5 с, т.е. теперь выигрыш уже 1,1 с. Очевидно, что и на 6 кВ применение УРОВ дает преимущество в быстродействии и чувствительности Рисунок 2.24 – Преимущество УРОВ для РУ 6 - 10 кВ При всех своих плюсах УРОВ — достаточно «опасная» функция и применять ее нужно обдуманно. Следует помнить, что при срабатывании УРОВ полностью отключает участок сети с блокировкой любой автоматики восстановления питания, такой как АПВ и АВР. Это означает невозможность быстрого восстановления нормального режима и массовый недоотпуск электроэнергии (особенно если нижестоящие потребители не имеют своих АВР). В связи с этой особенностью при пуске УРОВ, помимо контроля тока через выключатель, применяют различные способы ограничения возможности излишнего действия. 2.13 Требования к выбору и месту установки аппаратов защиты до 1000 В Согласно ПУЭ все электрические сети электроустановок делятся на две группы: а) защищаемые только от токов короткого замыкания; б) защищаемые только от токов короткого замыкания и от перегрузки. Электрические сети должны иметь защиту от токов короткого замыкания, обеспечиваю щую по возможности наименьшее время отключения и требования селективности. Защите от перегрузки подлежат сети: внутри помещений, выполненные открыто проложенными проводками с горючей нару жной оболочкой или изоляцией; осветительные в жилых, общественных и торговых помещениях, служебно-бытовых по мещениях, включая сети для бытовых и переносных электро-приёмников, а также в по жароопасных помещениях; силовые сети на промышленных предприятиях, в жилых и общественных зданиях, в то рговых помещениях, когда по условиям технологического процесса может возникнуть длительная перегрузка проводов и кабелей; во взрывоопасных наружных установках независимо от условий технологического про цесса. Все остальные сети не требуют защиты от перегрузки и защищаются только от токов ко ротких замыканий. 53 В качестве аппаратов защиты должны применяться автоматические выключатели и пре дохранители. Для обеспечения требования быстродействия, чувствительности или селективно сти допускается при необходимости применение устройств защиты с использованием выносн ых реле. Согласно ГОСТ Р 50571.5-94 «Электроустановки зданий. Требования по обеспечению безопасности. Защита от сверхтока» электроустановка должна быть защищена одним или неск олькими устройствами защитного отключения в случае появления сверхтоков или недопустим ых токов утечки. Устройства защиты должны выбираться с учётом параметров электроустановки, ожида емых токов короткого замыкания, характеристик нагрузки, условий прокладки и тепловых хар актеристик проводников. Кривая временной характеристики, соответствующая допустимой тепловой нагрузке за щищаемой электропроводки, должна лежать выше зоны временной характеристики устройств а защиты для всех возможных токов КЗ между минимальными и максимальными значениями. Время отключения помимо полного тока короткого замыкания в любой точке цепи не д олжно превышать времени, в течение которого температура проводников достигает допускаем ого предела. Для короткого замыкания продолжительностью до 5 с время t, в течение которого прев ышение температуры проводников от наибольшего значения допускаемой температуры в нор мальном режиме до предельно допустимой температуры может быть приблизительно подсчит ано по формуле: t= K S I , где t – продолжительность, с; S – сечение, мм2; I – действующее значение тока короткого замыкания, А; K =115 – для медных проводников с поливинилхлоридной изоляцией; K =135– для медных проводников с резиновой изоляцией (в т.ч. с изоляцией из бутиловой рези ны и этиленпропиленовой резины), с изоляцией из сшитого полиэтилена; K = 74 – для алюминиевых проводников с поливинилхлоридной изоляцией; K = 87 – для алюминиевых проводников с резиновой изоляцией (в т.ч. с изоляцией из бутилов ой резины и этиленпропиленовой резины), с изоляцией из сшитого полиэтилена; K =115 – для соединения медных проводников, выполненных пайкой, что соответствует темпе ратуре 160 °С. Значения предельно допускаемых температур нагрева проводников при коротком замы кании (КЗ) приведены в ПУЭ. Вышеуказанная формула может быть представлена в виде: I2 t = K2 S2. Значение I2 t должно указываться предприятиями изготовителями, как технический пар аметр изделия. На практике проверка вышеуказанных условий требует расчёта максимальных и миним альных ожидаемых токов короткого замыкания, времени срабатывания и определения минима льного сечения обеспечивающего термическую стойкость кабеля к токам КЗ. Smin = I k. max K t Проверка проводов и кабелей по условиям термической стойкости к токам короткого за 54 мыкания проводится после выбора аппаратов защиты и определения времени срабатывания за щиты. Если время срабатывания защиты известно заранее, (например, при использовании для защиты неселективных выключателей имеющих электромагнитный расцепитель), то проверку на термическую стойкость целесообразно производить сразу после выбора проводов и кабелей и определения токов короткого замыкания. Определение пиковых токов электроприёмников Пиковыми токами - называются сверхтоки в ненормальных режимах работы электроус тановок, возникающие кратковременно, но способные вызвать срабатывание аппаратов защит ы. Пиковый ток зависит от вида электроприёмника. Так для двигателя этот ток является п усковым Iпик = Kп * Iн.д, где Kп – кратность пускового тока электродвигателя Iн.д – номинальный ток электродвигателя, А. Если к линии подключены несколько двигателей, то пиковый ток определяется пусков ым током двигателя наибольшей мощности Iпик = (Kп. max – 1) * Iн.д.max + Iр, где Kп. max – кратность пускового тока двигателя наибольшей мощности; Iн.д.max – номинальный ток электродвигателя наибольшей мощности, А; Iр – расчётный ток группы электродвигателей, А. Пиковый ток на вводе в электроустановку определяют по выражению, как для нескольких двигателей, или через коэффициент, учитывающий пуск или самозапуск по выражению Iпик = Kс.з * Iр.мах, где Kс.з – коэффициент самозапуска, принимаемый в пределах 1,2÷2,4 в зависимости от соотно шения видов электроприёмников на вводе в электроустановку или на вводе распределительног о щита Iр.мах – максимальный расчётный ток при смешанной нагрузке, А. Пиковый ток группы электродвигателей, которые могут включаться одновременно, нео бходимо принимать равным сумме пусковых токов этих двигателей. Для выбора защиты трансформаторов сварочных агрегатов, преобразователей электрической энергии, печей и т.п. под пиковым током понимают бросок тока намагничиван ия этих трансформаторов Iпик = Kнам * Iн.тр, где Kнам – коэффициент, учитывающий бросок тока намагничивания трансформатора (Kнам = 3÷5), Iн.тр – номинальный ток трансформатора, А. Броском тока сопровождается и включением ламп накаливания и нагревателей сопроти вления. Длительность процесса нагрева нити накала зависит от мощности лампы и лежит в пр еделах от 0,06 до 0,1 с., а кривая изменения тока представляет собой экспоненту. Для ламп накаливания и нагревателей сопротивления мощностью до 500Вт Iпик = Iр, т.к. 55 толчки тока при включении этих элементов кратковременны и влияния на качество электричес кой энергии практически не оказывают. Для более мощных ламп накаливания и ртутнодуговых ламп кратность пикового тока з начительна и определяется по выражению: Iпик = Kт * Iн.л, где Kт – коэффициент изменения сопротивления нити накала вследствие изменения температу ры, находится в пределах 10÷14; Iн.л – номинальный ток лампы накаливания или группы ламп, А. Защита предохранителями Плавкие предохранители предназначены для защиты электрических сетей и оборудован ия от сверхтоков перегрузок и коротких замыканий. Для расчета защиты, выполненной с помощью плавких предохранителей, необходимы следующие данные: номинальное напряжение предохранителя; максимальный ток короткого замыкания (КЗ), отключаемый предохранителем; номинальный ток предохранителя; номинальный ток плавкой вставки предохранителя; защитная характеристика предохранителя. Большинство этих данных указывается в информационных материалах заводов-изготов ителей, часть их нормирована соответствующими ГОСТами. Номинальным напряжением предохранителя называется указанное на нем напряжение, для продолжительной работы при котором он предназначен. Действительное напряжение сети не должно превышать номинального напряжения пре дохранителя больше чем на 10 %. Большинство предохранителей могут работать и при напряжении сети меньшем номин ального, но основные данные их при этом изменяются, что указывается в информации заводаизготовителя. Номинальным током предохранителя называется указанный на нем ток, равный наибо льшему из номинальных токов плавких вставок, предназначенных для данного предохранител я. Практически это максимальный длительный ток, пропускаемый предохранителем по услови ю нагрева его деталей, кроме вставок. Максимальным отключаемым током (разрывной способностью), предохранителя назы вается наибольшее действующее значение периодической составляющей тока, отключаемого предохранителем без разрушения и опасного выброса пламени или продуктов горения электри ческой дуги. Это значение для каждого типа предохранителя может изменяться в зависимости от нап ряжения, номинального тока, значения cosφ в отключаемой цепи и прочих условий. Имеются конструкции предохранителей с так называемым ограничением тока КЗ. Это о граничение достигается тем, что время сгорания вставки и гашения дуги настолько мало, что т ок не успевает достигнуть своего амплитудного значения в первый полупериод после начала К З. Эта величина называется максимальным пропускаемым предохранителем током. Номинальным током плавкой вставки предохранителя называется указанный на ней то к, для продолжительной работы при котором она предназначена. Практически это максимальный длительный ток, пропускаемый вставкой, по условию д опустимого нагрева самой вставки. Обычно, кроме номинального тока вставки, указывают ещ е два значения так называемых испытательных токов, по которым калибруются вставки. Нижнее значение испытательного тока плавкая вставка должна выдерживать определен ное время, обычно I ч, не расплавляясь; при верхнем значении испытательного тока вставка до 56 лжна перегорать за время не больше определенного, обычно также 1 ч. Основными данными для определения времени сгорания вставки, а, следовательно, и се лективности последовательно включенных предохранителей являются их защитные характери стики. Защитной времятоковой характеристикой предохранителя называется зависимость по лного времени отключения (суммы времени плавления вставки и времени горения дуги) от от ключаемого тока. Защитная характеристика может задаваться заводами в двух видах: как полное время от ключения, равное сумме значений времени плавления вставки и горения дуги, или же отдельн о время плавления вставки и отдельно время горения дуги. Строго говоря, при расчетах селект ивности необходимо сравнивать время плавления вставки, установленной ближе к источнику питания, с полным временем отключения вставки, установленной дальше от источника питани я. Но на практике обычно используются защитные характеристики в виде полного времени от ключения, что допустимо, так как разбросы в значениях времени плавления и отключения так велики, что перекрывают неточности расчетов. Защитные характеристики обычно даются в виде графика, в прямоугольных координата х. По вертикальной оси координат откладывается время, а по горизонтальной оси — кратность тока, отключаемого предохранителем, к номинальному току вставки, или отключаемый ток. Для уменьшения размеров чертежа график строится в логарифмическом масштабе — в место действительных величин на осях координат откладываются величины, пропорциональн ые их десятичным логарифмам. Действительное время отключения может значительно отлича ться от средних значений, указываемых заводом-изготовителем на защитных характеристиках. Опытным путем установлено, что в крайних случаях при совпадении всех неблагоприятных ф акторов, влияющих на время отключения, отклонение действительного времени отключения о т заводских данных предохранителей до 1кВ может доходить до ± 50 %. Такой разброс прини мается при проверке селективности в особо ответственных цепях, где неселективная работа пр едохранителей недопустима. В наиболее распространенных случаях обычно принимается разброс в значениях време ни отключения ± 25 %. При этом допускается в редких случаях возможность неселективной ра боты предохранителей. Для проверки селективности заводские характеристики перестраиваются в расчетные. По заводской характеристике при произвольном значении тока I1 определяют среднее время о тключения t1. Если требуется особо надежная селективность, то значение t1 увеличивают и уме ньшают на 50 % и полученные значения времени откладывают на перпендикуляре, восстановл енном из точки I1. Задаваясь другими значениями токов, строят область, ограниченную двумя кривыми. В пределах этой области лежат возможные значения полного времени отключения. Для обычных случаев, когда за основу принимается разброс ±25 %, построение произво дят аналогично, используя для этого значения 1,25t и 0,75t. Плавкие предохранители выбирают по следующим условиям: По номинальному напряжению Uн п ≥ Uн с, где Uн п – номинальное напряжение предохранителя, В, Uн с – номинальное напряжение сети, В. По номинальному току плавкой вставки: Для электрических сетей осветительной нагрузки Iн п ≥ Kн * Iр.мах, где Iн п – номинальный ток плавкой вставки, А, Iр.мах – максимальный расчетный ток цепи осветительной нагрузки, А, Kн – коэффициент надёжности. 57 Для электрических цепей электродвигателей Iн п ≥ Kн * Iпик, где Iпик – пиковый ток электродвигателя, А, Kн – коэффициент надёжности, Kн = 0,4. Плавкие предохранители проверяют по следующим условиям: По эффективности защиты от перегрузки: для невзрывоопасных помещений Iн п ≤ Iд д, для взрывоопасных помещений Iн п ≤ 0,8Iд д, где Iд д – длительно допустимая нагрузка проводов и кабелей, А. По чувствительности защиты к однофазным токам короткого замыкания в конце защищаемой зоны tотк = tс + tд ≤ 5, где tотк – полное время отключения сети, с, tс – время срабатывания предохранителя, с, tд – время гашения дуги 1÷10 мс. Это условие справедливо для цепей распределительных, групповых, этажных и др. щит ов и щитков, а также для электрических цепей стационарных электроприёмников; По предельному отключающему току предохранителя Ik мах ≤ Iн откл, где Iн откл – предельно отключаемый ток предохранителем, кА (принимается по паспортным да нным предохранителя), Ik мах – максимальный ожидаемый ток короткого замыкания в месте установки предохранителя , кА. По селективности защиты При установке разнотипных предохранителей селективность оценивается по карте селе ктивности, причём во всей зоне совместного действия защит должно выполняться условие t откл послед ≥ tоткл пред Δt, где t откл послед – время отключения последующей защиты, с (расположенной ближе к источник у питания) tоткл пред – время отключения предыдущей защиты, с (расположенной ближе к потребителю) Δt ≥ 0,6с – ступень селективности, с. При установке однотипных предохранителей селективность будет обеспечена, если пла вкие вставки каждых двух последовательно включённых предохранителей отличаются одна от другой не менее чем на две ступени по шкале номинальных токов плавких вставок. Защита автоматическими выключателями Автоматические выключатели предназначены для проведения тока в нормальных услов иях и отключения тока при коротких замыканиях, перегрузках и недопустимых снижениях на 58 пряжения, а также для нечастых оперативных включений и отключений электрических цепей. В качестве элементов защиты в автоматических выключателях применяются встроенны е реле. По конструкции они являются первичными реле прямого действия, воздействующие не посредственно на механизм расцепления автоматического выключателя. Автоматические выключатели можно классифицировать по следующим признакам: по виду коммутирующего тока – постоянный или переменный; по количеству полюсов – 1,2,3 или 4 полюса; токоограничивающие и нетокоограничивающие; по виду расцепителя: с электротермическим (тепловым) или электронным инерционным расцепителе м максимального тока с зависимой от тока выдержкой времени; с электромагнитным или электронным расцепителем максимального тока с мгновенным или замедленным действием с практически независимой от тока с коростью срабатывания; с расцепителем минимального напряжения; с независимым расцепителем (для дистанционного отключения выключателя); неселективные или селективные – без выдержки времени или с выдержкой времени в з оне токов короткого замыкания; по виду привода – с ручным приводом или электроприводом. Конструкцией выключателя может предусматриваться наличие или теплового (полупро водникового), или электромагнитного расцепителя, либо наличие теплового и электромагнитн ого расцепителя одновременно – так называемый комбинированный расцепитель. С помощью неселективных автоматических выключателей выполнить защиту, селектив ную с нижестоящими автоматическими выключателями, затруднительно, и они, как правило, применяются для защиты конечного элемента электрической цепи, наиболее удалённого от ис точника питания. Для расчёта защиты, выполненной с помощью автоматических выключателей, имеющи х комбинированные расцепители, необходимо знать следующие нормированные технические характеристики; Номинальное напряжение Uн.,В. – напряжение переменного или постоянного тока, прот екающего через автоматический выключатель, при котором нормируются его техничес кие характеристики; Номинальный ток выключателя Iн.а, А. – нормируемое значение тока, протекающего в длительном режиме через автоматический выключатель при нормальных условиях эксп луатации. Определяется его контактами и другими проводящими частями; Номинальный ток теплового расцепителя Iн.т, А – калиброванное значение рабочего то ка, при длительном протекании, которого не происходит отключения автоматического выключателя. Калиброванные значения номинального рабочего тока теплового расцеп ителя выбираются из стандартного ряда, но не могут превышать номинального тока вы ключателя; Ток срабатывания при перегрузке Iс.п, А – ток, приводящий к срабатыванию автоматиче ского выключателя за время, достаточного для достижения установившегося теплового состояния. В каталожных данных задаётся отношением Ic.п / Iн.т =(1,15 ÷1,35) Уставка по току срабатывания в зоне токов короткого замыкания (ток срабатывания отсечки) Iс.о, А. – такое значение тока, при котором происходит практич ески мгновенное срабатывание автоматического выключателя с разрывом электрическо й цепи. Нормируется либо в единицах тока, либо как величина, кратная току теплового расцепителя Iн т. Для автоматических выключателей, выполненных в стандартах DIN, уставка по току ср абатывания в зоне короткого замыкания стандартизована и определяется ка характеристика мг 59 новенного расцепления и имеет обозначение: характеристика «В» - ток электромагнитного расцепителя лежит в пределах 3…5 Iн т; характеристика «С» - то же 5…10 н т I . ; характеристика «D» и «К» - то же 10…14 н т I . ; характеристика «L» - то же 3…4 н т I . ; характеристика «U» - то же 6…9 н т I . ; характеристика «Z» - то же 2,5…3,5 н т I . ; Время срабатывания в зоне токов короткого замыкания tc о, с. определяет время выдержк и до разрыва электрической цепи при достижении протекающего через выключатель тока вели чины, равной или превышающей уставку тока электромагнитного расцепителя. Нормируется д ля селективных выключателей с регулируемой выдержкой времени и равно 0,1÷0,7 с. У неселективных нетокоограничивающих выключателей время срабатывания отсечки, как правило, не превышает 0,1с. и приводится в каталогах. Предельная коммутационная способность ПКС, кА – максимальное значение тока коро ткого замыкания, которое выключатель способен включить и отключить несколько раз, остава ясь в исправном состоянии. Одноразовый ПКС (ОПКС) называется наибольшее значение тока, которое выключател ь может отключить один раз. После этого дальнейшая работа выключателя не гарантируется. Условия выбора и проверки автоматических выключателей. Автоматические выключатели выбираются по параметрам нормального режима и прове ряются из условия пиковых режимов и режимов коротких замыканий. Соответствие номинального напряжения автоматического выключателя номинальному напряжению сети Uном а ≥ Uном с, где Uном а, – номинальное напряжение автоматического выключателя (указывается в паспортных данных), В; Uном с, – номинальное напряжение сети, В; Соответствие номинального тока автоматического выключателя расчётному току защищаемой цепи Iн а ≥ Iр.мах, где Iн а – номинальный ток автоматического выключателя (принимается по каталожным данн ым), А; Iр.мах – максимальный рабочий ток цепи защищаемой автоматом, А. Тепловой расцепитель автоматического выключателя выбирают из условия отстройки от рабочих и пиковых токов электроприёмников. Для электрических сетей осветительной нагрузки Iн т ≥ Кн*Iр.мах, где Iн т – номинальный ток теплового расцепителя, А; Iр.мах – максимальный рабочий ток цепи, защищаемой автоматическим выключателем, А; Кн – коэффициент надёжности, принимаемый равным: Кн =1 – для электрических цепей ламп накаливания и люминистцентных ламп при защите авто матическим выключателем с тепловым расцепителем. А также цепей для люминисцентных ла мп при автоматическом выключателе с комбинированным расцепителем. Кн =1,4 - для электрических цепей ламп высокого давления (ДРЛ) при защите автоматическим 60 выключателем с тепловым расцепителем, а также при защите цепей ламп накаливания и ламп высокого давления при защите автоматическими выключателями с комбинированным расцепи телем. Для электрических цепей трансформаторов сварочных агрегатов, преобразователей эле ктрической энергии, печей и т.п. Iн т ≥ Кн*Iр.тр, где Iр.тр – номинальный ток трансформатора, А; Кн – коэффициент надёжности, Кн =1,1 . Для электрических цепей электродвигателей и смешанной нагрузки Iн т ≥ Кн*Iпик, где Iпик – пиковый ток одного электродвигателя, группы электродвигателей или смешанной нагр узки, А; Кн – коэффициент надёжности, Кн =0,4 для двигательной нагрузки; Кн = (1,1÷1,3) для смешанн ой нагрузки; Электромагнитный расцепитель автоматического выключателя выбирают из условий отстройки от пиковых токов электроприёмников. Iсо ≥ Кно Iпик, где Iсо – ток срабатывания электромагнитного расцепителя, А; Кн.о – коэффициент надёжности отстройки, Кн.о = 1,05 Кз Ка Кр где 1,05 – коэффициент, учитывающий, что в нормальном режиме напряжение может быть на 5% выше номинального напряжения электроприёмника; Кз – коэффициент запаса, принимается равным 1,1 [1]; Ка – коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в пиковом токе элек троприёмника; Ка = 1,4 – при защите двигательной нагрузки; Кр – коэффициент, учитывающий возможный разброс тока срабатывания отсечки относительн о уставки. Принимается по каталожнымданным. Для автоматических выключателей общего п рименения серий АП-50, А-3700, ВА, АЕ 20 Kр = 1,3. Следовательно, для защиты электрических цепей с двигательной нагрузкой Кн.о = 1,05 *1,1*1,4*1,3 =2,1 Для защиты электрических цепей с трансформаторной нагрузкой Кн.о =1,5. Для защиты электрических цепей с лампами накаливания Кн.о =1,5. Проверяют эффективность защиты электрических сетей от перегрузки. Защита от перегрузок будет эффективна, если выполняются условия: Для невзрывоопасных помещений (зон) Iс.п ≤ 1,25*Iд.д, где Iс.п – ток срабатывания от перегрузки, А; Iд.д - длительно допустимая электрическая нагрузка проводников электрической сети, А. 61 Для взрывоопасных помещений (зон) Iс.п ≤ Iд.д, Ток срабатывания от перегрузки определяется по каталожным данным автоматических выключателей. Можно не проверять защиту от перегрузки кабеля питающего электродвигатель, если последний защищён тепловым реле, имеющим соответствующую уставку. Проверяют соблюдение условия селективности. При выборе в качестве аппаратов защиты неселективных выключателей следует обеспе чить их селективное действие хотя бы при однофазных коротких замыканиях. Iсо послед ≥ Кно I(1)к.пред, где Iсо послед - ток срабатывания отсечки одной из двух последовательно соединённых защит, ра сположенной ближе к источнику питания, А; I(1)к.пред – наибольшее значение тока однофазного КЗ в конце зоны действия одной из защит, ра сположенной ближе к источнику питания, А; Кн.о = Кз Кр – коэффициент надёжности отстройки; Кз = 1,1 – коэффициент запаса Кр – коэффициент разброса (принимается по каталожным данным). При выборе в качестве аппаратов защиты селективных выключателей с регулируемой в ыдержкой времени срабатывания отсечки, селективность обеспечивается при выполнении усл овия tс.о. послед ≥ tс.о. пред Δt, где tс.о. послед – время срабатывания отсечки автоматического выключателя расположенного ближе к источнику питания; tс.о. пред – время срабатывания отсечки автоматического выключателя расположенного дальше от источника питания; Δt – ступень селективности, зависящая от типа селективного выключателя и принимаемая по к аталогу, с. В этом случае избирательность действия защит обеспечивается возрастанием времени с рабатывания по цепи от конечного потребителя до ввода в электроустановку. Причём ближний к потребителю автоматический выключатель должен иметь минималь ное время срабатывания, т.е. быть неселективным. При выполнении этих условий удаётся пост роить селективную защиту электрической сети во всём диапазоне сверхтоков. 2.14 Релейная защита электродвигателей до 1000 В Для эл.двигателей переменного тока должна предусматриваться защита от многофазных замыканий, в сетях с глухозаземленной нейтралью – также от однофазных замыканий. Для защиты эл.двигателей от короткого замыкания, должны применяться предохранители или автоматические выключатели. Номинальные токи плавких вставок предохранителей и расцепителей автоматических выключателей должны выбираться таким образом, чтобы обеспечивалось надежное отключение КЗ на зажимах эл.двигателя и вместе с тем чтобы эл.двигатели при нормальных для данной эл.установки толчках тока не отключались этой защитой. С этой целью для эл.двигателей механизмов с легкими условиями 62 пуска отношение пускового тока эл.двигателя к номинальному току плавкой вставки должен быть не более 2,5, а для эл.двигателей механизмов с тяжелыми условиями пуска это отношение должно быть равное 2,0+0,6. Защита эл.двигателей от перегрузки, должна устанавливаться в случаях когда возможна перегрузка механизмов по технологическим причинам, а также когда при особо тяжелых условиях пуска необходимо ограничить длительность пуска при пониженном напряжении. 2.15 Требования НД ПАО «Транснефть» к устройствам РЗА, выполненным на электромеханической и микропроцессорной базе, их принципиальные отличия Данные требования относятся к устройствам РЗА РУ 6 (10) кВ, находящимся в эксплуатации и выполненных на базе электромеханических реле, а также микропроцессорные устройства устаревшего типа (IPR, SMPR и др.). До проведения реконструкции допускается эксплуатация РЗА с отступлением от требований настоящего документа при условии, что РЗА РУ полностью соответствует требованиям ПУЭ, ПТЭЭП и проектной документации на данное РУ. В данном разделе приведены требования к устройствам РЗА на устаревшей элементной базе, подразделяющиеся на обязательные, в соответствии с требованиями ПУЭ, и рекомендуемые, которые могут быть дополнительно установлены РУ при наличии технической возможности. РЗА ячеек вводных выключателей РУ 6 (10) кВ на базе электромеханических реле В качестве защит ячеек вводных выключателей РУ 6 (10) кВ выполненных на базе электромеханических реле при наличии присоединений АД и СД должны быть предусмотрены: МТЗ с возможностью пуска по напряжению (пуск по напряжению вводится, если при использовании только токового органа не обеспечивается необходимая чувствительность МТЗ); ЗПП с действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ с последующим АВР (в РУ 6 (10) кВ с АД вместо ЗПП допускается использование только ЗМН-1); ЗМН-1 с блокировкой от МТЗ ввода и действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ с разрешением АВР СВ 6 (10) кВ. Выдержка времени 0,5 с при условии снижения напряжения до 0,5∙Uном и при наличии напряжения на смежной секции не ниже 0,8∙Uном; В РУ 6 (10) кВ с АД, а также СД и АД с ЧРП, допускается использовать ЗМН вместо ЗПП. ЗМН-1 должна срабатывать только при отсутствии запрета от МТЗ, устройств БАВР (ТАВР). При наличии технической возможности рекомендованы следующие виды защит: ЛЗШ; ускорение МТЗ; УРОВ с действием на отключение выключателей напряжением от 35 до 220 кВ при отказе вводного выключателя 6 (10) кВ; ЗДЗ с контролем по току и действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ и отключение выключателей напряжением от 35 до 220 кВ. Требования, предъявляемые к алгоритмам работы и уставкам РЗА вводных ячеек РУ 6 (10) кВ должны соответствовать требованиям 6.4.7.1. В качестве автоматики вводных ячеек РУ 6 (10) кВ следует предусматривать ВНР. РЗА ячеек СВ 6 (10) кВ на базе электромеханических реле В качестве РЗА ячеек СВ 6 (10) кВ выполненных на базе электромеханических реле должна быть предусмотрена МТЗ с возможностью пуска по напряжению (пуск по напряжению вводится, если при использовании только токового органа не обеспечивается необходимая чувствительность МТЗ). 63 При наличии технической возможности рекомендованы следующие виды защит: ЛЗШ с действием на отключение СВ 6 (10) кВ; ускорение МТЗ; УРОВ с действием на отключение выключателя ввода 6 (10) кВ при отказе СВ 6 (10) кВ; ЗДЗ с действием на отключение СВ 6 (10) кВ и вводных выключателей 6 (10) кВ при срабатывании датчика ЗДЗ в отсеке выключателя или в отсеке секционной перемычки, с контролем по току. В качестве автоматики ячейки СВ 6 (10) кВ при наличии присоединений АД и СД следует предусматривать: АВР с блокировкой при работе МТЗ, УРОВ, ЗДЗ (при наличии) с включением СВ 6 (10) кВ по факту отключения вводного выключателя, с «разрешением» АВР и с контролем снижения остаточного напряжения на секции ниже 0,4∙Uном. Для возможности контроля остаточного напряжения допускается введение выдержки времени до 0,5 с. на включение СВ 6 (10) кВ после отключения ввода 6 (10) кВ; автоматическое отключение СВ 6 (10) кВ по факту включенного положения вводных выключателей при ВНР. РЗА ячеек АД РУ 6 (10) кВ на базе электромеханических реле В качестве защит, обязательных к выполнению, в ячейках РУ 6 (10) кВ, питающих АД, должны быть предусмотрены: токовая двухрелейная отсечка, без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов; ДЗД при мощности двигателя 5000 кВт и более; защита от перегрузок по току с зависимой или независимой ВТХ, отстроенная от длительности пуска, с действием на отключение выключателя АД 6 (10) кВ; защита от однофазного замыкания на землю, направленная или ненаправленная, с действием на отключение выключателя АД 6 (10) кВ; ЗМН-2 с действием на отключение выключателя АД 6 (10) кВ. При наличии технической возможности рекомендованы следующие виды защит: УРОВ с действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ; ЗДЗ при срабатывании датчика ЗДЗ в кабельном отсеке – с действием на отключение выключателя АД 6 (10) кВ, или при срабатывании датчика ЗДЗ выключателя – на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ с контролем по току. РЗА ячеек СД РУ 6 (10) кВ на базе электромеханических реле В качестве защит ячеек РУ 6 (10) кВ, питающих СД, должны быть предусмотрены: токовая отсечка, без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов или ДЗД, при мощности двигателя 5000 кВт и более, с действием на отключение выключателя СД 6 (10) кВ; защита от перегрузок по току с зависимой или независимой ВТХ, отстроенной от длительности пуска с действием на отключение выключателя СД 6 (10) кВ с выдержкой времени (время МТЗ должно быть больше времени работы защиты от асинхронного хода на ступень селективности); защита от однофазного замыкания на землю, направленную или ненаправленную, с действием на отключение выключателя СД 6 (10) кВ, с выдержкой времени до 0,5 c; ЗМН-2 с действием на отключение выключателя СД 6 (10) кВ с выдержкой времени 6 c и со снижением напряжения ниже 0,5∙Uном. При наличии технической возможности рекомендованы следующие виды защит: УРОВ с действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ с выдержкой времени 0,35 с; защита от несимметричного режима работы с действием на сигнал, определяемой 64 по указаниям изготовителя СД; ЗДЗ с действием на отключение выключателя 6 (10) кВ при срабатывании датчика в кабельном отсеке и пуске токовой отсечки (ДЗД) или с действием на отключение вводного выключателя «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ при срабатывании датчика в шинном отсеке или отсеке выключателя с контролем тока вводной и секционной ячеек. Допускается дополнение состава защит в соответствии с указаниями изготовителя СД. Для СД, участвующих в самозапуске при определенных видах нарушений внешнего электроснабжения, должна быть реализована схема гашения поля по сигналу от схемы АВР. РЗА ячеек конденсаторных установок РУ 6 (10) кВ на базе электромеханических реле В качестве защит, обязательных к выполнению, в ячейках конденсаторных установок РУ 6 (10) кВ должны быть предусмотрены: токовая отсечка с отключением выключателя БСК 6 (10) кВ без выдержки времени с уставкой по току от 2∙Iном до 2,5∙Iном; МТЗ с отключением выключателя БСК 6 (10) кВ, уставкой по току 1,3∙Iном и выдержкой времени от 8 до 9 c; защита от однофазного замыкания на землю, направленную или ненаправленую, с отключением выключателя БСК 6 (10) кВ с выдержкой времени 0,5 c; ЗПН с отключением выключателя БСК 6 (10) кВ при превышении напряжения выше 110 % с выдержкой времени от 3 до 5 мин. При наличии технической возможности рекомендованы следующие виды защит: УРОВ с отключением вводного выключателя 6 (10) кВ «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ с выдержкой времени 0,35 с; ЗДЗ с действием на отключение выключателя 6 (10) кВ при срабатывании датчика в кабельном отсеке и пуске токовой отсечки или с действием на отключение вводного выключателя «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ при срабатывании датчика в шинном отсеке или отсеке выключателя с контролем тока вводной и секционной ячеек; блокировка включения при недостаточном разряде конденсаторов (время разряда указано в руководствах по эксплуатации на БСК). РЗА ячеек КТП РУ 6 (10) кВ на базе электромеханических реле В качестве защит, обязательных к выполнению, в ячейках РУ 6 (10) кВ, питающих КТП должны быть предусмотрены: токовая отсечка с действием на отключение выключателя КТП 6 (10) кВ без выдержки времени; МТЗ с действием на отключение выключателя КТП 6 (10) кВ с выдержкой времени (время выбирается по условиям селективности с последующей и предыдущей защитами); защиту от однофазного замыкания на землю с действием на отключение выключателя питания КТП 6 (10) кВ с выдержкой времени до 0,5 c, исходя из условий отстройки от переходных процессов. При наличии технической возможности рекомендованы следующие виды защит: ускорение МТЗ с отключением выключателя КТП 6 (10) кВ с выдержкой времени от 0,1 до 0,2 c при его включении на КЗ; УРОВ с действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ с выдержкой времени 0,35 с; ЗДЗ с действием на отключение выключателя 6 (10) кВ при срабатывании датчика в кабельном отсеке и пуске токовой отсечки или с действием на отключение вводного выключателя «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ при срабатывании датчика в шинном отсеке или отсеке выключателя с контролем тока вводной и секционной ячеек. РЗА вдольтрассовых ВЛ и КЛ 6 (10) кВ на базе электромеханических реле В качестве защит, обязательных к выполнению, в ячейках РУ 6 (10) кВ питающих вдольтрассовые ВЛ и КЛ 6 (10) кВ должны быть предусмотрены следующие защиты: токовая отсечка с действием на отключение выключателя 6 (10) кВ без выдержки 65 времени; МТЗ с действием на отключение выключателя 6 (10) кВ с выдержкой времени (время выбирается по условиям селективности с последующей и предыдущей защитами); защиту от однофазного замыкания на землю с действием на отключение выключателя 6 (10) кВ с выдержкой времени до 0,5 c, исходя из условий отстройки от переходных процессов. При наличии технической возможности рекомендованы следующие виды защит: ускорение МТЗ с отключением выключателя 6 (10) кВ с выдержкой времени от 0,1 до 0,2 c при его включении на КЗ; УРОВ с действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ с выдержкой времени 0,35 с; ЗДЗ с действием на отключение выключателя 6 (10) кВ при срабатывании датчика в кабельном отсеке и пуске токовой отсечки или с действием на отключение вводного выключателя «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ при срабатывании датчика в шинном отсеке или отсеке выключателя с контролем тока вводной и секционной ячеек. РЗА ячеек ТН РУ 6 (10) кВ на базе электромеханических реле Устройства РЗА ячеек ТН РУ 6 (10) кВ должны обеспечить: а) контроль напряжения на секции: с разрешением ЗМН-1 при исчезновении напряжения на смежной секции и величине напряжения на контролируемой не ниже 0,8∙Uном; при величине напряжения менее 0,6∙Uном – 0,7∙Uном выдача разрешающего сигнала на пуск МТЗ, иначе – блокировка работы МТЗ; разрешение включения СВ 6 (10) кВ при величине напряжения на контролируемой секции шин не выше 0,4∙Uном; б) контроль частоты на секции шин с запуском АЧР. По графику АЧР отключение МНА1, МНА2, МНАn; в) ЗМН-1 с отключение вводного выключателя 6 (10) кВ с разрешением АВР СВ 6 (10) кВ с выдержкой по времени 0,5 с при условии снижения напряжения ниже 0,5∙Uном и блокировкой работы АВР при пуске МТЗ ввода; г) ЗМН-2 с отключением АД и СД с выдержкой времени 6 с при снижении напряжения до 0,5∙Uном; д) контроль изоляции сети 6 (10) с действием на сигнал при величине напряжения нулевой последовательности, превышающим 15 – 30 В с выдержкой времени от 0 до 10 с. Требования к МП РЗА, применяемых на объектах ОСТ, установлены ОТТ-29.020.00-КТН-009-15. Микропроцессорные устройства РЗА должны обеспечить возможность реализации всех видов защит и автоматики в соответствии с требованиями настоящего документа. Архитектура вычислительной системы и номенклатура модулей МП РЗА определяются конкретными задачами защиты в зависимости от вида присоединения и класса напряжения. Устройства МП РЗА должны иметь возможность: использования в качестве устройств нижнего уровня АСМЭ и АСТУЭ; передачи в АСУТП, АСМЭ (АСТУЭ) данных для контроля состояния (исправно/неисправно) самих устройств МП РЗА; передачи информационных сигналов в АСМЭ и АСТУЭ, а при их наличии на подстанции должны быть интегрированы в АСМЭ и АСТУЭ; передачи сигналов в АСМЭ (АСТУЭ) в соответствии с ТПР-35.240.50-КТН-224-16. В устройствах РЗА должна предусматриваться возможность выполнения дополнительных функций на базе использования имеющейся в них информации (функции осциллографа, регистрации событий, ОМП, изменения групп уставок и др.), а также вывода из 66 устройств РЗА необходимого объема информации для анализа правильности действия РЗА и использования в АСМЭ и АСТУЭ. Синхронизация времени устройств РЗА должна осуществляться от АСМЭ (АСТУЭ). 2.16 РЗА трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 6 кВ и выше Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: многофазных КЗ в обмотках и на выводах (ошиновке); однофазных КЗ в обмотке и на выводах (ошиновке) напряжением от 110 до 220 кВ; витковых замыканий в обмотках; токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ; токов в обмотках, обусловленных перегрузкой; неполнофазного режима (для трансформаторов напряжением от 110 до 220 кВ); понижения уровня масла. Для повышения надежности действия устройств РЗА трансформаторов напряжением от 110 до 220 кВ, устройства РЗА должны быть разделены минимум на две группы по цепям оперативного тока, цепям тока и напряжения. На трансформаторах напряжением от 110 до 220 кВ мощностью 63 МВ·А и более должно устанавливаться по два комплекта дифференциальных защит в целях повышения надежности отключения КЗ в их зоне действия и улучшения условий селективности действия резервных защит, установленных на примыкающих к трансформаторам ВЛ разных классов напряжения. Указанные комплекты защит должны быть подключены по цепям оперативного тока и цепям ТТ с соблюдением принципов ближнего резервирования. Газовая защита трансформатора напряжением от 110 до 220 кВ должна иметь устройство контроля изоляции цепей оперативного тока и действующее при неисправности этих цепей с выдержкой времени на вывод газовой защиты из работы и на сигнал. Для газовой защиты трансформаторов напряжением от 110 до 220 кВ должны использоваться газовые реле, имеющие два контакта для каждой ступени, с возможностью отдельного использования этих контактов в разных комплектах защиты. Защиты, имеющие цепи напряжения, неисправность которых может привести к неправильному действию, должны блокироваться при нарушении цепей напряжения. Дистанционные защиты должны иметь блокировку от качаний в энергосистеме. На одиночно работающих трансформаторах напряжением от 110 до 220 кВ можно использовать АПВ, когда отключение трансформатора приводит к обесточиванию нагрузки потребителей. Конструктивно в каждой защите трансформатора должна быть предусмотрена возможность полного вывода защиты из работы с выводом всех внешних цепей, по которым возможно ошибочное отключение выключателей или ошибочный пуск УРОВ при работе на панели защиты. Для защиты от повреждений на выводах трансформатора от внутренних повреждений должны быть предусмотрены: ДЗТ с действием на отключение выключателей напряжением от 6 до 220 кВ без выдержки времени для трансформаторов мощностью 6,3 МВ∙А и более, а также для трансформаторов мощностью 4 МВ∙А и более при их параллельной работе с целью селективного отключения поврежденного трансформатора; токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита. 67 ДЗТ может быть предусмотрена на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 МВ∙А, если: токовая отсечка не соответствует требованиям чувствительности, а МТЗ имеет выдержку времени более 0,5 с; трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям. При нечувствительности токовой отсечки допускается защиту трансформаторов КТП с питающей линией выполнять ДЗ. Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора. Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами. Допускается использование для дифференциальной защиты ТТ, встроенных в трансформатор, при наличии защиты, обеспечивающей отключение (с требуемым быстродействием) КЗ в соединениях трансформатора со сборными шинами. Если в цепи низшего напряжения трансформатора установлен реактор и защита трансформатора не обеспечивает требования чувствительности при КЗ за реактором, допускается установка ТТ со стороны выводов низшего напряжения трансформатора для осуществления защиты реактора. На трансформаторах мощностью до 25 МВ·А данная защита должна быть отстроена по току срабатывания от бросков тока намагничивания и переходных значений токов небаланса, если при этом обеспечивается требуемая чувствительность. Для защиты от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена газовая защита (для трансформаторов мощностью 6,3 МВ∙А и более). Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощностью от 1 до 4 МВ·А. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла. Вторая ступень газовой защиты должна выполняться с действием на отключение выключателей напряжением от 6 до 220 кВ при сильном газообразовании в баке трансформатора без выдержки по времени. Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена также с использованием реле давления. Защита от понижения уровня масла может быть выполнена также в виде отдельного реле уровня в расширителе трансформатора. Для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле следует предусматривать отдельное газовое реле и реле давления, а также предусмотреть блокировку переключения устройства РПН при превышении величины тока выше допустимого для исключения поломки устройства при коммутации цепи. Для защиты избирателей РПН, размещаемых в отдельном баке, следует предусматривать отдельное газовое реле с действием на отключение выключателей напряжением от 6 до 220 кВ при сильном газообразовании в баке РПН без выдержки по времени. Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающих элементов газового реле (различающейся характером сигнала). Допускается выполнение газовой защиты с действием отключающего элемента только на сигнал на трансформаторах, которые установлены в районах, подверженных землетрясениям. На дифференциальную и газовую защиты трансформаторов не должны возлагаться функции датчиков пуска установки пожаротушения. Пуск схемы пожаротушения указанных элементов должен осуществляться от специального устройства обнаружения пожара. 68 На трансформаторах мощностью 1 МВ∙А и более, в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение: МТЗ с отключением выключателей напряжением от 6 до 220 кВ с выдержкой времени от 1,5 до 2 с при условии снижения напряжения менее 0,6∙Uном; на мощных понижающих трансформаторах при наличии двустороннего питания допускается применять токовую защиту обратной последовательности от несимметричных КЗ и МТЗ с пуском по минимальному напряжению от симметричных КЗ. При выборе тока срабатывания МТЗ необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов и ток самозапуска ЭД, питающихся от трансформаторов. На трансформаторах мощностью менее 1 МВ·А в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена действующая на отключение МТЗ. Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать: на двухобмоточных трансформаторах – со стороны основного питания; на многообмоточных трансформаторах, присоединенных тремя и более выключателями, – со всех сторон трансформатора. Допускается не устанавливать защиту на одной из сторон трансформатора, а выполнять ее со стороны основного питания так, чтобы она с меньшей выдержкой времени отключала выключатели с той стороны, на которой защита отсутствует; на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции, – со стороны питания и со стороны каждой секции; при применении накладных ТТ на стороне высшего напряжения – со стороны низшего напряжения на двухобмоточном трансформаторе и со стороны низшего и среднего напряжений на трехобмоточном трансформаторе. Допускается защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, предусматривать только для резервирования защит смежных элементов и не предусматривать для действия при отказе основных защит трансформаторов, если выполнение для такого действия приводит к значительному усложнению защиты. На понижающих трансформаторах и блоках трансформатор – магистраль с высшим напряжением до 35 кВ и соединением обмотки низшего напряжения в звезду с заземленной нейтралью следует предусматривать защиту от однофазных замыканий на землю в сети низшего напряжения, осуществляемую применением: а) МТЗ от внешних КЗ, устанавливаемой на стороне высшего напряжения; б) автоматических выключателей на выводах низшего напряжения; в) специальной защиты нулевой последовательности, устанавливаемой в нулевом проводе трансформатора (при недостаточной чувствительности защит по перечислениям а) и б)). При применении защиты от однофазных замыканий на землю допускается не согласовывать ее с защитами элементов, отходящих от сборки на стороне низшего напряжения. Для схемы линия-трансформатор при применении защиты от однофазных замыканий на землю допускается не прокладывать специальный контрольный кабель для обеспечения действия этой защиты на выключатель со стороны высшего напряжения и выполнять ее с действием на автоматический выключатель, установленный на стороне низшего напряжения. На трансформаторах мощностью 0,4 МВ·А и более в зависимости от значения перегрузки следует предусматривать МТЗ от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал с выдержкой времени, отстроенной от времени пуска ЭД. Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается предусматривать действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами). 69 2.17 РЗА вдольтрассовых ВЛ и КЛ 6 (10) кВ Для вдольтрассовых ВЛ и КЛ 6 (10) кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор или резистор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю с выдержкой времени до 0,5 с. Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать как в трех, так и двухфазном исполнении, и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения, для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. На вдольтрассовых ВЛ и КЛ 6 (10) кВ с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой должна быть выполнена в виде токовой отсечки с отключением выключателя РУ 6 (10) кВ без выдержки времени, а вторая – в виде МТЗ с независимой или зависимой ВТХ, с выбором выдержки времени отключения выключателя РУ 6 (10) кВ по условиям селективности с последующей и предыдущей защитами. Если ненаправленная или направленная токовая ступенчатая защита не обеспечивает требуемых быстродействия и селективности, а также для ВЛ и КЛ 6 (10) кВ, питающих другие РУ 6 (10) кВ допускается предусматривать следующие защиты: ДЗ; поперечную дифференциальную токовую защиту (для сдвоенных КЛ); ДЗЛ. При необходимости прокладки специального кабеля только для ДЗЛ длина его должна быть не более 3 км. Для перечисленных защит в качестве резервной защиты следует предусматривать токовую защиту. Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, с выдержкой времени до 0,5 с. Защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети. Контроль изоляции и поиск поврежденного элемента должны осуществляться специальными устройствами. Допускается поиск поврежденного элемента поочередным отключением присоединений. Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена с использованием ТТ нулевой последовательности и должна реагировать на установившиеся замыкания на землю. Защита от однофазных замыканий на землю должна отключать только элемент, питающий поврежденный участок. В соответствии с приоритетом обеспечения надежности электроснабжения МНА (ПНА) работа защит ячеек РУ вдольтрассовых ВЛ и КЛ 6 (10) кВ должна осуществляться без последующего АПВ. Устройства РЗА ячеек должны обеспечить: УРОВ с действием на отключение выключателя ввода 6 (10) кВ «своей» секции шин, СВ 6 (10) кВ и выключателей присоединений СД «своей» секции шин с выдержкой времени 0,35 с; ЗДЗ своего присоединения при срабатывании датчика ЗДЗ в кабельном отсеке – с действием на отключение выключателя 6 (10) кВ, или при срабатывании датчика ЗДЗ выключателя – на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ с контролем по току. 2.18 РЗА АПС вдольтрассовых ВЛ 6 (10) кВ 70 На вновь вводимых и реконструируемых вдольтрассовых ВЛ 6 (10) кВ применяемые АПС должны соответствовать ОТТ-29.240.20-КТН-048-17. Для обеспечения категории надежности электроснабжения потребителей линейной части в соответствии с РД-33.040.99-КТН-002-11 их питание должно осуществляться от вдольтрассовой ВЛ 6 (10) кВ с двухсторонним питанием. Секционирование ВЛ 6 (10) кВ выполняется расстановкой АПС, в одном из которых введена функция АВР на участке между источниками электроснабжения. АВР должен работать при снижении/исчезновении напряжения на одной из секционируемых ВЛ 6 (10) кВ ниже 0,4∙Uн с уставкой времени отстроенной от АПВ АПС. Уставки защит АПС должны выбираться из условий обеспечения селективного отключения поврежденного участка ВЛ 6 (10) кВ. При невозможности выполнения условий селективности должны применяться ступени токовых защит с ВТХ. Допускается неселективное отключение неповрежденных участков ВЛ 6 (10) кВ с последующим их включением действием АПВ. 2.19 РЗА ЛЭП 35 кВ Для ЛЭП 35 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных КЗ и от однофазных замыканий на землю. Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. В целях повышения чувствительности к повреждениям за трансформаторами с соединением обмоток звезда-треугольник допускается выполнение трехрелейной защиты. Защиту от однофазных замыканий на землю следует выполнять с действием на сигнал. Для осуществления защиты допускается использовать устройство контроля изоляции. При выборе типа основной защиты следует учитывать требования обеспечения устойчивости работы энергосистемы и надежной работы потребителей аналогично тому, как это учитывается для защиты ЛЭП 110 – 220 кВ. На ЛЭП 35 кВ с односторонним питанием от многофазных замыканий должны быть установлены преимущественно ступенчатые защиты тока или ступенчатые защиты тока и напряжения. Если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстродействия, должна быть предусмотрена дистанционная ступенчатая защита. При этом в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени. Для ЛЭП 35 кВ, состоящих из нескольких последовательных участков, в целях упрощения допускается использование неселективных ступенчатых защит тока и напряжения в сочетании с устройствами АПВ. 2.20 РЗА ЛЭП 110 – 220 кВ Релейная защита на каждой стороне ЛЭП 110 – 220 кВ должна включать в себя основную и резервную защиты. Резервная защита должна обладать достаточной чувствительностью в пределах всей зоны дальнего резервирования. Если требования чувствительности не выполняются необходимо предусматривать дополнительные мероприятия по усилению ближнего резервирования. Ступенчатые резервные защиты могут выполняться в виде отдельного устройства защиты, действующего при всех видах КЗ, так и в виде двух устройств защиты, каждое из которых действует при определенных видах КЗ. Устройства РЗА, устанавливаемые на одной ЛЭП с двух ее сторон, должны быть совместимы друг с другом. 71 Устройства РЗА смежных ЛЭП, обеспечивающие резервирование устройств защиты рассматриваемой ЛЭП, должны быть взаимно совместимыми с защитами рассматриваемой ЛЭП для обеспечения селективности действия. На ступенчатых резервных защитах от междуфазных КЗ и от КЗ на землю должно предусматриваться оперативное ускорение работы ступеней, действующих с выдержкой времени, и охватывающих всю длину ВЛ с коэффициентом чувствительности не менее 1,2. При пофазном управлении выключателями для ликвидации неполнофазных режимов на ЛЭП должна предусматриваться защита от неполнофазного режима, действующая на отключение трех фаз с запретом АПВ, пуском УРОВ, остановом ВЧ передатчика дифференциально-фазной защиты на данном конце и/или на передачу команды телеотключения противоположного конца линии. На каждой стороне ЛЭП 110 – 220 кВ должно предусматриваться АПВ. При подключении ЛЭП к шинам через два выключателя, АПВ следует предусматривать отдельно на каждый выключатель. Исходя из совокупности конкретных условий места установки АПВ в энергосистеме, могут быть использованы следующие функциональные возможности: автоматическое ускорение после неуспешного АПВ; контроль отсутствия напряжения на линии; контроль наличия напряжения на линии; проверка синхронизма; улавливание синхронизма; несинхронное включение от АПВ; фиксация действия быстродействующих защит; однократность действия; двукратность действия. На каждой стороне ЛЭП должно предусматриваться устройство ОМП. Допускается использование функций ОМП встроенных в терминалы МП РЗА. С каждой стороны ЛЭП должна осуществляться цифровая регистрация переходных процессов при КЗ с записью параметров доаварийного режима и регистрацией последовательности событий, в том числе срабатываний устройств и ступеней РЗА. Должна предусматриваться передача информации от устройств регистрации на верхние уровни оперативно-диспетчерского управления. Вновь устанавливаемые устройства релейной защиты должны быть выполнены на микропроцессорной элементной базе. Устройства защиты ЛЭП 110 – 220 кВ могут дополняться устройствами передачи команд по ВЧ каналу или по опто-волоконному каналу для обеспечения действия основной защиты. Для ЛЭП 110 – 220 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю. Защиты должны быть оборудованы устройствами, блокирующими их действие при качаниях, если в сети возможны качания или асинхронный ход, при которых вероятны излишние срабатывания защиты. Допускается выполнение защиты без блокирующих устройств, если она отстроена от качаний по времени (приблизительно от 1,5 до 2 с). Для ЛЭП 110 – 220 кВ вопрос о типе основной защиты, в том числе о необходимости применения защиты, действующей без замедления при КЗ в любой точке защищаемого участка, должен решаться с учетом требования сохранения устойчивости работы энергосистемы. Если при расчетах устойчивости не предъявляются более жесткие требования, может быть принято, что условие устойчивости выполняется, когда трехфазные КЗ, при которых остаточное напряжение на шинах подстанций менее 0,6·Uном – 0,7·Uном, отключаются без выдержки времени. Меньшее значение остаточного напряжения (менее 0,6∙Uном) допускается для ЛЭП напряжением 110 кВ, менее ответственных линий 72 напряжением 220 кВ (в сильно разветвленных сетях, где питание потребителей надежно обеспечивается с нескольких сторон), а также для более ответственных линий напряжением 220 кВ, когда рассматриваемое КЗ не приводит к значительному сбросу нагрузки. При выборе типа защит, устанавливаемых на ЛЭП 110 – 220 кВ, кроме требования сохранения устойчивости работы энергосистемы должно быть учтено следующее: а) на ЛЭП 110 – 220 кВ, а также на всех элементах прилегающей сети, на которых при многофазных КЗ остаточное напряжение прямой последовательности может снижаться более чем на 45 % от Uном, следует обеспечивать 100 % резервирование быстродействующих защит с выдержкой времени, не превышающей 1,5 с с учетом действия УРОВ; б) повреждения, отключение которых с выдержкой времени может привести к нарушению работы ответственных потребителей, должны отключаться без выдержки времени (например, повреждения, при которых остаточное напряжение на шинах подстанций будет ниже 0,6∙Uном, если отключение их с выдержкой времени может привести к саморазгрузке вследствие лавины напряжения, или повреждения с остаточным напряжением 0,6∙Uном и более, если отключение их с выдержкой времени может привести к нарушению технологии); в) при необходимости осуществления быстродействующего АПВ должна быть установлена быстродействующая защита, обеспечивающая отключение поврежденной ЛЭП 110 – 220 кВ без выдержки времени с обеих сторон; г) при отключении с выдержкой времени повреждений с токами, в несколько раз превосходящими номинальный, возможен недопустимый перегрев проводников. На ЛЭП 110 – 220 кВ с односторонним питанием от многофазных замыканий следует устанавливать ступенчатые токовые защиты или ступенчатые защиты тока и напряжения. Если такие защиты не удовлетворяют условиям чувствительности или быстроты отключения повреждения, например, на головных участках, или, если это целесообразно, по условию согласования защит смежных участков с защитой рассматриваемого участка, должна быть предусмотрена ступенчатая ДЗ. При этом в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени. От замыканий на землю должна быть предусмотрена ступенчатая токовая направленная или ненаправленная защита нулевой последовательности. Защита должна быть установлена только с тех сторон, откуда может быть подано питание. Для ЛЭП, состоящих из нескольких последовательных участков, с целью упрощения допускается использование неселективных ступенчатых защит тока и напряжения (от многофазных замыканий) и ступенчатых токовых защит нулевой последовательности (от замыканий на землю) в сочетании с устройствами поочередного АПВ. Для ЛЭП 110 – 220 кВ рекомендуется осуществлять основную защиту с использованием ВЧ блокировки дистанционной и токовой направленной нулевой последовательности защит, когда это целесообразно по условиям чувствительности (например, на линиях с ответвлениями) или упрощения защиты. При необходимости прокладки специального кабеля использование ДЗЛ должно быть обосновано технико-экономическим расчетом. Для контроля исправности вспомогательных проводов защиты должны быть предусмотрены специальные устройства. Допускается по условиям быстродействия или чувствительности (например, на линиях с ответвлениями), использование передачи отключающего сигнала для ускорения действия ступенчатых защит ЛЭП 110 – 220 кВ. 2.21 РЗА шин и ошиновок Для сборных шин напряжением от 110 до 220 кВ должны предусматриваться отдельные устройства релейной защиты шин. Измерительные органы ДЗШ должны иметь специальную отстройку от переходных и установившихся токов небаланса (например, измерительные органы, включенные через насыщающиеся ТТ, органы с торможением и др.). 73 ДЗШ должна иметь контроль исправности вторичных цепей ТТ, действующий с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал. При этом рекомендуется также выполнять контроль исправности нулевых проводов от ТТ. Выключатели присоединений должны входить в зону ДЗШ. При наличии ТТ с двух сторон выключателей схема релейной защиты должна выполняться так, чтобы выключатель входил в зону действия ДЗШ и в зону действия защиты присоединения. При выполнении ДЗШ на микропроцессорной элементной базе в микропроцессорном терминале должна осуществляться цифровая регистрация переходных процессов при КЗ с записью параметров предаварийного режима и регистрацией последовательности событий, в том числе отключение выключателей присоединений. Должна предусматриваться передача информации от устройств регистрации на верхние уровни оперативно-диспетчерского управления. Конструктивно в ДЗШ должна быть предусмотрена возможность полного вывода защиты из работы с выводом всех внешних цепей, по которым возможно ошибочное отключение выключателей или ошибочный пуск УРОВ при работе на панели защиты. Для сборных шин напряжением 110 кВ и выше отдельные устройства РЗА должны быть предусмотрены: для одиночной секционированной системы шин; для одиночной несекционированной системы шин, если отключение повреждений на шинах действием защит присоединенных элементов недопустимо или если на линиях, питающих рассматриваемые шины, имеются ответвления. Для сборных шин напряжением 35 кВ отдельные устройства РЗА должны быть предусмотрены для двух систем или секций шин, если при использовании для их разделения защиты, установленной на шиносоединительном (секционном) выключателе, или защит, установленных на элементах, которые питают данные шины, не удовлетворяются требования надежности питания потребителей (с учетом возможностей, обеспечиваемых устройствами АПВ и АВР). В качестве защиты сборных шин напряжением 35 кВ и выше следует предусматривать дифференциальную токовую защиту без выдержки времени, охватывающую все элементы, которые присоединены к системе или секции шин. Защита должна быть отстроена от переходных и установившихся токов небаланса (например, реле, включенных через насыщающиеся ТТ, реле с торможением). Специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной и двойной систем шин напряжением 6 (10) кВ понижающих подстанций не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шинносоединительном выключателе. В целях повышения чувствительности и ускорения действия защиты шин мощных подстанций допускается применять защиту, включенную на сумму токов питающих элементов. Защиту шин следует выполнять так, чтобы при опробовании поврежденной системы или секции шин обеспечивалось селективное отключение системы (секции) без выдержки времени. 2.22 РЗА ячеек вводных выключателей РУ 6 (10) кВ В качестве РЗА ячеек вводных выключателей РУ 6 (10) кВ при наличии присоединений АД и СД следует предусматривать: ЗПП с действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ при снижении частоты до величины уставки (рекомендуемая уставка 48,2 Гц) и изменении знака по активной мощности с действием на гашение поля СД с последующей организацией режима самозапуска. При отсутствии возможности организации режима самозапуска ЗПП должна действовать на отключение ЭД (алгоритм разгрузки секции шин). Время ЗПП выбирается в пределах от 0,2 до 0,5 с. ЗПП должна срабатывать только при отсутствии запрета от устройств 74 БАВР (ТАВР); ЗМН-1 с блокировкой от МТЗ ввода и с действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ с разрешением АВР СВ 6 (10) кВ. Выдержка времени ЗМН-1 составляет 0,5 с при снижении напряжения ниже 0,5∙Uном при наличии напряжения на смежной секции не ниже 0,8∙Uном и блокировкой работы ЗМН при пуске МТЗ ввода. В РУ 6 (10) кВ с АД (а также СД и АД с ЧРП) допускается использовать ЗМН вместо ЗПП. При последовательном (каскадном) питании РУ 6 (10) кВ для обеспечения селективности работы ЗМН-1 в РУ 6 (10) кВ, расположенном со стороны источника питания, уставка времени ЗМН-1 должна быть 0,5 с, на следующем РУ 6 (10) кВ – на ступень селективности больше; МТЗ с пуском по напряжению и с действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ с выдержкой времени (время выбирается по условиям селективности с последующей и предыдущей защитами) при условии снижения напряжения менее 0,6∙Uном – 0,7∙Uном. Ускорение МТЗ действует на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ с выдержкой времени от 0,1 до 0,2 c при его включении на КЗ; направленную в сторону секции шин ЛЗШ с выдержкой времени от 0,2 до 0,3 с и блокировкой при пуске МТЗ (ДЗД, токовой отсечки) присоединений и МТЗ СВ 6 (10) кВ. Действие защиты должно осуществляться на отключение вводного и секционного выключателей 6 (10) кВ, а также на выключатели присоединений СД; УРОВ с действием на отключение выключателей напряжением от 35 до 220 кВ и выключателей присоединений СД «своей» секции шин с выдержкой времени 0,35 c при отказе выключателя ввода; ЗДЗ с контролем по току или напряжению с действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ (при срабатывании датчика ЗДЗ в шинном отсеке) или отключение выключателя напряжением от 35 до 220 кВ (при срабатывании датчика ЗДЗ в кабельном отсеке или отсеке выключателя). Уставка тока блокировки ЗДЗ принимается равной величине тока срабатывания МТЗ; ЗДЗ ячеек РУ 6 (10) кВ подключенных до вводного выключателя выполнить с контролем по напряжению или с контролем по току, осуществляемым устройством РЗА питающего РУ силового трансформатора или высоковольтной линии; защита по скорости изменения частоты (вводится по условиям внешнего электроснабжения для предотвращения ложного срабатывания устройств АЧР сетевой организации). В качестве автоматики вводных выключателей РУ 6 (10) кВ при наличии присоединений АД и СД следует предусматривать ВНР с выдержкой времени от 8 до 10 с, и отключением СВ 6 (10) с контролем напряжения до вводного выключателя не ниже 0,95∙Uном. 2.23 РЗА ячеек СВ 6 (10) кВ В качестве РЗА ячеек СВ 6 (10) кВ при наличии присоединений АД и СД следует предусматривать: МТЗ с пуском по напряжению (с ускорением защиты) и выдержкой времени (время выбирается по условиям селективности с последующей и предыдущей защитами) при условии снижения напряжения менее 0,6∙Uном – 0,7∙Uном; направленную в сторону секции шин ЛЗШ с временем работы от 0,2 до 0,3 с и блокировкой при пуске МТЗ (ДЗД, токовой отсечки); УРОВ с отключением выключателя ввода 6 (10) кВ с выдержкой времени 0,35 c при условии отказа СВ 6 (10) кВ; ЗДЗ с отключением СВ 6 (10) кВ и вводных выключателей при срабатывании датчика в отсеке выключателя или в отсеке секционной перемычки с контролем по току. В качестве автоматики ячеек СВ 6 (10) кВ при наличии присоединений АД и СД следует предусматривать: АВР с блокировкой при работе МТЗ, УРОВ, ЗДЗ, резервной защиты 75 трансформатора с включением СВ 6 (10) кВ по факту отключения вводного выключателя с «разрешением» АВР и с контролем снижения остаточного напряжения на секции ниже 0,4∙Uном АВР разрешается при отсутствии сигнала блокировки от устройства БАВР (ТАВР); ВНР с отключением СВ 6 (10) кВ по факту включенного положения вводных выключателей. Схема АВР и ВНР должна иметь возможность ручного управления вводными и СВ 6 (10) кВ. 2.24 РЗА ячеек АД РУ 6 (10) кВ В качестве защит ячеек РУ 6 (10) кВ, питающих АД, следует предусматривать: токовую отсечку (дифференциальную защиту при мощности АД 5000 кВт и выше или по условиям расчета) с действием на отключение выключателя АД 6 (10) кВ без выдержки времени; защиту от перегрузок по току с действием на отключение выключателя АД с выдержкой времени; защиту от однофазного замыкания на землю с действием на отключение выключателя АД 6 (10) кВ с выдержкой времени до 0,5 c, исходя из условий отстройки от переходных процессов; ЗМН-2 с действием на отключение выключателя АД 6 (10) кВ при снижении напряжения менее 0,5∙Uном с выдержкой времени 6 c; УРОВ с действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ «своей» секции шин, СВ 6 (10) кВ и выключателей СД 6 (10) кВ «своей» секции шин с выдержкой времени 0,35 с; защита от несимметричного режима работы с действием на сигнал при условии наличия постоянно действующего персонала. Действие на отключение выключателя АД 6 (10) кВ с выдержкой времени, определяется в соответствии с указаниями изготовителя АД; ЗДЗ с действием на отключение выключателя АД 6 (10) кВ при срабатывании датчика в кабельном отсеке и пуске токовой отсечки или ДЗД, с действием на отключение вводного выключателя «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ при срабатывании датчика в шинном отсеке или отсеке выключателя с контролем тока вводной и секционной ячеек. Допускается дополнение состава защит в соответствии с указаниями изготовителя АД. В качестве защит ячеек РУ 6 (10) кВ привода насосного агрегата с ЧРП или УБПВД (независимо от типа АД) следует предусмотреть: токовую отсечку с отключением выключателя 6 (10) кВ без выдержки времени; МТЗ (вводится при чувствительности токовой отсечки менее 2. Ток срабатывания защиты меньше токовой отсечки с обеспечением коэффициента чувствительности не менее 2, время определяется спадом тока заряда конденсаторов инвертора, но не более 150 мс). Для ячейки УБПВД время МТЗ определяется условиями разгона АД; защиту от однофазного замыкания на землю с отключением выключателя 6 (10) кВ с выдержкой времени 0,5 c; УРОВ с отключением вводного выключателя 6 (10) кВ «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ с выдержкой времени 0,35 с; ЗДЗ с действием на отключение выключателя АД 6 (10) кВ при срабатывании датчика в кабельном отсеке и пуске токовой отсечки (ДЗД), с действием на отключение вводного выключателя «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ при срабатывании датчика в шинном отсеке или отсеке выключателя с контролем тока вводной и секционной ячеек. 2.25 РЗА ячеек АД пожарных насосов РУ 6 (10) кВ В качестве защит ячеек АД пожарных насосов РУ 6 (10) кВ следует предусматривать: 76 токовую отсечку (дифференциальную защиту при мощности АД 5000 кВт и выше) с действием на отключение выключателя АД без выдержки времени; защиту от перегрузок по току с действием на сигнал с выдержкой времени; защиту от однофазного замыкания на землю с действием на сигнал с выдержкой времени до 0,5 c; ЗМН-2 с действием на отключение выключателя АД при снижении напряжения ниже 0,5∙Uном с выдержкой времени 6 c; ЗДЗ с действием на отключение выключателя АД 6 (10) кВ при срабатывании датчика в кабельном отсеке и пуске токовой отсечки (ДЗД), с действием на отключение вводного выключателя «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ при срабатывании датчика в шинном отсеке или отсеке выключателя с контролем тока вводной и секционной ячеек. 2.26 РЗА ячеек СД РУ 6 (10) кВ В качестве защит ячеек РУ 6 (10) кВ, питающих СД, следует предусматривать: токовую отсечку (дифференциальную защиту при мощности СД 5000 кВт и выше) с действием на отключение выключателя СД 6 (10) кВ без выдержки времени; защиту от перегрузок по току с действием на отключение выключателя СД 6 (10) кВ с выдержкой времени (время МТЗ должно быть больше времени работы защиты от асинхронного хода на ступень селективности); защиту от однофазного замыкания на землю с действием на отключение выключателя СД 6 (10) кВ с выдержкой времени до 0,5 c, исходя из условий отстройки от переходных процессов; ЗМН-2 с действием на отключение выключателя СД 6 (10) кВ при снижении напряжения ниже 0,5∙Uном с выдержкой времени 6 c; УРОВ с действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ «своей» секции шин, СВ 6 (10) кВ и выключателей СД 6 (10) кВ «своей» секции шин с выдержкой времени 0,35 с; защита от несимметричного режима работы с действием на сигнал при условии наличия постоянно действующего персонала. Действие на отключение выключателя СД 6 (10) кВ с выдержкой времени, определяется в соответствии с указаниями изготовителя СД; ЗДЗ с действием на отключение выключателя СД 6 (10) кВ при срабатывании датчика в кабельном отсеке и пуске токовой отсечки (ДЗД), с действием на отключение вводного выключателя «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ при срабатывании датчика в шинном отсеке или отсеке выключателя с контролем тока вводной и секционной ячеек. Допускается дополнение состава защит в соответствии с указаниями изготовителя СД. Для СД, участвующих в самозапуске при определенных видах нарушений внешнего электроснабжения, должна быть реализована схема гашения поля по факту работы ЗПП (ЗМН1). 2.27 РЗА ячеек конденсаторных установок РУ 6 (10) кВ В качестве защит конденсаторных установок следует предусматривать: токовую отсечку с отключением выключателя БСК 6 (10) кВ без выдержки времени; МТЗ с отключением выключателя БСК 6 (10) кВ с выдержкой времени от 8 до 9 c; защиту от однофазного замыкания на землю с отключением выключателя БСК 6 (10) кВ с выдержкой времени 0,5 c; ЗПН с отключением выключателя БСК 6 (10) кВ с выдержкой времени от 3 до 5 мин при напряжении более 1,1∙Uном; УРОВ с отключением вводного выключателя 6 (10) кВ «своей» секции шин, СВ 6 (10) кВ и выключателей СД 6 (10) кВ «своей» секции шин с выдержкой времени 0,35 с; 77 ЗДЗ с действием на отключение выключателя БСК 6 (10) кВ при срабатывании датчика в кабельном отсеке и пуске МТЗ, с действием на отключение вводного выключателя «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ при срабатывании датчика в шинном отсеке или отсеке выключателя с контролем тока вводной и секционной ячеек; блокировка включения при недостаточном разряде конденсаторов (время разряда указано в руководствах по эксплуатации на БСК). 2.28 РЗА ячеек КТП РУ 6 (10) кВ В качестве защит ячеек РУ 6 (10) кВ, питающих КТП следует предусматривать: токовую отсечку; МТЗ (время выбирается по условиям селективности с последующей и предыдущей защитами); ускорение МТЗ с отключением выключателя КТП 6 (10) кВ с выдержкой времени от 0,1 до 0,2 c при его включении на КЗ; защиту от однофазного замыкания на землю с действием на отключение выключателя КТП 6 (10) кВ с выдержкой времени до 0,5 c, исходя из условий отстройки от переходных процессов; УРОВ с действием на отключение вводного выключателя КТП 6 (10) кВ «своей» секции шин, СВ 6 (10) кВ и выключателей СД 6 (10) кВ «своей» секции шин с выдержкой времени 0,35 с; ЗДЗ с действием на отключение выключателя КТП при срабатывании датчика в кабельном отсеке и пуске МТЗ, с действием на отключение вводного выключателя «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ при срабатывании датчика в шинном отсеке или отсеке выключателя с контролем тока вводной и секционной ячеек. 2.29 РЗА РУ 0,4 кВ КТП Силовые трансформаторы КТП должны иметь группу соединения обмоток D/Y11 по ГОСТ Р 52719. Система заземления РУ 0,4 кВ КТП должна быть TN-S по ПУЭ. Должна предусматриваться система дополнительного уравнивания потенциалов. Вводный и секционный автоматические выключатели РУ 0,4 кВ КТП должны иметь электромагнитный и тепловой расцепители. Для вновь вводимых и реконструируемых РУ 0,4 кВ КТП должны применяться автоматические выключатели с электронными расцепителями. Для обеспечения селективности работы вводного и секционного автоматических выключателей РУ 0,4 кВ КТП следует использовать токовую отсечку без выдержки времени с отстройкой по току не более 10∙Iн. При невозможности отстройки по току допускается применение селективной отсечки с задержкой по времени не более 0,4 с. Выбор номинальных токов и характеристик автоматических выключателей должен обеспечивать селективное отключение поврежденного участка, во всем диапазоне токов однофазных и межфазных КЗ на шинах РУ 0,4 КТП, КЛ, ЩСУ. Отключение КЗ на отходящих линиях РУ 0,4 кВ КТП должно осуществляться без выдержки времени. Выбор автоматических выключателей и уставок их расцепителей должен осуществляться на основании результатов измерения сопротивления петли фаза-ноль и сопротивления заземляющих устройств. Устройства автоматики РУ 0,4 кВ КТП должны обеспечить: АВР с отключением автоматического вводного выключателя по факту исчезновения напряжения на вводе ниже 0,5∙Uном на время более 2 – 3 с, с контролем напряжения на соседней секции выше 0,95∙Uном и включение СВ 0,4 кВ по факту 78 отключенного положения вводного выключателя; ВНР с отключением СВ 0,4 кВ по факту появления напряжения на вводе выше 0,95∙Uном в течение 8 с и последующим включением вводного выключателя по факту выключенного положения СВ 0,4 кВ; для микропроцессорных устройств и схем, выполненных на электромеханических реле, использующих функцию «без перерыва питания» ВНР с включением вводного выключателя по факту появления напряжения на вводе выше 0,8∙Uном в течение 8 с и последующим отключением СВ 0,4 кВ. 2.30 РЗА ЩСУ Система заземления ЩСУ должна быть TN-S по ПУЭ. Должна предусматриваться система дополнительного уравнивания потенциалов. Для обеспечения селективности следует использовать автоматические выключатели с электронным или комбинированным (электромагнитным и тепловым расцепителями). Автоматические выключатели должны выбираться таким образом, чтобы их расцепители были отстроены от токов нагрузки и пусковых режимов. Выбор номинальных токов и характеристик автоматических выключателей должен обеспечивать селективное отключение поврежденного участка, во всем диапазоне токов однофазных и межфазных КЗ на шинах ЩСУ, КЛ, на шинах нижестоящих РУ 0,4 кВ. Выбор автоматических выключателей ЩСУ должен осуществляться на основании результатов измерения сопротивления петли фаза-ноль и сопротивления заземляющих устройств. Устройства автоматики ЩСУ должны обеспечить: АВР с отключением вводного выключателя по факту исчезновения напряжения на вводе ниже 0,5∙Uном на время более 3 – 4 с, с контролем напряжения на соседней секции выше 0,95∙Uном и включение СВ 0,4 кВ по факту отключенного положения вводного выключателя; ВНР с отключением СВ 0,4 кВ по факту появления напряжения на вводе выше 0,95∙Uном в течение 8 с с последующим включением вводного выключателя по факту отключенного положения СВ 0,4 кВ; для микропроцессорных устройств и схем, выполненных на электромеханических реле, использующих функцию «без перерыва питания» ВНР с включением вводного выключателя по факту появления напряжения на вводе выше 0,8∙Uном в течении 8 с с последующим отключением СВ 0,4 кВ; для микропроцессорных устройств и схем, выполненных на электромеханических реле, использующих функцию «без перерыва питания» при работе от ДЭС должна быть предусмотрена блокировка автоматического ВНР для исключения возможной параллельной работы. 2.31 РЗА ячеек РУ 6 (10) кВ защитных выключателей устройств ТАВР Ячейка РУ 6 (10) кВ защитного выключателя ТАВР должна иметь следующие виды защит: МТЗ с действием на отключение защитного выключателя 6 (10) кВ с выдержкой времени 0,5 с; УРОВ с действием на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ с выдержкой времени 0,35 с; ЗДЗ с действием на отключение выключателя при срабатывании датчика в кабельном отсеке и пуске МТЗ, с действием на отключение вводного выключателя «своей» секции шин и СВ 6 (10) кВ при срабатывании датчика в шинном отсеке или отсеке выключателя с контролем тока вводной и секционной ячеек. 79 2.32 РЗА ячеек ТН РУ 6 (10) кВ Устройства РЗА ячеек ТН РУ 6 (10) кВ должны обеспечить: контроль напряжения на секции для ЗМН-1 и ЗМН-2; контроль напряжения на секции (не ниже 0,8∙Uном) для разрешения ЗМН-1 смежной секции; при величине напряжения менее 0,6∙Uном – 0,7∙Uном выдачу разрешающего сигнала на пуск МТЗ, иначе – блокировка работы МТЗ; контроль остаточного напряжения на секции шин (меньше 0,4∙Uном) для штатного АВР; АЧР; ЗМН-1 с отключением вводного выключателя 6 (10) кВ с разрешением АВР СВ 6 (10) кВ с выдержкой по времени 0,5 с при условии снижения напряжения ниже 0,5∙Uном и блокировкой работы АВР при пуске МТЗ ввода; ЗМН-2 с отключением АД и СД с выдержкой времени 6 с при снижении напряжения до 0,5∙Uном; контроль изоляции сети напряжением 6 (10) кВ с действием на сигнал при напряжении нулевой последовательности превышающим 15 – 30 В с выдержкой времени от 0 до 10 с. 2.33 РУ 6 (10) кВ при нарушениях внешнего электроснабжения Устройства БАВР (ТАВР) при исчезновении напряжения (снижении напряжения ниже 0,5∙Uном длительностью более 0,5 с) на одном вводе при отсутствии на секции шин двигательной нагрузки должны обеспечить реализацию следующих алгоритмов: подача сигнала «Блокировка АВР» в схему вводного выключателя 6 (10) кВ для блокировки ЗПП, ЗМН; отключение вводного выключателя 6 (10) кВ; включение тиристорного коммутатора (для устройств ТАВР); включение СВ 6 (10) кВ; отключение тиристорного коммутатора (для устройств ТАВР); возврат сигнала «Блокировка АВР». Устройства БАВР (ТАВР) при исчезновении (снижении) напряжения на одном вводе с двигательной нагрузкой на секции шин 6 (10) кВ должны обеспечить реализацию следующих алгоритмов: подача сигнала «Блокировка АВР» в схему ввода 6 (10) кВ для блокировки ЗПП, ЗМН, сигнала гашения поля; отключение вводного выключателя 6 (10) кВ при фазовом рассогласовании одноименных фаз секций более 15°; включение тиристорного коммутатора; включение СВ 6 (10) кВ (при фазовом рассогласовании одноименных фаз секций не более 30°); отключение тиристорного коммутатора; возврат сигнала «Блокировка АВР». При других видах нарушений должна проводиться блокировка работы БАВР (ТАВР) без запрета работы штатного АВР РУ 6 (10) кВ в соответствии с ОР-29.020.00-КТН-191-13. 80 81 Занятие №3 Релейная защита высоковольтных электродвигателей и трансформаторов Продолжительность: 4 часа Выписка из Виды повреждений и ненормальных режимов работы программы высоковольтных электродвигателей и трансформаторов. Требования ПУЭ к выполнению релейной защиты высоковольтных электродвигателей и трансформаторов. Релейная защита и автоматика высоковольтных электродвигателей типа СТД(П), 4АЗМВ, ВАОВ. Настройка и выбор защит устройств безударного плавного пуска электродвигателей 6(10) кВ, ПЧ, цифровых систем возбуждения синхронных электродвигателей. Релейная защита и автоматика силовых трансформаторов и автотрансформаторов 6,3 МВ*А и выше. Требования ПУЭ и НД ПАО «Транснефть» к выполнению релейной защиты высоковольтных электродвигателей и трансформаторов. В настоящее время в области релейной защиты и автоматики (РЗиА) высоковольтных электродвигателей и трансформаторов широкое применение находят устройства, выполненные на микропроцессорной (МП) элементной базе, как зарубежного, так и отечественного производства. Это связано, прежде всего, с тем, что такие устройства (терминалы) обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала. Принятые сокращения: АД – асинхронный двигатель; АЧР – автоматическая частотная разгрузка; ДЗД – дифференциальная защита двигателя; ДЗТ – дифференциальная защита трансформатора; ЗДЗ – защита от дуговых замыканий; ЗМН – защита минимального напряжения; ЗМН-1 – защита минимального напряжения первая ступень; ЗМН-2 – защита минимального напряжения вторая ступень; ЗПП – защита от потери питания; ЗРУ – закрытое распределительное устройство; МНА – магистральный насосный агрегат; МП РЗА – микропроцессорная релейная защита и автоматика; МТЗ – максимальная токовая защита; ОСТ – организации системы «Транснефть»; ПНА – подпорный насосный агрегат; РЗА – релейная защита и автоматика; РУ 0,4 кВ – распределительное устройство напряжением; РУ 6 (10) кВ – распределительное устройство напряжением 6 (10) кВ; РНУ – районное нефтепроводное управление; СД – синхронный двигатель; УБПВД – устройство безударного пуска высоковольтных электродвигателей; УРОВ – устройство резервирования при отказе выключателя; ЧРП – частотно регулируемый привод; ЭД – электродвигатель 82 3.1 Виды повреждений и ненормальных высоковольтных электродвигателей режимов работы Повреждения и защиты от них. К повреждениям, возникающих в обмотке статора электродвигателей переменного тока, относятся многофазные короткие замыкания, однофазные замыкания на землю и замыкания между витками одной фазы (витковые замыкания). Повреждениями синхронных двигателей являются также обрывы в цепях возбуждения. Для синхронных двигателей представляют опасность замыкания на землю обмотки ротора. Многофазные КЗ сопровождаются значительным возрастанием тока в повреждённом электродвигателе и понижением напряжения в питающей сети. Такие повреждения опасны не только для электродвигателей, но и для других неповреждённых электроприёмников, поэтому на электродвигателе предусматривается быстродействующая защита от многофазных КЗ в его обмотках и соединениях с коммутационным аппаратом, действующая на отключение. 3.2 Защита электродвигателя от многофазных КЗ Защита от КЗ между фазами является основной для электродвигателей, и установка ее обязательна во всех случаях. В качестве защиты электродвигателей мощностью до 5 МВт от КЗ, согласно ПУЭ, применяется (токовая отсечка). Наиболее просто токовая отсечка выполняется с реле прямого действия, встроенными в привод выключателя. Для работы при всех видах междуфазных КЗ отсечка должна выполняться в двух фазах. На рисунке 3.1 приведена схема отсечки для двигателей мощностью до 5 МВт: однорелейная схема, включенная по схеме восьмерки. Рисунок 3.1 – Схема токовой отсечки для ЭД до 5 МВт Токовая отсечка должна быть отстроена от пускового тока двигателя. В момент включения двигателя появляется бросок тока намагничивания, в 1,6÷1,8 раза превышающий по амплитуде установившийся пусковой ток двигателя. Это бросок учитывается повышенным коэффициентом надежности при отстройке от пускового тока двигателя. Ic.з. k Н kСХ I ПУСК где: IПУСК – пусковой ток двигателя; kСХ – коэффициент схемы в данном случае равен kН – коэффициент надежности. 3; Коэффициент чувствительности схемы должен быть не менее 2. Если коэффициент чувствительности не удовлетворяет этому требованию, или мощность двигателя составляет 2-5 МВт, используют более чувствительную схему – 2-х релейную, 2-х фазную схему. 83 Расчет максимальной токовой отсечки (ТО) Для защиты электродвигателей мощностью до 5 МВт от междуфазных замыканий должна применяться токовая отсечка (ТО), работающая без выдержки времени. При расчете токовой отсечки следует учитывать, что в момент включения асинхронного электродвигателя кроме периодической составляющей пускового тока кратковременно появляется апериодическая составляющая, обусловленная переходным процессом и током намагничивания. Это приводит к увеличению амплитуды пускового тока в 1,3‒1,8 раз (рисунок 3.2). Считается, что процесс пуска машины завершен, когда пусковой ток станет ниже значения 1,25 Iном. дв. В случае расчета уставок для синхронного двигателя следует учитывать, что пуск машины происходит в асинхронном режиме. Когда частота вращения двигателя достигает значения, близкого к синхронному, ‒ выполняют переключение обмотки возбуждения с резистора на напряжение возбуждения и двигатель втягивается в синхронизм. Рисунок 3.2 – Изменение тока асинхронного электродвигателя при прямом пуске В каталогах приводят значение кратности периодической составляющей пускового тока электродвигателя kдв.пуск.кат по отношению к его номинальному току при питании двигателя от сети бесконечной мощности. При расчете значения пускового тока электродвигателя следует учитывать внутреннее сопротивление питающей сети. В простейшем случае это можно сделать следующим образом. Если известно значение тока трехфазного КЗ на шинах питания двигателя Iк.макс(3), вычисленное при максимальном режиме работы сети с учетом режима подпитки от других электродвигателей, тогда сопротивление питающей системы будет где Uср ‒ среднее напряжение шин, от которых питается двигатель. Обозначение «с.макс» здесь относится к режиму работы, а не к численному значению. Пусковое сопротивление электродвигателя где Iпуск.дв.кат ‒ составляющая). каталожное значение пускового тока двигателя (периодическая В дальнейших расчетах можно использовать полученное каталожное значение пускового тока. Если при этом защита не удовлетворяет требованиям к чувствительности, это значение можно уточнить, приняв во внимание сопротивление сети, приведенное к шинам питания двигателя. Пусковой ток двигателя с учетом сопротивления питающей системы 84 При реакторном пуске пусковой ток с учетом сопротивления питающей системы определяется по выражению где хр ‒ сопротивление реактора в цепи электродвигателя. Несрабатывание отсечки при пуске электродвигателя обеспечивается выбором тока срабатывания по выражению В связи с тем, что чувствительность такой защиты получается низкой, рекомендуется дополнительно вводить вторую ступень МТЗ с независимой характеристикой и током срабатывания Выдержка времени второй ступени МТЗ для отстройки от броска пускового тока двигателя выбирается равной Применение второй ступени МТЗ позволяет существенно повысить чувствительность защиты, однако расчет коэффициента чувствительности в соответствии с требованиями ПУЭ должен осуществляться по параметрам срабатывания ТО. Определяем значение тока двухфазного КЗ на выводах электродвигателя и коэффициент чувствительности защиты при двухфазном КЗ в минимальном режиме работы системы (когда ток двухфазного КЗ будет иметь наименьшее значение) по формулам: где Iк(3) ‒ значение тока трехфазного короткого замыкания на вводах электродвигателя в минимальном режиме питающей сети. Дифференциальная защита электродвигателя В двигателях мощностью свыше 5 МВт используется продольная дифференциальная защита рисунок 3.3. Рисунок 3.3 – Схема дифференциальной защиты для ЭД свыше 5МВт 85 Для электродвигателей мощностью менее 5 МВт, если установка токовых отсечек не обеспечивает выполнения требований чувствительности; продольная дифференциальная защита электродвигателей при наличии защиты от замыканий на землю должна иметь двухфазное исполнение, а при отсутствии на двигателе защиты от замыкания на землю ‒ трехфазное, с тремя трансформаторами тока. Основным элементом защиты электродвигателя является дифференциальная защита с торможением (ДЗТ), вспомогательным элементом является дифференциальная токовая отсечка (ДТО), которая должна всегда применяться с ДЗТ. Защита работает без выдержки времени. Характеристика дифференциальной защиты электродвигателя с торможением приведена на рисунке 3.4. Рисунок 3.4 – Характеристика дифференциальной защиты электродвигателя Расчет дифференциальной защиты с торможением. Отстройка от токов небаланса выполняется с помощью тормозной характеристики. Поэтому расчет сводится к определению уставки по току, наклону тормозной характеристики, проверке чувствительности защиты и пригодности применяемых трансформаторов тока. Существует два варианта выполнения дифференциальной защиты электродвигателей: ‒ дифференциальная защита с током срабатывания меньше номинального тока защищаемого электродвигателя. Такой способ выполнения защиты применяется для минимизации объема повреждений в электродвигателях при внутренних междуфазных коротких замыканиях в статорной обмотке машины и допускает неправильное действие защиты при обрыве и неисправности токовых цепей или при неисправности одного из трансформаторов тока дифференциальной защиты электродвигателя; ‒ дифференциальная защита с током срабатывания больше номинального тока защищаемого электродвигателя. Такой способ выполнения защиты обеспечивает правильную работу защиты при обрыве и неисправности токовых цепей или при неисправности одного из трансформаторов тока дифференциальной защиты электродвигателя; Таким образом, ток срабатывания дифференциальной защиты для электродвигателей неподверженных технологическим перегрузкам может быть выбран из диапазона: Для особо ответственных электродвигателей, работающих с возможным режимом больших технологических перегрузок на объектах без дежурного персонала: Номинальный ток двигателя Iном.дв, А, определяем по формуле 86 где Pном.дв – номинальная мощность электродвигателя, кВт; Uном.дв – номинальное линейное действующее напряжение двигателя, кВ; η – номинальный КПД электродвигателя; cosφ – номинальный коэффициент мощности электродвигателя. При выборе уставки Ic.ДЗТ больше номинального тока двигателя для сигнализации повреждения измерительных цепей следует применять сигнализацию небаланса с уставкой KНБ=0,4÷0,6. Срабатывание сигнализации небаланса происходит при превышении дифференциальным током уставки KНБ · Ic.ДЗТ. Для уменьшения тока небаланса защиты рекомендуется применять ТТ со стороны питания и со стороны нейтрали одинакового типа. Выбираем наклон тормозной характеристики. Учитывая, что наклон тормозной характеристики равен относительному току срабатывания дифференциальной защиты при данном тормозном токе, имеем где kн – коэффициент надежности, принимается равным 1,1 ‒ 1,2; kпер – коэффициент, учитывающий переходный режим ТТ; kодн – коэффициент однотипности ТТ, образующих дифференциальную схему, принимается равным 0,5, если ТТ имеют одинаковую конструкцию и коэффициенты трансформации и примерно одинаковые условия работы и вторичную нагрузку, и равным 1 в остальных случаях (для дифзащиты двигателей, как правило, kодн=1 вследствие разности длин проводников вторичных токовых цепей); ε – погрешность ТТ при наибольшем токе внешнего КЗ, принимается равной 0,1; f – аппаратная погрешность терминала, принимается для каждого токового входа равной 0,025; δ – технологический запас, обусловленный наличием дополнительной погрешности измерения тока терминалом, принимается равным 0,025. Значение kпер принимают равным 2,5 ‒ 3,5 (в большинстве случаев рекомендуется принимать 2,5). Этот переходный процесс обусловлен тем, что после отключения внешних КЗ начинается процесс самозапуска ответственных двигателей. В токе само- запуска содержится большая апериодическая составляющая с токами низкой частоты или при подключении двигателя к напряжению сети с еще не успевшей затухнуть ЭДС двигателя ‒ эти напряжения могут находиться в противофазе. При этом ТТ могут насыщаться и их погрешность возрастает. Значение kн рекомендуется принимать равным 1,2, чтобы учесть возможное отличие характеристик ТТ от расчетных в худшую сторону. Округляем полученное значение коэффициента торможения защиты в большую сторону (до дискретности ввода уставок в терминал). Далее выполняем проверку чувствительности защиты. Находим ток двухфазного КЗ от энергосистемы в коробке подключения электродвигателя при минимальной мощности энергосистемы (ток подпитки от электродвигателей Коэффициент чувствительности защиты выполняется по выражению не учитываем). Расчет дифференциальной токовой отсечки. Поскольку при работе дифференциальной токовой отсечки (ДТО) торможение не применяется, то уставка срабатывания ДТО принимается из условия несрабатывания при максимальном токе небаланса. Для асинхронного электродвигателя максимальный ток небаланса возникает при пуске двигателя, для синхронного ‒ при внешнем «металлическом» КЗ. Для асинхронного электродвигателя ток небаланса дифзащиты рассчитывается из условия насыщения ТТ одного плеча дифзащиты при нормальной работе другого плеча: 87 где kнб ‒ коэффициент, учитывающий неполное насыщение одного из ТТ, принимается равным 0,7. Ток срабатывания дифференциальной отсечки: где kн ‒ коэффициент надежности, принимается равным 1,2, учитывая, что влияние апериодической составляющей переходного процесса ослабляется с помощью программного обеспечения терминала. Для синхронного электродвигателя максимальный ток подпитки при внешнем КЗ (симметричная составляющая): Определяем ток небаланса дифзащиты СД при этом значении тока: Ток срабатывания дифференциальной отсечки для этого случая также находится по выражению (17). Проверяем чувствительность защиты. Находим ток двухфазного КЗ от энергосистемы в коробке подключения электродвигателя при минимальной мощности энергосистемы . Коэффициент чувствительности находится по выражению Однофазное повреждение на землю в обмотке статора определяется режимом заземления нейтралей в питающей сети. Если нейтраль глухо заземлена, то ток однофазного замыкания представляет опасность для повреждённого электродвигателя, поэтому и при таких повреждениях электродвигателей должен отключаться защитой без выдержки времени. Это возлагается на защиту от многофазных КЗ, выполняемую трёхфазной. Специальную защиту от однофазных КЗ на землю, как правило, не предусматривают. В сетях с изолированными или заземлёнными через дугогасящие реакторы нейтралями однофазные замыкания на землю, как правило, непосредственной опасности для повреждённого электродвигателя и для системы электроснабжения в целом не представляют. Поэтому защита от замыкания на землю, действующая на отключение, устанавливается на электродвигатель мощностью Рн.д < 2 МВт лишь в тех случаях, когда ток замыкания на землю Iз > 10 А. На электродвигателях мощностью Рн.д > 2 МВт такая защита предусматривается при Iз > 5 А. Опасность однофазных замыканий на землю заключается и в том, что они могут переходить в двойные замыкания на землю в разных точках. В этом случае Iз может достигать значения тока двухфазного КЗ. Отключение электродвигателя при двойных замыканиях на землю возлагается обычно на защиту от замыкания на землю, если она предусмотрена. 3.3 Защита двигателей от замыкания на землю В соответствии с ПУЭ, защита от замыканий на землю в обмотке статора с действием на отключение устанавливается на электродвигателях мощностью 2000 кВт и более при токах замыкания на землю более 5 А, а на электродвигателях меньшей мощности – при токах замыкания на землю более 10 А. В эксплуатации, однако, при токах замыкания на землю более 5 А, защиту от замыканий на землю часто устанавливают на электродвигателях любой мощности, что способствует ограничению их повреждений при замыканиях на землю. Защита от замыканий на землю реагирует на емкостный ток сети и выполняется с помощью одного токового реле, которое подключается к трансформатору нулевой последовательности (ТТНП), установленному на кабеле, питающем двигатель. 88 Витковые замыкания в обмотке опасны для электродвигателей в связи с тем, что наведённые в замкнувшихся витках токи могут намного превышать номинальный ток. При этом происходит нагрев магнитопровода и неподвижной части обмотки и, как следствие, дальнейшее разрушение изоляции. Ток в неподвижной части обмотки при витковых замыканиях изменяется незначительно, поэтому защиты, включённые на полные токи фаз, не могут использоваться для действия при повреждениях. Для этого рекомендуется применять фильтровую токовую защиту. Информацией о витковых замыканиях может служить фазовый сдвиг между токами электродвигателя. На этой основе разработано импульсное устройство защиты, измеряющее интервал между импульсами, сформированными в момент перехода токов через нулевое значение. Защита действует также при несимметричных КЗ. Обрывы в цепях возбуждения синхронных двигателей происходят очень редко, поэтому защита от этих повреждений предусматривается только для мощных электродвигателей. Ненормальные режимы работы и защита от них. Это превышение номинального тока электродвигателя. Опасно тепловое действие тока, которое определяет продолжительность перегрузки (tпер.c) и значения превышения тока (К). Между ними существует взаимозависимость, а именно: tпер = А/(К2-1), где А – коэффициент, зависящий от типа и исполнения электродвигателя. Для закрытых электродвигателей А = 250, для открытых А = 150. Основные причины появления сверхтоков – это технологические перегрузки приводимых во вращение механизмов, понижение напряжения в питающей сети и последующее его восстановление. Для синхронных электродвигателей – асинхронный режим. Сверхтоки технологической перегрузки. Защита от технологической перегрузки имеет выдержку времени и выполняется с действием на автоматическую разгрузку механизма, на сигнал или на отключение электродвигателя. Сверхтоки при понижении напряжения. Момент вращения для асинхронных электродвигателей Мвр = К · Uc2, поэтому снижение Uc, на пример при КЗ в питающей сети, приводит к снижению Мвр и уменьшению числа оборотов электродвигателей. Он может даже остановиться. Будет происходить самозапуск электродвигателя при восстановлении напряжения. Токи самозапуска для большинства не опасны, т.к. они кратковременны. Однако при одновременном самозапуске многих электродвигателей, подключенных к одной сети, начальное значение восстанавливающегося напряжения оказывается Uост.сзп < (0,55 – 0,7) Uн, что затрудняет восстановление нормальной работы. Поэтому часть малоответственных электродвигателей при понижении напряжения должны отключаться защитой минимального напряжения, чтобы облегчить самозапусук остальных элетродвигателей. Может отключиться и часть ответственных электродвигателей, которые включаются устройством АПВ по окончании самозапуска неотключенных электродвигателей. Минимальную защиту напряжения необходимо устанавливать на электродвигателях механизмов, самозапуск которых недопустим по технологическим условиям. 3.4 Защита минимального напряжения Защита минимального напряжения устанавливается на электродвигателях, которые необходимо отключать при понижении напряжения для обеспечения самозапуска ответственных электродвигателей, а также электродвигателей, самозапуск которых при восстановлении напряжения недопустим по условиям безопасности или особенностям технологического процесса. Если мощность всех ответственных электродвигателей превышает допустимую мощность по условию самозапуска, то при понижении напряжения необходимо отключать и некоторые ответственные электродвигатели. По истечении времени, достаточного для развертывания неотключаемых электродвигателей, отключенные ответственные электродвигатели можно включать обратно при помощи АПВ ввода. 89 Отключение электродвигателей при исчезновении напряжения обеспечивается установкой одного реле минимального напряжения, включенного на линейное напряжение. Существенным недостатком такой защиты минимального напряжения является возможность ее неправильной работы в случае обрыва цепей напряжения. Поэтому защита с одним реле напряжения применима лишь для неответственных электродвигателей. Обычно применяется ЗМН с контролем снижения напряжения одновременно в трех фазах (рисунок 3.5). KV 1 Рисунок 3.5 – Схема ЗМН В этой схеме используется три пусковых реле: реле напряжения обратной последовательности KV1 и реле минимального напряжения KV2 и KV3, а также ZV2-фильтр напряжения обратной последовательности. В нормальном режиме, когда междуфазные напряжения симметричны, размыкающий контакт KV1.1 в цепи обмоток реле времени защиты КТ1 и КТ2 замкнут, а замыкающий KV1.2 в цепи сигнализации разомкнут. Размыкающие контакты реле KV2.1 и KV3.1 при этом разомкнуты. При снижении напряжения на всех фазах контакт KV1.1 остаётся замкнутым и поочередно действуют: первая ступень защиты минимального напряжения, которая осуществляется с помощью реле KV2 (уставка срабатывания 0,7UНОМ) и КТ1; вторая – с помощью реле KV3 (уставка срабатывания 0,5UНОМ) и КТ2. В случае нарушения одной или двух фаз цепей напряжения срабатывает реле KV1, замыкающим контактом которого KV1.2 подается сигнал о неисправности цепей напряжения. При срабатывании каждой ступени защиты подаётся плюс на шинки ШМН1 и ШМН2 соответственно, откуда он поступает на цепи отключения электродвигателей. Действие защиты сигнализируется указательными реле КН1 и КН2, имеющими обмотки параллельного включения. Сверхтоки при обрыве фазы. Поведение работающего электродвигателя после обрыва фазы (работа с пониженной скоростью или торможением) зависит от противодействующего момента механизма. При подключении к сети с оборванной фазой неподвижного электродвигателя будет протекать опасный начальный пусковой ток. Такое повреждение (отсутствие фазы) происходит очень редко, и защита от работы электродвигателя на двух фазах не устанавливается, а её функции выполняют защиты от перегрузок. Защита от работы на двух фазах устанавливается на электродвигателях, если его повреждение приводит к большому ущербу. 90 Сверхтоки синхронных электродвигателей при асинхронном режиме. Из выражения момента вращения синхронного электродвигателя Мвр = [К Еq · Uc/(Xc + Xd"] sin δ можно заключить, что устойчивая работа синхронного электродвигателя возможна только при механических нагрузках, при которых угол δ между напряжением сети Uc и ЭДС электродвигателя Еq не превышает π/2. Дальнейшее увеличение нагрузки сопровождается переходом за угол π/2, снижением Мвр и возникновением асинхронного режима. Причинами уменьшения Мвр и возникновения в связи с этим асинхронного режима является также снижением Uc и уменьшение iв электродвигателя. При асинхронном режиме ток статора возрастает, а ротор и приводимый в движение механизм подвергаются действию знакопеременного момента, что может привести к их повреждению. 3.5 Защита от перегрузки Перегрузка электродвигателей возникает при затянувшемся пуске и самозапуске, из-за перегрузки приводимых механизмов. Перегрузка может возникнуть также при пониженном напряжении на выводах двигателя. Для электродвигателя опасны только устойчивые перегрузки. Сверхтоки, обусловленные пуском или самозапуском электродвигателя, кратковременны и самоликвидируются при достижении нормальной частоты вращения. Значительное увеличение тока электродвигателя получается также при обрыве фазы, что встречается, например, у электродвигателей, защищаемых предохранителями, при перегорании одного из них. При номинальной загрузке в зависимости от параметров электродвигателя увеличение тока статора при обрыве фазы будет составлять примерно (1,6÷2,5) Iном. Эта перегрузка носит устойчивый характер. Также устойчивый характер носят сверхтоки, обусловленные механическими повреждениями электродвигателя или вращаемого им механизма и перегрузкой механизма. Основной опасностью сверхтоков является сопровождающее их повышение температуры отдельных частей, и в первую очередь, обмоток. Повышение температуры ускоряет износ изоляции обмоток и снижает срок службы двигателя. Перегрузочная способность электродвигателя определяется характеристикой зависимости между сверхтоком и допускаемым временем его прохождения: t A k 1 2 где:k – кратность тока по отношению к номинальному; А – коэффициент, зависящий от типа и исполнения двигателя: А=250 – для закрытых, массивных и больших по размеру двигателей; А=150 – для открытых двигателей. При решении вопроса об установке защиты от перегрузки и характере ее действия руководствуются условиями работы электродвигателя, имея в виду возможность устойчивой перегрузки его приводного механизма: а) на электродвигателях механизмов, не подверженных технологическим перегрузкам (например, электродвигателях циркуляционных, питательных насосов и т. п.) и не имеющих тяжелых условий пуска или самозапуска, защита от перегрузки может не устанавливаться; однако, ее установка целесообразна на двигателях объектов, не имеющих постоянного обслуживающего персонала, учитывая опасность перегрузки двигателя при пониженном напряжении питания или неполнофазном режиме; 91 б) на электродвигателях, подверженных технологическим перегрузкам, а также на электродвигателях, самозапуск которых не обеспечивается, защита от перегрузки должна устанавливаться; в) защита от перегрузки выполняется с действием на отключение в случае, если не обеспечивается самозапуск электродвигателей или с механизма не может быть снята технологическая перегрузка без останова электродвигателя; г) защита от перегрузки электродвигателя выполняется с действием на разгрузку механизма или сигнал, если технологическая перегрузка может быть снята с механизма автоматически или вручную персоналом без останова механизма, и электродвигатели находятся под наблюдением персонала. Для защиты электродвигателей от перегрузки обычно применяются МТЗ с использованием реле с ограниченно зависимыми характеристиками типа РТ-80, или МТЗ с независимыми токовыми реле и реле времени. Выдержка времени защиты отстраивается от пускового тока (10-20с.) и совмещается с токовой отсечкой. Устройства АПВ. Устройства АПВ предусматриваются на ответственных электродвигателях, отключаемых защитой минимального напряжения для обеспечения самозапуска других ответственных электродвигателей. Одна из схем группового УАПВ показана на рисунке 3.6. Рисунок 3.6 – Схема УАПВ электродвигателей напряжением выше 1 кВ Устройство начинает работать при действии защиты минимального напряжения. Отключая электродвигатель, защита одновременно включает промежуточное реле KL1, которое затем самоудерживается контактом KL1.1. После восстановления напряжения до U = (0,8….0,9) Uн реле напряжения KV запускает реле времени KT, которое импульсным контактом KT1 кратковременно замыкает цепь обмотки выходного реле KL2. Для надёжного включения выключателей возврат реле KL2 должен происходить через время tв.р > 0,1….0,2 с после его срабатывания. Это условие обеспечивается тем, что время замкнутого состояния импульсного контакта KT1 реле времени составляет: t > 0,45….1,5 с в зависимости от типа реле. Контакт KT2 реле времени служит для возврата схемы в исходное состояние. 92 3.6 Релейная защита и автоматика электродвигателей типа СТД(П), 4АЗМВ, ВАОВ высоковольтных Виды релейных защит, назначение и их действие приведены в таблице 3.1. Схема релейной защиты электродвигателя мощностью до 5000 кВт приведена на рисунке 3.7. Таблица 3.7 насосных агрегатов – № Вид РЗА, исполнительный орган на схеме 1 Токовая отсечка (МТЗ Iст), реле КА1 и КА2 Продольная дифференциальная защита 2 Перегруз (МТЗ III ст.), реле КА3 Релейная защита электродвигателей основных и подпорных Назначение Действие Для защиты обмоток статора и питающего кабеля от воздействия межфазных токов КЗ Для защиты обмоток статора и питающего кабеля от термического воздействия токов перегрузки На отключение ЭД без выдержки времени На отключение ЭД с выдержкой времени Примечание При мощности ЭД до 5000кВт При мощности ЭД 5000кВт и выше Чем больше мощность ЭД, тем больше время срабатывания защиты На отключение Выдержка времени ЭД с определяется выдержкой исходя из условий времени до 0,5 отстройки от с переходных процессов; На отключение ЭД с выдержкой времени 6 с. 3 ОЗЗ, реле КА От однофазных замыканий на землю в обмотках статора и питающем кабеле 4 ЗМН II ступень, реле КL 5 От несимметричного режима работы 6 АЧР, реле KL4 Обеспечивает условие для запуска технологического АВР Предотвращает одновременный самозапуск электродвигателей после восстановления напряжения на СШ Предотвращает работу ЭД в На отключение несимметричном режиме и ЭД с при «обрыве фазы» выдержкой времени Разгружает энергосистему в На отключение случае ее перегрузки ЭД с выдержкой времени Выдержка времени определяется по указания заводаизготовителя ЭД Выдержка времени зависит от глубины и скорости падения частоты тока 93 46 KL 26 12 11 45 Защита мини24 мального напряжени я Ресинхрони - зация KL5 12 11 KL4 11 фВ фС 1 А411 KA1 2 Л1 Л1 И1 2 С411 И1 2 1ТАфА 8 1ТАфС KA3 3 О411 Л2 И2 Л2 И2 2 Автоматич. частотная разгрузка 12 8 KA2 Токовая отсечка и МТЗ (перегруз) KA 7 Н431 2ТА 8 Н432 И1 8 О 412 +ШРС фА - ШАЗ +ШМН +ШАЧР 2 8 Земляная защита И2 SF1 1 3 93 KL1 1 КИП 68 2 33 70 KL1 1 Q1 KH1 42 1 5 3 KA2 1 38 1 SBT 40 KL1 6 2 ВТЕ 2 5 7 5 1 11 R3 5 44 1 Токовая отсечка Земляная защита Кнопка деблокировки KH5 Откл. от ВТЕ 2 3 87 KT 11 Q 6 12 KQQ 88 1 7 R1 8 KL4 3 2 12 11 KL1 SBT 13 14 Реле времени перегруза Реле фиксации положения выключателя 6 08 4 +ШП -ШП SF2 Выходное реле 2 019 KL 2 12 2 KA3 1 Образование шинки УРОВ KL1 39 От защит От АЧР XB2 KH3 3 1 От ЗМН 47 KH2 37 3 KA 1 XB1 KA1 1 1 КБО 4 KT 3 Цепи включения От КИП YAT УРОВ KL4 3 4 Шинки управления и автомат 4 4 1 R2 КБП 2 KL 3 3 KH4 1 3 - ШУ К электродвигателю SF1 KM 2 КБП КБВ 2 65 Цепи отключения +ШУ 51 871 28 KM YAС KM 27 872 54 SF2 Цепи питания электромагнита включения Рисунок 3.7 – Релейная защита электродвигателя мощностью до 5000 кВт Описание работы схемы (рисунок 3.7): При наличии сигнала на включение электродвигателя: замыкаются 1-3 контакты КИП и напряжение подается на контактор включения КМ. КМ замыкает свои контакты КМ в цепи питания электромагнита включения YAC. Выключатель включается, при этом блок-контакт КБО высоковольтного выключателя в цепи отключения выключателя замыкается, а КБВ в 94 цепи включения выключателя – размыкается и напряжение с катушки КМ снимается, а выключатель находится во включенном состоянии за счет удерживающей механической защелки. При включении также замыкается блок-контакт выключателя Q в цепи УРОВ; 1. При межфазном, например, 3-х фазном КЗ в обмотках статора или питающем кабеле ЭД токи в поврежденных фазах резко возрастают, соответственно возрастают и вторичные токи в ТТ поврежденных фаз. При достижении тока величины уставки реле КА1, КА2 токовой отсечки (МТЗ 1 ступени) они мгновенно срабатывают и замыкают свои контакты 1-3 КА1, КА2 в цепи выходного промежуточного реле KL1. От потребляемого KL1 тока срабатывает указательное реле KH2 «Токовая отсечка». КL1 мгновенно замыкает свои контакты 3-4 КL1 в цепи питания электромагнита отключения YAT и выключатель отключается. Одновременно КL 1 размыкает свой контакт 1-2 КL 1 в цепи включения выключателя 1-3 КИП и тем самым блокирует дистанционный запуск ЭД диспетчером (автоматикой, оператором НППС). Одновременно КL1 встает на «самоподхват», замыкая свой контакт 5-6 КL1 и удерживается в сработавшем положении, пока ДЭМ не нажмет на кнопку деблокировки SBT. Одновременно своим контактом 7-8 KL1 подает напряжение на обмотку промежуточного реле фиксации положения выключателя KQQ, оно срабатывает и запускает схему сигнализации аварийного отключения ЭД; 2. При перегрузке ЭД токи во всех трех фазах возрастают и при достижении тока величины уставки реле КА3 «Перегруз» (МТЗ 3 ступени) оно мгновенно срабатывает и замыкает свой контакт 1-3 КА3 в цепи реле времени КТ. Через определенное время срабатывания защиты (если перегрузка не устранилась) КТ замыкает свой контакт 3-5 КТ в цепи выходного промежуточного реле KL1. От потребляемого KL1 тока срабатывает указательное реле KH1 «Перегруз». КL1 замыкает свои контакты 3-4 КL1 в цепи питания электромагнита отключения YAT и ЭД отключается. Одновременно КL1 размыкает свой контакт 1-2 КL1 в цепи включения выключателя 1-3 КИП и тем самым блокирует дистанционный запуск ЭД диспетчером (автоматикой, оператором НППС). Одновременно КL1 встает на «самоподхват», замыкая свой контакт 5-6 КL1 и удерживается в сработавшем положении, пока ДЭМ не нажмет на кнопку деблокировки SBT. Одновременно своим контактом 7-8 KL1 подает напряжение на обмотку промежуточного реле фиксации положения выключателя KQQ, оно срабатывает и запускает схему сигнализации аварийного отключения ЭД; 3. При однофазном замыкании на землю в обмотках статора или питающем кабеле ЭД через поврежденную фазу на землю начинает протекать ток нулевой последовательности (3I0), соответственно во вторичной обмотке трансформатора тока нулевой последовательности 2ТА также протекает ток и при достижении уставки токового реле КА оно сработает и замкнет свой контакт 1-3 в цепи реле времени КТ1. Через определенное время срабатывания защиты КТ1 замыкает свой контакт 3-5 КТ1 в цепи выходного промежуточного реле KL1. От потребляемого KL1 тока срабатывает указательное реле KH3 «Защита от ОЗЗ». КL 1 замыкает свои контакты 3-4 КL1 в цепи питания электромагнита отключения YAT и ЭД отключается. Одновременно КL1 размыкает свой контакт 1-2 КL1 в цепи включения выключателя 1-3 КИП и тем самым блокирует дистанционный запуск ЭД диспетчером (автоматикой, оператором НППС). Одновременно КL1 встает на «самоподхват», замыкая свой контакт 5-6 КL1 и удерживается в сработавшем положении, пока ДЭМ не нажмет на кнопку деблокировки SBT. Одновременно своим контактом 7-8 KL1 подает напряжение на обмотку промежуточного реле фиксации положения выключателя KQQ, оно срабатывает и запускает схему сигнализации аварийного отключения ЭД; 4. При понижении (исчезновении) напряжения на обмотке статора ниже критического уровня (уставки ЗМН) с выдержкой времени 6 с срабатывает ЗМН II ступени (см. рисунок 13.31) и по шинке +ШМН подается напряжение на выходное промежуточное реле KL. Реле KL замыкает свой контакт 3-4 напрямую в цепи питания электромагнита отключения YAT и ЭД отключается. Поскольку ЗМН действует при нарушении электроснабжения ЭД и ее срабатывание не связано с повреждением ЭД, автоматика НППС 95 (диспетчер, оператор НППС) может дистанционно запустить ЭД при восстановлении номинального напряжения; 5. При понижении частоты тока ниже критического уровня (уставки АЧР) с выдержкой времени срабатывает АЧР и по шинке +ШАЧР подается напряжение на выходное промежуточное реле KL4. Реле KL4 замыкает свой контакт 3-4 напрямую в цепи питания электромагнита отключения YAT и ЭД отключается. Накладкой XB1 ДЭМ может вывести АЧР при необходимости; 6. Отключение от защит возбудительного устройства осуществляется «сухим» контактом выходного реле (в схеме обозначен «Возбудительное устройство»). При наличии сигнала на отключении ЭД со стороны возбудительного устройства напряжение через контакт выходного реле поступает на выходное промежуточное реле KL1. От потребляемого KL1 тока срабатывает указательное реле KH5 «Отключение от ВУ». КL1 мгновенно замыкает свои контакты 3-4 КL1 в цепи питания электромагнита отключения YAT и выключатель отключается. Одновременно КL1 размыкает свой контакт 1-2 КL1 в цепи включения выключателя 1-3 КИП и тем самым блокирует дистанционный запуск ЭД диспетчером (автоматикой, оператором НППС). Одновременно КL1 встает на «самоподхват», замыкая свой контакт 5-6 КL1 и удерживается в сработавшем положении, пока ДЭМ не нажмет на кнопку деблокировки SBT. Одновременно своим контактом 7-8 KL1 подает напряжение на обмотку промежуточного реле фиксации положения выключателя KQQ, оно срабатывает и запускает схему сигнализации аварийного отключения ЭД; 7. При наличии сигнала на отключение электродвигателя этот сигнал одновременно поступает на шинку УРОВ и далее на реле времени УРОВ вышестоящего выключателя ввода (МСВВ). УРОВ начинает отсчет времени и если по истечении времени уставки УРОВ выключатель не отключиться (блок-контакт Q не разомкнется), УРОВ даст сигнал на отключение вышестоящего выключателя ввода (МСВВ). Накладкой XB2 ДЭМ может вывести УРОВ при необходимости; 8. Защита от несимметричной работы (на схеме не приводится, т.к. осуществляется с помощью микропроцессорных терминалов) используется для защиты АД и СД. Она реагирует на неравенство тока в обмотках статора двигателя (несимметрию). Время срабатывания защиты зависит от величины возникшей несимметрии: при величине несимметрии, равной уставке, время срабатывания может составлять несколько секунд, а при обрыве одной фазы – не более 1 с. Данная характеристика (зависимость времени отключения от несимметрии) должна быть предоставлена заводом-изготовителем электродвигателей. Микропроцессорная РЗА в свою очередь должна обладать возможностью ввода данной интегральной характеристики в цифровой терминал. Рассмотрим один из терминалов, предназначенных для релейной защиты электродвигателей на напряжение 3–35 кВ на примере микропроцессорного устройства защиты «Сириус-21-Д» фирмы «Радиус Автоматика» Микропроцессорные устройства защиты «Сириус-21-Д» предназначено для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации синхронных и асинхронных электродвигателей напряжением 3–35 кВ. Рисунок 3.8 – Внешний вид микропроцессорного устройства защиты «Сириус-21-Д» 96 Устройство устанавливается в релейных отсеках КРУ, КРУН и КСО, на панелях и в шкафах в релейных залах и пультах управления электростанций и подстанций 6–35 кВ. Устройство является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Реализованные в устройстве алгоритмы функций защиты и автоматики, а также схемы подключения устройства разработаны по требованиям к отечественным системам РЗА в сотрудничестве с представителями энергосистем и проектных институтов, что обеспечивает совместимость с аппаратурой, выполненной на различной элементной базе, а также облегчает внедрение новой техники проектировщикам и эксплуатационному персоналу. Устройство может применяться для защиты элементов распределительных сетей как самостоятельное устройство, так и совместно с другими устройствами РЗА (например, дуговой защитой, защитой от однофазных замыканий на землю, защитой шин и т.д.). Функции защиты, выполняемые устройством защиты «Сириус-21-Д»: трехступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ) от междуфазных повреждений с контролем двух или трех фазных токов (любая ступень может быть выполнена направленной, а также может иметь комбинированный пуск по напряжению); защита от обрыва фазы питающего фидера (ЗОФ); защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) по сумме высших гармоник; защита от однофазных замыканий на землю по току основной частоты (может быть выполнена направленной); защита синхронных двигателей от асинхронного хода в ступени МТЗ-2; минимальная токовая защита; защита минимального напряжения (ЗМН); защита от перегрева электродвигателя; защита от затянутого пуска; защита от блокировки ротора; защита обратной мощности; выдача сигнала пуска МТЗ для организации логической защиты шин. Функции автоматики, выполняемые устройством защиты «Сириус-21-Д»: операции отключения и включения выключателя по внешним командам с защитой от многократных включений выключателя; возможность подключения внешних защит, например, дуговой, или от однофазных замыканий на землю; формирование сигнала УРОВ при отказах своего выключателя; АПВ после срабатывания ЗМН; запрет включения выключателя при превышении допустимого числа запусков или при перегреве; исполнение команд АЧР от внешнего источника (с возможностью ЧАПВ). Дополнительные сервисные функции: определение вида повреждения при срабатывании МТЗ; фиксация токов и напряжений в момент аварии; измерение времени срабатывания защиты и отключения выключателя; встроенные часы-календарь; возможность встраивания устройства в систему единого точного времени станции или подстанции; измерение текущих фазных токов, напряжений, мощности; дополнительные реле и светодиоды с функцией, заданной пользователем; цифровой осциллограф; регистратор событий. 97 3.7 Виды повреждений трансформаторов и ненормальных режимов работы Наиболее частыми повреждениями на трансформаторах являются: 1. Междуфазные короткие замыкания на стороне ВН трансформатора. Короткие замыкания (КЗ), называемые междуфазными, могут происходить между наружными выводами обмоток ВН (или НН), расположенными на крышке бака (корпуса) трансформатора или, сравнительно реже, между обмотками внутри бака. Наиболее опасными для самого трансформатора и для электроприемников прилегающей электрической сети являются трехфазные КЗ на выводах обмотки ВН, поскольку они сопровождаются большими токами КЗ и могут вызвать глубокие понижения напряжения на зажимах других электроприемников. Поэтому все междуфазные КЗ на выводах ВН и внутри трансформатора должны отключаться мгновенно или, в крайнем случае, с минимальным замедлением (до 0,5 с), если это замедление необходимо и обоснованно. 2. Междуфазные КЗ на стороне НН трансформатора. Эти повреждения могут происходить на выводах обмотки НН трансформатора, на сборных шинах НН и на отходящих элементах питаемой сети НН. Наибольшее значение тока при этом соответствует трехфазному КЗ, причем во всех трех фазах токи равны между собой, как на стороне НН, так и на стороне ВН. 3. Однофазные КЗ на стороне НН трансформатора. Эти повреждения характерны для трансформаторов, у которых обмотка НН соединена в звезду с выведенной глухо заземленной нейтралью. 4. Витковые замыкания. Замыкания между витками одной фазы обмотки внутри трансформатора, как правило, не сопровождаются большими токами, как это происходит при междуфазных КЗ. При малой доле замкнувшихся витков (по отношению к общему числу витков обмотки) ток этого вида повреждения может незначительно отличаться от номинального тока трансформатора и это повреждение трудно обнаружить с помощью максимальных токовых защит, реагирующих на увеличение тока сверх номинального. 5. Сверхтоки при перегрузках. Перегрузкой называется ненормальный режим работы трансформатора, при котором ток, проходящий через трансформатор, более чем на 5 % превышает номинальное паспортное значение тока при соответствующем ответвлении обмотки ВН. Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы в целом, так как она обычно не сопровождается снижением напряжения. Кроме того, сверхтоки перегрузки относительно невелики и их прохождение допустимо в течение некоторого времени, достаточного для того, чтобы дежурный персонал принял соответствующие меры. Предельно допустимые перегрузки по току и температуре для силовых масляных трансформаторов приведены в таблица 3.2. Т а б л и ц а 3 . 2 – Предельно допустимые перегрузки по току и температуре для силовых масляных трансформаторов Параметры Трансформаторы Средней мощности, Большой мощности, Sтр100МВА Sтр 100 МВА Кратность тока, отн. ед. 1,5 1,3 Температура масла в верхних слоях, °С 115 115 Для выявления и предотвращения недопустимых перегрузок может выполняться специальная максимально-токовая защита от перегрузки, действующая на сигнал, на разгрузку (путем автоматического отключения части электроприемников) или на отключение трансформатора. 98 6. Понижение уровня масла в баке трансформатора. Трансформаторное масло обеспечивает охлаждение, а также электрическую изоляцию обмоток трансформатора, поэтому понижение уровня масла более допустимого является опасным ненормальным режимом. Причинами понижения уровня масла может быть резкое снижение температуры окружающего воздуха или повреждение в баке трансформатора. 7. «Пожар стали» магнитопровода. Опасным внутренним повреждением трансформатора является «пожар стали» магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами стали сердечника, что ведет к увеличению потерь на гистерезис и вихревые токи. Эти потери вызывают местный нагрев стали, ведущий к дальнейшему разрушению изоляции. Согласно ПУЭ, для трансформатора требуются следующие защиты: − защита от внутренних повреждений для трансформаторов менее 4 МВА – МТЗ и ТО, для трансформаторов большей мощности –дифференциальная защита; − защита от повреждения внутри бака трансформатора или РПН – газовая защита трансформатора и устройства РПН с действием на сигнал и отключение; − защита от внешних коротких замыканий – максимальная защита с блокировкой по напряжению или без нее. Она же используется как резервная защита трансформаторов от внутренних повреждений; − защита от однофазных коротких замыканий на сторонах трансформатора с глухозаземленной нейтралью; − защита от перегрузки с действием на сигнал. В ряде случаев, на ПС без обслуживающего персонала, защита от перегрузки выполняется с действием на разгрузку или на отключение. Для повышения надежности действия устройств РЗА трансформаторов напряжением от 110 до 220 кВ, устройства РЗА должны быть разделены минимум на две группы по цепям оперативного тока, цепям тока и напряжения. На трансформаторах напряжением от 110 до 220 кВ мощностью 63 МВ·А и более должно устанавливаться по два комплекта дифференциальных защит в целях повышения надежности отключения КЗ в их зоне действия и улучшения условий селективности действия резервных защит, установленных на примыкающих к трансформаторам ВЛ разных классов напряжения. Указанные комплекты защит должны быть подключены по цепям оперативного тока и цепям ТТ с соблюдением принципов ближнего резервирования. Газовая защита трансформатора напряжением от 110 до 220 кВ должна иметь устройство контроля изоляции цепей оперативного тока и действующее при неисправности этих цепей с выдержкой времени на вывод газовой защиты из работы и на сигнал. Для газовой защиты трансформаторов напряжением от 110 до 220 кВ должны использоваться газовые реле, имеющие два контакта для каждой ступени, с возможностью отдельного использования этих контактов в разных комплектах защиты. Защиты, имеющие цепи напряжения, неисправность которых может привести к неправильному действию, должны блокироваться при нарушении цепей напряжения. Дистанционные защиты должны иметь блокировку от качаний в энергосистеме. На одиночно работающих трансформаторах напряжением от 110 до 220 кВ можно использовать АПВ, когда отключение трансформатора приводит к обесточиванию нагрузки потребителей. Конструктивно в каждой защите трансформатора должна быть предусмотрена возможность полного вывода защиты из работы с выводом всех внешних цепей, по которым возможно ошибочное отключение выключателей или ошибочный пуск УРОВ при работе на панели защиты. Для защиты от повреждений на выводах трансформатора от внутренних повреждений должны быть предусмотрены: ДЗТ с действием на отключение выключателей напряжением от 6 до 220 кВ без 99 выдержки времени для трансформаторов мощностью 6,3 МВ∙А и более, а также для трансформаторов мощностью 4 МВ∙А и более при их параллельной работе с целью селективного отключения поврежденного трансформатора; токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита. ДЗТ может быть предусмотрена на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 МВ∙А, если: токовая отсечка не соответствует требованиям чувствительности, а МТЗ имеет выдержку времени более 0,5 с; трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям. При нечувствительности токовой отсечки допускается защиту трансформаторов КТП с питающей линией выполнять ДЗ. Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора. Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами. Допускается использование для дифференциальной защиты ТТ, встроенных в трансформатор, при наличии защиты, обеспечивающей отключение (с требуемым быстродействием) КЗ в соединениях трансформатора со сборными шинами. Если в цепи низшего напряжения трансформатора установлен реактор и защита трансформатора не обеспечивает требования чувствительности при КЗ за реактором, допускается установка ТТ со стороны выводов низшего напряжения трансформатора для осуществления защиты реактора. На трансформаторах мощностью до 25 МВ·А данная защита должна быть отстроена по току срабатывания от бросков тока намагничивания и переходных значений токов небаланса, если при этом обеспечивается требуемая чувствительность. Для защиты от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена газовая защита (для трансформаторов мощностью 6,3 МВ∙А и более). Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощностью от 1 до 4 МВ·А. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла. Вторая ступень газовой защиты должна выполняться с действием на отключение выключателей напряжением от 6 до 220 кВ при сильном газообразовании в баке трансформатора без выдержки по времени. Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена также с использованием реле давления. Защита от понижения уровня масла может быть выполнена также в виде отдельного реле уровня в расширителе трансформатора. Для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле следует предусматривать отдельное газовое реле и реле давления, а также предусмотреть блокировку переключения устройства РПН при превышении величины тока выше допустимого для исключения поломки устройства при коммутации цепи. Для защиты избирателей РПН, размещаемых в отдельном баке, следует предусматривать отдельное газовое реле с действием на отключение выключателей напряжением от 6 до 220 кВ при сильном газообразовании в баке РПН без выдержки по времени. Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающих элементов газового реле (различающейся характером сигнала). Допускается выполнение газовой защиты с действием отключающего элемента только на сигнал на трансформаторах, которые установлены в районах, подверженных 100 землетрясениям. На дифференциальную и газовую защиты трансформаторов не должны возлагаться функции датчиков пуска установки пожаротушения. Пуск схемы пожаротушения указанных элементов должен осуществляться от специального устройства обнаружения пожара. На трансформаторах мощностью 1 МВ∙А и более, в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение: МТЗ с отключением выключателей напряжением от 6 до 220 кВ с выдержкой времени от 1,5 до 2 с при условии снижения напряжения менее 0,6∙Uном; на мощных понижающих трансформаторах при наличии двустороннего питания допускается применять токовую защиту обратной последовательности от несимметричных КЗ и МТЗ с пуском по минимальному напряжению от симметричных КЗ. При выборе тока срабатывания МТЗ необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов и ток самозапуска ЭД, питающихся от трансформаторов. На трансформаторах мощностью менее 1 МВ·А в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена действующая на отключение МТЗ. Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать: на двухобмоточных трансформаторах – со стороны основного питания; на многообмоточных трансформаторах, присоединенных тремя и более выключателями, – со всех сторон трансформатора. Допускается не устанавливать защиту на одной из сторон трансформатора, а выполнять ее со стороны основного питания так, чтобы она с меньшей выдержкой времени отключала выключатели с той стороны, на которой защита отсутствует; на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции, – со стороны питания и со стороны каждой секции; при применении накладных ТТ на стороне высшего напряжения – со стороны низшего напряжения на двухобмоточном трансформаторе и со стороны низшего и среднего напряжений на трехобмоточном трансформаторе. Допускается защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, предусматривать только для резервирования защит смежных элементов и не предусматривать для действия при отказе основных защит трансформаторов, если выполнение для такого действия приводит к значительному усложнению защиты. На понижающих трансформаторах и блоках трансформатор – магистраль с высшим напряжением до 35 кВ и соединением обмотки низшего напряжения в звезду с заземленной нейтралью следует предусматривать защиту от однофазных замыканий на землю в сети низшего напряжения, осуществляемую применением: МТЗ от внешних КЗ, устанавливаемой на стороне высшего напряжения: автоматических выключателей на выводах низшего напряжения; специальной защиты нулевой последовательности, устанавливаемой в нулевом проводе трансформатора (при недостаточной чувствительности защит по перечислениям а) и б)). При применении защиты от однофазных замыканий на землю допускается не согласовывать ее с защитами элементов, отходящих от сборки на стороне низшего напряжения. Для схемы линия-трансформатор при применении защиты от однофазных замыканий на землю допускается не прокладывать специальный контрольный кабель для обеспечения действия этой защиты на выключатель со стороны высшего напряжения и выполнять ее с действием на автоматический выключатель, установленный на стороне низшего напряжения. На трансформаторах мощностью 0,4 МВ·А и более в зависимости от значения перегрузки следует предусматривать МТЗ от токов, обусловленных перегрузкой, с действием 101 на сигнал с выдержкой времени, отстроенной от времени пуска ЭД. Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается предусматривать действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами). В процессе эксплуатации в обмотках трансформаторов могут возникать КЗ между фазами, замыкание одной или двух фаз на землю, замыкание между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений. На вводах трансформаторов и автотрансформаторов, ошиновке и в кабелях могут также возникать КЗ между фазами и на землю. В эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор или автотрансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов, перегрузка, выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение его температуры. В зависимости от опасности повреждения для нарушения нормального режима трансформатора, защита, фиксирующая нарушение, действует на сигнал, разгрузку или отключение трансформатора. Трансформаторы могут присоединяться к сети с помощью: – выключателей; – плавких предохранителей или открытых плавких вставок; – автоматических отделителей или выключателей нагрузки, предназначенных для отключения трансформатора в бестоковую паузу. 3.8 Релейная защита и автоматика силовых трансформаторов до 6,3 МВА Виды защит, назначение и их действие приведены в таблице 3.3. Схема релейной защиты блока «кабельная линия-трансформатор 10/0,4 кВ» приведена на рисунке 3.9. Т а б л и ц а 3 . 3 – Релейная защита блока «кабельная линия-трансформатор 10/0,4 кВ» № 1 2 Вид РЗА Токовая отсечка (МТЗ I ст), реле КА1 и КА2 МТЗ II ст., реле КА3 и КА4 Назначение Для защиты обмоток ВН трансформатора и питающего кабеля от воздействия межфазных токов КЗ Для защиты обмоток ВН и НН трансформатора и питающего кабеля от воздействия межфазных токов КЗ и термического воздействия токов перегрузки Действие На отключение без выдержки времени Примечание На отключение с минимальной выдержкой времени Время выбирается по условиям селективности с последующей и предыдущей защитами На трансформаторах S≥ 0,4МВА и более, выдержка времени отстраивается от времени пуска ЭД 3 МТЗ III ст. (Перегруз), Для защиты от токов перегрузки реле КА5 На сигнал выдержкой времени 4 ОЗЗ, реле КА 5 УРОВ На отключение с выдержкой времени 0,5 с На отключение вышестоящего ВВ (вводного или межсекционного) с небольшой выдержкой времени 0,35 с Для защиты от однофазных замыканий на землю в обмотках ВН и питающем кабеле Предотвратить длительное протекание токов КЗ при отказе ВВ с 102 фС KA1 1 8 2 Л1 Л1 И1 И1 3 KA 4 8 2 KA 5 5 Л2 8 2 И2 И2 Л2 KA 7 Защита от ОЗЗ 8 2 2ТА 8 И2 - EC + EC SF1 SF1 SA ОН В KM КБП К Б В 3 5 R2 КБП 8 KQC R1 KH2 KL 3 KT 4 3 KT1 5 3 KA1 1 KA2 1 5 1 2 11 Электромагнит отключения 12 KH 1 KH 3 1 1 1 2 1 KL 3 Выходное реле отсечки 12 11 KT 7 3 KT1 KA4 KA 3 7 Выходное реле МТЗ 8 Реле времени защиты от ОЗЗ 8 KT2 KA5 3 7 Реле времени МТЗ 3 ступени 8 -EH KH KT2 3 Образование шинки УРОВ Защита от ОЗЗ 3 1 МТЗ XB1 2 3 1 Токовая отсечка УРОВ Q KA3 1 Ключ управления РПВ / YAT КБО 4 5 1 - EY 28 KM YAС KM 27 Шинки сигнализации Перегруз 2 +EY SF2 Шинки управле ния и автомат Контактор включения 2 7 6 +EH МТЗ 3 ступень (перегруз) 8 2 И1 Токовая отсечка и максимальная токовая защита 8 2 KA2 1ТАфС 1ТАфА KA3 Цепи включения фВ Цепи отключения фА SF2 Цепи питания электромагнита включения Рисунок 3.9 – Схема релейной защиты блока «Линия-трансформатор 6(10)/ 0,4 кВ» Описание работы схемы (рисунок 3.9): При повороте ключа SA в положение вкл. замыкаются его контакты 5-7 и напряжение подается на контактор включения КМ. КМ замыкает свои контакты в цепи питания электромагнита включения YAC. Выключатель включается, при этом блок-контакт КБО высоковольтного выключателя в цепи отключения выключателя замыкается, а КБВ в цепи включения выключателя – размыкается и напряжение с катушки КМ снимается, а выключатель находится во включенном состоянии за счет удерживающей механической защелки. При включении также замыкается блок-контакт выключателя Q в цепи УРОВ; 103 1. При межфазном КЗ, например, 3-х фазном КЗ в обмотке ВН трансформатора или питающем кабеле токи в поврежденных фазах резко возрастают, соответственно возрастают и вторичные токи в ТТ поврежденных фаз. При достижении тока величины уставки реле КА1, КА2 токовой отсечки (МТЗ 1 ступени) они мгновенно срабатывают и замыкают свои контакты 1-3 КА1, КА2 в цепи выходного промежуточного реле KL. КL мгновенно замыкает свои контакты 3-4 КL в цепи питания электромагнита отключения YAT и выключатель отключается. От потребляемого YAT тока срабатывает указательное реле KH2 «Токовая отсечка». Схема снова готова к включению (для облегчения понимания работы схемы в данном пункте срабатыванием реле КА3 и КА4 МТЗ II ступени пренебрежем); 2. При межфазном КЗ в питающем кабеле, в обмотках ВН и НН трансформатора, при перегрузке трансформатора, а также однофазном КЗ на стороне НН трансформатора токи в поврежденных фазах резко возрастают, соответственно возрастают и вторичные токи в ТТ поврежденных фаз. При достижении тока величины уставки МТЗ 2 ступени реле КА3, КА4 мгновенно срабатывают и замыкают свои контакты 1-3 КА3, КА4 в цепи выходного реле времени KТ. Через определенное время срабатывания МТЗ (если токовая отсечка из-за недостаточной величины тока не среагировала и не отключила трансформатор) КТ замыкает свой контакт 3-5 КТ в цепи питания электромагнита отключения YAT и выключатель отключается. От потребляемого YAT тока срабатывает указательное реле KH1 «МТЗ». Схема снова готова к включению; 3. При однофазном замыкании на землю в обмотке ВН трансформатора или питающем кабеле через поврежденную фазу на землю начинает протекать ток нулевой последовательности (3I0), соответственно во вторичной обмотке трансформатора тока нулевой последовательности 2ТА также протекает ток и при достижении уставки токового реле КА оно сработает и замкнет свой контакт 1-3 в цепи реле времени КТ1. Через определенное время срабатывания защиты от ОЗЗ КТ1 замыкает свой контакт 3-5 КТ1 в цепи питания электромагнита отключения YAT и выключатель отключается. От потребляемого YAT тока срабатывает указательное реле KH3 «ОЗЗ». Схема снова готова к включению; 4. При возникновении перегрузки трансформатора первичные токи в фазах возрастают, соответственно возрастают и вторичные токи в ТТ. При достижении тока величины уставки МТЗ 3 ступени реле КА5 срабатывает и замыкает свой контакт 1-3 КА5 в цепи реле времени KТ2. Через определенное время срабатывания МТЗ 3 ступени (если перегрузка не устранилась) реле времени KТ2 сработает и замкнет свой контакт 3-5 в цепи указательного реле КН. Таким образом, в данной схеме защита от перегруза выполнена с действием только на сигнал. 5. При наличии сигнала на отключение трансформатора, этот сигнал одновременно поступает на шинку УРОВ и далее на реле времени УРОВ вышестоящего выключателя ввода (МСВВ). УРОВ начинает отсчет времени и если по истечении времени уставки УРОВ выключатель не отключиться (блок-контакт Q не разомкнется), УРОВ даст сигнал на отключение вышестоящего выключателя ввода (МСВВ). Накладкой XB1 ДЭМ может вывести УРОВ при необходимости. 3.9 Дифференциальная защита трансформаторов Дифференциальная защита, выполненная на принципе сравнения токов на входе и выходах, применяется в качестве основной быстродействующей защиты трансформаторов и автотрансформаторов. Защита абсолютно селективна, реагирует на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями, и действует на отключение трансформатора со всех сторон без выдержки времени. Зона действия дифференциальной защиты трансформатора ограничивается местом установки трансформаторов тока, и включает в себя ошиновку СН, НН и присоединение ТСН, включенного на шинный мост НН. 104 Ввиду ее сравнительной сложности, дифференциальная защита устанавливается в следующих случаях: − на одиночно работающих трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью до 6300 кВА; − на параллельно работающих трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 4000 кВА и выше; − на трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности при КЗ на выводах высшего напряжения (kч < 2), а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 сек. Особенности дифференциальной защиты трансформаторов 1.Наличие намагничивающего тока, проходящего только со стороны источника питания. Намагничивающий ток в нормальном режиме составляет примерно 1-5% номинального тока. При восстановлении напряжения после отключения КЗ со стороны источника питания возникает бросок намагничивающего тока в 5-8 раз превышающий номинальный. Для предотвращения ложного срабатывания ДЗ от броска намагничивающего тока должно быть выполнено условие: Iс.з.=kнIнам. , где kн-коэффициент надежности отстройки. 2.Неравенство вторичных токов и разнотипность ТТ. Поскольку у трансформаторов токи со стороны обмоток ВН, СН и НН не равны, ТТ, выбираемые по номинальным токам обмоток, имеют разные коэффициенты трансформации. Это приводит к появлению тока небаланса, который может вызвать ложное срабатывание защиты. Для снижения тока небаланса используют специальные промежуточные автотрансформаторы тока или уравнительные обмотки дифференциальных реле. В цифровых реле такое выравнивание производится математическим путем. 3.Неодинаковые схемы соединения обмоток трансформаторов. При неодинаковых схемах токи оказываются сдвинутыми на некоторый угол, что приводит к появлению большого тока небаланса в реле ДЗ. Компенсация углового сдвига производится путем специального соединения вторичных обмоток ТТ. Токовая отсечка трансформаторов Токовая отсечка самая простая быстродействующая защита от повреждений в силовых трансформаторах. Данная защита реагирует только на большие по величине токи и охватывает своей зоной действия лишь часть трансформатора. Как правило, устанавливается на трансформаторах мощностью менее 6300кВА, работающих одиночно, и трансформаторах мощностью менее 4000кВА, работающих параллельно. На трансформаторах, питающихся от сети с глухозаземленной нейтралью, отсечка устанавливается на трех фазах. В зону действия отсечки входят ошиновка, выводы и часть обмотки трансформатора со стороны питания. Отсечка, являющаяся защитой от внутренних повреждений, должна отключать трансформатор со всех сторон, имеющих источники питания. Достоинством отсечки являются ее простота и быстродействие. Отсечка в сочетании с МТЗ и газовой защитой обеспечивает хорошую защиту для трансформаторов малой мощности. 105 3.10 Газовая защита Газовая защита (ГЗ) устанавливается на трансформаторах с масляным охлаждением, имеющих расширители. Применение ГЗ является обязательным на трансформаторах мощностью 6300кВА и более, а также на трансформаторах мощностью 1000-4000кВА, не имеющих дифференциальной защиты или ТО, и если МТЗ имеет выдержку времени 1сек. и более. На трансформаторах мощностью 1000-4000кВА применение ГЗ при наличии другой быстродействующей защиты допускается, но не является обязательным. Применение ГЗ является обязательным также для внутрицеховых трансформаторов мощностью 630кВА и выше, независимо от наличия других быстродействующих защит. Действие ГЗ основано на том, что всякие, даже незначительные повреждения, а также повышение нагрева внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном – ГЗ действовала на отключение. Бурным газообразованием обычно сопровождается к.з. внутри бака трансформатора. Кроме тог ГЗ действует на сигнал на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора. ГЗ является универсальной и наиболее чувствительной защитой трансформаторов и от внутренних повреждений. Она реагирует на такие опасные повреждения как замыкания между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточной величины тока при этом повреждении. ГЗ осуществляется с помощью специальных газовых реле, которые подразделяются на поплавковые, лопастные и чашечные. Газовое реле представляет собой металлический кожух, врезанный в маслопровод между баком трансформатора и расширителем. Реле заполнено маслом. Кожух имеет смотровое стекло со шкалой, с помощью которой определяется объем скопившегося в реле газа. На крышке газового реле имеется краник для выпуска воздуха и взятия пробы газа для его анализа, а также расположены контакты для подключения кабеля. Рисунок 3.10 – Внешний вид газового реле BF80/Q Газовoе реле BF80/Q производства Германии (рисунок 3.10) состоит из корпуса и крышки из атмосферостойкого сплава лёгких металлов, к которой крепятся все основные элементы реле (В – реле с двумя элементами, F – с фланцем, 80 – внутренний диаметр в мм, Q – фланец квадратной формы). На крышке закреплена табличка с указанием типа реле и его данных, а также изображена стрелка, которая должна быть направлена в сторону 106 расширителя. Стальная сборочная скоба 8 крепится двумя винтами к крышке реле, эта скоба является основой для крепления сигнального и отключающего элементов, постоянного магнита 10 и ряда других элементов (рисунок 3.11). Сигнальный элемент состоит из пластмассового полого шарообразного поплавка 2 с держателем, который крепится к сборочной скобе 8. С поплавком жёстко связан круглый магнит 3, служащий для управления сигнальным контактом 4. Как сигнальный 4, так и отключающий контакт 5 реле выполнены с помощью магнитоуправляемых герконов, замыкание которых происходит от приближения круглого магнита к концу стеклянной колбы, в которой заключён контакт. При понижении уровня масла в реле опускается поплавок 2 сигнального элемента и при объёме газа в реле 250-300 см3 управляющий магнит 3 приводит к замыканию сигнального контакта 4 реле. Рисунок 3.11 – Устройство газового реле BF80/Q Отключающий элемент помещён в нижней части корпуса реле под пластиной, служащей для закрепления магнита 10 в одном из трёх положений и одновременно выполняет функции экрана, защищающего элемент от оседающего из масла шлама. Отключающий элемент (как и сигнальный) крепиться к сборочной скобе 8 и состоит также из пластмассового поплавка 6, круглого магнита 7 и геркона 5. Пластина 9 отключающего элемента удерживается в нормальном положении с помощью постоянного магнита 10. Она предназначена для срабатывания от потока масла; при определённой скорости потока преодолевается сила притяжения магнита 10 и пластина отклоняется на некоторый угол, поворачиваясь вокруг своей оси. Для достижения требуемого быстродействия пластина помещена против входного отверстия реле и при своём движении не связана с поплавком 6 отключающего элемента; только в конце хода пластина нажимает на поплавок, который опускается, что приводит к замыканию отключающего контакта 5 реле. В пластине 9 имеются два отверстия для прохождения части масла, чтобы пластина не повредилась при больших скоростях потока масла за счёт сильного давления не неё. Изменение скорости срабатывания реле достигается выбором расстояния между пластиной 9 и магнитом 10 путём изменения положения магнита, трём положениям магнита соответствуют уставки скорости срабатывания 0,65 м/с, 1,0 м/с, 1,5 м/с. Магнит передвигается после отвинчивания винта магнитодержателя и перемещения последнего до появления в окне магнитодержателя цифры требуемой скорости срабатывания. Время срабатывания отключающего элемента реле при скорости потока масла 1,25 скорости уставки составляет 0,15 с; при скорости потока 1,5 скорости уставки – не менее 0,1 с. Выводы сигнального и отключающего контактов реле размещены в коробке 12, на внутренней стороне откидной крышки 13 этой коробки имеется табличка с маркировкой 107 выводов. Крышка коробки выводов имеет надёжное устройство для закрывания и уплотнения, что предотвращает попадание влаги в коробку. Кабель цепей защиты может быть подведён в любое из двух отверстий 1 в коробке выводов 12; неиспользуемое отверстие остаётся закрытым крышкой с винтовой резьбой. Реле серии BF снабжены устройством 11 для контроля работоспособности обоих элементов и контактов реле. Оно состоит из кнопки, рейки с выступами, возвратной пружины и рамки. В условиях эксплуатации кнопка закрыта крышкой с винтовой резьбой. На табличке около кнопки устройства контроля изображены два положения кнопки с надписями «Сигнал» и «Отключение». При нажатии на кнопку рейка перемещается вниз в направляющей рамке, и верхний выступ нажимает на держатель верхнего поплавка, который опускается и обеспечивает замыкание сигнального контакта реле. При дальнейшем нажатии на кнопку опускается нижний поплавок под действием нижнего выступа, и отключающий контакт реле также замыкается. Пластина от устройства контроля не опробуется. Опускание кнопки приводит к возврату устройства контроля под действием возвратной пружины; при этом поплавки реле всплывают, и оба контакта размыкаются. В крышке реле имеется кран для отбора пробы газа из реле и выпуска газа; в нижней части корпуса имеются два отверстия для слива загрязнённого масла, которые закрыты пробками с винтовой резьбой. Верхние смотровые стёкла имеют отметки уровня масла с цифрами от 250 до 450 см3, обозначающими объём газа в корпусе реле. Для безопасности обслуживающего персонала крышка реле заземляется с помощью одного из болтов, крепящих крышку к корпусу реле. Головка этого болта окрашена в красный цвет. Струйное реле ÜRF 25/10. Для защиты контакторов РПН применяются струйные реле ÜRF 25/10 производства Германии Реле ÜRF 25/10 (рисунок 3.12) состоит из корпуса и крышки, к которой крепится реагирующий блок реле. На верхней части крышки реле закреплена табличка с указанием типа и данных реле, а на корпусе реле и на крышке изображены стрелки, указывающие направление в сторону расширителя. Рисунок 3.12 – Внешний вид струйного реле ÜRF 25/10 Струйное реле ÜRF 25/10 имеет только один реагирующий элемент — отключающий — напорную пластину 9. Стальная фигурная скоба 1, крепящаяся винтами к крышке реле, служит основой для крепления напорной пластины, которая расположена со стороны бака контактора и в 108 нормальных условиях удерживается в начальном положении грузом 6. При скорости потока масла, превышающей заданную уставку, пластина поворачивается, груз 6 при этом поднимается и круглый магнит (на рисунке 3.13 не виден) приближается к управляемому им геркону 8, который замыкается. Рисунок 3.13 – Устройство струйного реле ÜRF 25/10 По окончании движения пластина оказывается зафиксированной в положении срабатывания с помощью защелки 4, поэтому контакт реле остается замкнутым до возврата вручную. Для возврата реле в нормальное положение в нем имеется устройство контролявозврата, которое служит также и для контроля работоспособности реле. Устройство контроля-возврата струйного реле конструктивно похоже на устройство контроля газового реле BF80/Q, описанное выше, и состоит из подвижной рейки с возвратной пружиной и выступом. Устройство контроля-возврата управляется, как и у газового реле, кнопкой на крышке струйного реле. На табличке около кнопки изображены два ее положения с надписями «Возврат» и «Контроль». При медленном нажатии кнопки рейка, двигаясь в направляющей рамке, опускается примерно на половину своего хода и отводит пружинную защелку из прорези установочной скобы 1, что приводит под действием силы тяжести груза 6 к возврату пластины 9 в нормальное положение и к размыканию контакта реле (сквозь смотровое стекло видно, как груз возвращается в горизонтальное положение). При дальнейшем нажатии кнопки вниз до упора выступ 3 рейки 2 нажимает на закругленный край держателя груза 10 и последний поднимается, как при давлении струи масла на пластину реле (сквозь смотровое стекло видно, когда реле переходит в положение срабатывания), что вызывает действие реле на отключение. Реле ÜRF 25/10 выпускается двух исполнений по набору уставок по скорости потока масла: 1-е исполнение — 0,9; 1,2 и 1,5 м/с; 2-е исполнение — 1,5; 2,0 и 2,5 м/с. Выбор одной из трех уставок скорости масла в реле каждого исполнения выполняется отвинчиванием винта 5 и перемещением груза 6 в держателе до положения, при котором в окне 7 держателя груза появится цифра выбранной скорости срабатывания. Конструктивное выполнение коробки и крышки выводов реле уплотнения крышки, выводов контактов, отверстий для контрольного кабеля, болта заземления и крепление крышки к корпусу реле аналогичны выполнению их в газовом реле BF 80/Q. Реле РГЧЗ-6. Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рисунок 3.14, а). 109 Рисунок 3.14 – Газовое реле защиты трансформатора Реле РГЧЗ-6 с чашкообразными элементами 1 и 2 (рисунок 3.14, б). Элементы в виде плоскодонных алюминиевых чашек вращаются вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. При опускании чашек подвижные контакты 4 замыкаются с неподвижными 5.Нормальное положение контактов (наличие масла в камере реле) изображено на рисунке. Понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка, и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока имеется лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определённого значения, установленного на реле. Предусмотрено три уставки срабатывания отключающего элемента по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет tc.p.>0,05…0,5 с. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора. Рисунок 3.15 – Принципиальная схеме газовой защиты трансформатора на переменном оперативном токе 110 Действие газовой защиты на отключение выполняется с самоудерживанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками потока масла при бурном газообразовании. В схеме защиты на переменном оперативном токе (рисунок 3.15) самоудержание достигается путём шунтирования нижнего контакта газового реле KSG верхним замыкающим контактом KL. Самоудержание автоматически снимается после разрыва цепи отключения вспомогательным контактом Q1.2 выключателя Q1. Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения и способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. К недостаткам газовой защиты следует отнести: не реагирование её на повреждения вне бака (между выключателем и трансформатором). Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, пример: доливка масла. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений. 3.11 Защита трансформаторов от перегрузки Трансформаторы допускают перегрузку в течение значительного времени. Поэтому при наличии оперативного персонала защита от перегрузки трансформатора действует на сигнал. При его отсутствии на объекте, контроль за перегрузкой трансформатора может осуществляться средствами телемеханики. Защита от перегрузки на объектах без постоянного дежурного персонала может действовать на разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами). Защита от перегрузки согласно ПУЭ устанавливается на трансформаторах мощностью 0,4 МВт и более. Защита от перегрузки при симметричной нагрузке может осуществляться реле, установленным в одной фазе. Для обеспечения защиты от перегрузки всех обмоток трансформатора следует руководствоваться таким размещением устройств сигнализации перегрузки. − на двухобмоточных трансформаторах – с одной любой стороны; − на трехобмоточных трансформаторах с обмотками одинаковой мощности – со стороны питания (обычно ВН). На трансформаторах с возможным питанием с 2 сторон – со всех трех сторон; − на трансформаторах, имеющих обмотки разной мощности, со всех трех сторон. Таким образом, для того, чтобы охватить все возможные режимы и параметры трансформатора, целесообразно установить сигнализацию перегрузки на всех трех сторонах трехобмоточного трансформатора. Время срабатывания защиты от перегрузки, во избежание ложных сигналов, должно превышать время работы защиты и восстановления нормального режима действием автоматики снижения пускового тока нагрузки до номинального. Общепринятая в ряде энергопредприятий выдержка времени: 9 сек. Она устанавливается одинаковой на всех устройствах сигнализации, не имеющих специальных требований к выдержке времени. Рассмотрим один из терминалов предназначенных для релейной защиты двухобмоточных трансформаторов ТОР серии 200 фирмы «Релематика» 111 Комплектные устройства защиты и автоматики ТОР 200 Т предназначены для выполнения функций релейной защиты, автоматики, местного/дистанционного управления, измерения, сигнализации, регистрации, осциллографирования понижающих двухобмоточных трансформаторов (или трансформаторов с «расщеплёнными» обмотками) мощностью до 40 МВА, токоограничивающих реакторов. Рисунок 3.16 – Внешний вид цифрового терминала ТОР серии 200 Выполнение функции дифференциальной защиты требует наличия токовых цепей плеч со стороны ВН и НН трансформаторов. Для трансформаторов с «расщеплёнными» обмотками рекомендуется токовые цепи стороны НН суммировать. Возможно выполнение токовых цепей в двухфазном или трёхфазном исполнении. Устройства ТОР 200 Т выполняют следующие функции: в части защит: ‒ дифференциальная токовая защита с торможением; ‒ дифференциальная токовая отсечка; ‒ трехступенчатая ненаправленная МТЗ; ‒ одноступенчатая ненаправленная токовая защита от замыканий на землю; ‒ отключение при действии газовой защиты трансформатора и РПН; ‒ отключение от внешних цепей; ‒ токовый орган второй гармоники со стороны ВН; ‒ УРОВ с отдельным токовым органом; ‒ организация цепей пуска МТЗ; в части автоматики: ‒ однократное АПВ1; в части управления и диагностики выключателя: ‒ местное (кнопками с лицевой панели терминала или выносными ключами) управление выключателем; ‒ дистанционное (через АСУ ТП) управление выключателем; ‒ блокировка от многократных включений выключателя; ‒ расчет коммутационного и механического ресурса; ‒ контроль времени включения/отключения; ‒ контроль времени взвода пружины; ‒ контроль давления элегаза; ‒ контроль цепей управления (РПО, РПВ I, РПВ II, автомата питания цепей управления 112 выключателем); в части измерения, осциллографирования, регистрации: ‒ индикация аналоговых величин тока в первичных /вторичных величинах; ‒ встроенный аварийный осциллограф (режим записи 200, 800 или 1600 Гц); ‒ регистрация аварийных параметров; ‒ календарь и часы реального времени; ‒ энергонезависимая память событий и осциллограмм; в части связи с АСУ ТП: ‒ реализация функций телеуправления, телеизмерений и телесигнализации; ‒ чтение/запись всех параметров нормального и аварийного режимов; ‒ порт для связи с АСУ (RS-485, оптический интерфейс, TTL или ИРПС «токовая петля»)2); ‒ протоколы обмена данными: международный МЭК 60870-5-1032) и SPA; ‒ ПО для конфигурирования и задания уставок устройства; дополнительные возможности: ‒ выравнивание вторичных токов плеч защиты; ‒ адаптация к группам соединения силовых трансформаторов и измерительных ТТ; ‒ назначение дискретных входных цепей, выходных реле и светодиодных индикаторов, задаваемые пользователем из имеющегося списка; ‒ дополнительные модули входных/выходных сигналов (1 или 2 по заказу); ‒ разъем для связи c ПК (на лицевой плите); ‒ интерфейс «человек–машина» (ИЧМ) с жидкокристаллическим четырехстрочным индикатором (ЖКИ), светодиодами и кнопками управления; ‒ режим для выполнения тестирования при наладке и обслуживании 113 Занятие №4 Автоматика электрических сетей. Противоаварийная автоматика Продолжительность: 2 часа Выписка из Назначение противоаварийной автоматики в электрических сетях и программы на электростанциях. Противоаварийная автоматика: АЧР, ЧАПВ, АОСН, делительные защиты (автоматика деления). Автоматика электрических сетей: АПВ, АВР, ВНР, БАВР, ТАВР. Применение реклоузеров, КУРЭ. Особенности эксплуатации устройств автоматики, выполненных на микропроцессорной базе. 4.1 Назначение противоаварийной автоматики в электрических сетях и на электростанциях В современных энергосистемах (ЭЭС) должна обеспечиваться высокая эффективность противоаварийного управления для различных условий функционирования и с учетом индивидуальных особенностей ЭЭС. Широкий спектр учитываемых факторов свидетельствует о многообразии требований, предъявляемых к устройствам противоаварийной автоматики (ПА) и алгоритмам их функционирования. Поэтому анализ режимов и устойчивости энергосистем представляет собой неотъемлемую часть работы по созданию систем ПА, которые по структуре исполнения являются иерархическими. Системы ПА должны оказывать дозированные воздействия на ЭЭС, чтобы обеспечивать локализацию и ликвидацию аварийных режимов, а также минимизировать ущербы от аварий. Общая структура противоаварийной автоматики Противоаварийная автоматика - совокупность устройств, обеспечивающая измерение и обработку параметров электроэнергетического режима энергосистемы, передачу информации и команд управления и реализацию управляющих воздействий в соответствии с заданными алгоритмами и настройкой для выявления, предотвращения развития и ликвидации аварийного режима энергосистемы. Автоматическое противоаварийное управление в энергосистеме реализуется посредством ПА, обеспечивающей выполнение следующих функций: - предотвращения нарушения устойчивости; - ликвидации асинхронных режимов; - ограничения снижения или повышения частоты; - ограничения снижения или повышения напряжения; - предотвращения недопустимых перегрузок оборудования. Автоматики ликвидации асинхронного режима, ограничения недопустимого снижения или повышения частоты, или напряжения, ограничения перегрузки оборудования выполняют в виде локальных ПА. К устройствам ПА относятся: - устройства измерения параметров доаварийного режима и текущих объемов управления; - пусковые устройства (органы); - исполнительные устройства (органы); - устройства автоматической дозировки воздействия, выполняющие выбор управляющих воздействий; - устройства приема-передачи доаварийной и аварийной информации, сигналов и команд управления и каналы передачи указанной информации. 114 Действие ПА должно быть селективным и не должно приводить к каскадному развитию аварийного режима. Алгоритм функционирования и параметры настройки устройств и комплексов ПА должны соответствовать схемно-режимным условиям работы энергосистемы и обеспечивать минимизацию управляющих воздействий. Обобщающее понятие функциональной структуры - система ПА, которая в пределах своего энергоузла решает все задачи противоаварийного управления и включает ряд подсистем, обеспечивающих: - автоматическое повторное включение (АПВ) линий или фаз линий, шин и прочих электроустановок после их автоматического отключения; - автоматическое включение резерва (АВР) резервного питания или оборудования; - включение синхронных генераторов и синхронных компенсаторов на параллельную работу; - регулирование возбуждения, напряжения и реактивной мощности; - регулирование частоты и активной мощности; - предотвращение нарушений устойчивости; - прекращение асинхронного режима; - ограничение снижения и повышения частоты; - ограничение снижения и повышения напряжения; - предотвращение перегрузки оборудования; - диспетчерский контроль и управление. 4.2 Противоаварийная автоматика: АЧР, назначение, устройство, принцип действия. Делительные защиты (автоматика деления) Устройства АЧР предназначены для предотвращения недопустимого по условиям устойчивой работы генерирующего оборудования и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии снижения частоты и ее последующего восстановления. Устройства АЧР должны действовать на отключение нагрузки очередями при снижении частоты ниже 49,2 Гц. Устройства АЧР функционально подразделяются на: - АЧР-1, предназначенные для прекращения процесса снижения частоты, в том числе устройства специальной очереди АЧР; - АЧР-2, предназначенные для восстановления частоты после действия устройств АЧР1 или при медленном снижении частоты. Уставки по частоте устройств АЧР-1 должны находиться: - для устройств АЧР-1 - в диапазоне от 46,5 до 48,8 Гц; - для устройств специальной очереди АЧР - в диапазоне от 49,0 до 49,2 Гц. Уставки по времени устройств АЧР-1 и специальной очереди АЧР должны находиться в диапазоне от 0,15 до 0,3 с и должны исключать действие устройств АЧР-1 (в том числе специальной очереди АЧР) при коротких замыканиях в электрической сети. Устройства АЧР-2 функционально подразделяются на устройства: - АЧР-2 несовмещенной; - АЧР-2 совмещенной. Объем нагрузки, отключаемый устройствами АЧР-2 совмещенной, входит в объем, отключаемый АЧР-1. К устройствам АЧР-2 совмещенной должно быть подключено не менее 60% объема отключаемой нагрузки, подключенного к устройствам АЧР-1. Уставки по частоте устройств АЧР-2 должны находиться в диапазоне от 48,7 до 49,1 Гц. Уставки по времени устройств АЧР-2 должны находиться в диапазоне от 5 до 70 с. Устройства АЧР должны устанавливаться, как правило, на подстанциях энергосистемы. Допускается их установка непосредственно у потребителей под контролем энергосистемы. 115 Объемы отключения нагрузки устанавливаются, исходя из обеспечения эффективности при любых возможных дефицитах мощности; очередность отключения выбирается так, чтобы уменьшить ущерб от перерыва электроснабжения, в частности должно применяться большее число устройств и очередей АЧР, более ответственные потребители должны подключаться к более дальним по вероятности срабатывания очередям. Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР. Недопустимо уменьшение объема АЧР за счет действия устройств АВР или персонала. Делительные защиты Как известно, силовые выключатели, устанавливаемые в энергосистемах, имеют предел своей отключающей способности по току. При развитии энергосистем повышается уровень токов короткого замыкания (КЗ), протекающих через выключатели, и со временем уровень тока может превысить допустимые значения, в результате чего возникает вопрос либо о замене выключателя на выключатель с большей отключающей способностью, либо об ограничении токов КЗ. В качестве первоочередных мероприятий по ограничению токов КЗ рекомендовано осуществлять деление сети 110–500 кВ в рабочем режиме или режиме КЗ, в том числе шиносоединительными выключателями. Различаются три вида деления энергосистемы: деление энергосистемы для предотвращения нарушения устойчивости; деление для прекращения асинхронного хода; деление (выделение энергоблоков) для предотвращения потери собственных нужд при недопустимом снижении частоты в энергосистеме в результате развития аварии. 4.3 Автоматика электрических сетей: АПВ, АВР, ВНР, БАВР, ТАВР. Применение реклоузеров, КУРЭ Автоматическое повторное включение (АПВ) Многолетний опыт эксплуатации линий электропередачи показал, что значительная часть коротких замыканий (КЗ), вызванных перекрытием изоляции, схлестыванием проводов и другими причинами, при достаточно быстром отключении линий релейной защитой, самоустраняется. При этом электрическая дуга, возникшая в месте КЗ, гаснет, не успев вызвать существенных разрушений, препятствующих повторному включению линий под напряжение. Такие самоустраняющиеся повреждения принято называть неустойчивыми. Учитывая, что отыскание места повреждения на линии электропередачи путем ее обхода требует длительного времени, и что многие повреждения носят неустойчивый характер, обычно при ликвидации аварий оперативный персонал производит опробование линии путем включения ее под напряжение. Операцию включения под напряжение отключившейся линии называют повторным включением. Линия, на которой произошло неустойчивое повреждение, при повторном включении остается в работе. Поэтому, повторные включения при неустойчивых повреждениях принято называть успешными. Реже на линиях возникают такие повреждения, как обрывы проводов, тросов или гирлянд изоляторов, падение или поломка опор и т. д. Такие повреждения не могут самоустраниться, и поэтому их называют устойчивыми. При повторном включении линии, на которой произошло устойчивое повреждение с коротким замыканием, линия вновь отключается защитой. Поэтому, повторные включения линий при устойчивых повреждениях называют неуспешными. Наиболее эффективно применение АПВ на линиях с односторонним питанием, так как в этих случаях каждое успешное действие АПВ восстанавливает питание потребителей и предотвращает аварию. 116 В эксплуатации получили применение следующие виды АПВ: – трехфазное, осуществляющее включение трех фаз выключателя после их отключения релейной защитой; – однофазное, осуществляющее включение одной фазы выключателя, отключенной релейной защитой при однофазном КЗ; – комбинированное, осуществляющее включение трех фаз (при междуфазных повреждениях) или одной фазы (при однофазных КЗ). Трехфазные АПВ в свою очередь подразделяются на несколько типов: быстродействующие (БАПВ), с проверкой наличия напряжения (АПВНН), отсутствия напряжения (АПВОН), с ожиданием синхронизма (АПВОС), с улавливанием синхронизма (АПВУС) и др. По виду оборудования, на которое действием АПВ повторно подается напряжение, различают: АПВ линий, АПВ шин, АПВ трансформаторов, АПВ двигателей. По числу циклов (кратности действия) различают: АПВ однократного действия и АПВ многократного действия. Схемы АПВ, применяемые на линиях и другом оборудовании, в зависимости от конкретных условий, могут существенно отличаться одна от другой. Однако все они должны удовлетворять следующим основным требованиям: 1. Схемы АПВ должны приходить в действие при аварийном отключении выключателя (или выключателей), находившегося в работе. В некоторых случаях схемы АПВ должны отвечать дополнительным требованиям, при выполнении которых разрешается пуск АПВ: например, при наличии или, наоборот, при отсутствии напряжения, при наличии синхронизма, после восстановления частоты и т. д. 2. Схемы АПВ не должны приходить в действие при оперативном отключении выключателя персоналом, а также в случаях, когда выключатель отключается релейной защитой сразу же после его включения персоналом, т. е. при включении выключателя на КЗ, поскольку повреждения в таких случаях обычно бывают устойчивыми. В схемах АПВ должна также предусматриваться возможность запрета действия АПВ при срабатывании отдельных защит. Так, например, как правило, не допускается действие АПВ трансформаторов при внутренних повреждениях в них. В отдельных случаях не допускается действие АПВ линий при срабатывании дифференциальной защиты шин. 3. Схемы АПВ должны обеспечивать определенное количество повторных включений, т. е. действие с заданной кратностью. Наибольшее распространение получили АПВ однократного действия. Применяются также АПВ двукратного, а в некоторых случаях и трехкратного действия. 4. Время действия АПВ должно быть минимально возможным, для того чтобы обеспечить быструю подачу напряжения потребителям и восстановить нормальный режим работы. Наименьшая выдержка времени, с которой производится АПВ на линиях с односторонним питанием, принимается 0,3–0,5 сек. Вместе с тем, в некоторых случаях, когда наиболее вероятны повреждения, вызванные набросами и касаниями проводов, передвижными механизмами, целесообразно для повышения успешности АПВ принимать увеличенные выдержки времени. 5. Схемы АПВ должны автоматически обеспечивать готовность выключателя, на который действует АПВ, к новому действию после его включения. 6. На одиночно работающих трансформаторах напряжением от 110 до 220 кВ можно использовать АПВ, когда отключение трансформатора приводит к обесточиванию нагрузки потребителей. 117 7. В соответствии с приоритетом обеспечения надежности электроснабжения МНА (ПНА) работа защит ячеек РУ вдольтрассовых ВЛ и КЛ 6 (10) кВ должна осуществляться без последующего АПВ. При применении АПВ должно, как правило, предусматриваться ускорение действия релейной защиты на случай неуспешного АПВ. Ускорение действия релейной защиты после неуспешного АПВ выполняется с помощью устройства ускорения после включения выключателя, которое, как правило, должно использоваться и при включении выключателя по другим причинам (от ключа управления, телеуправления или устройства АВР). Устройства трехфазного АПВ (ТАПВ) должны осуществляться преимущественно с пуском при несоответствии между ранее поданной оперативной командой и отключенным положением выключателя; допускается также пуск устройства АПВ от защиты. На двухтрансформаторных понижающих подстанциях при раздельной работе трансформаторов, как правило, должны предусматриваться устройства АПВ шин среднего и низшего напряжений в сочетании с устройствами АВР; при внутренних повреждениях трансформаторов должно действовать АВР, при прочих повреждениях – АПВ. На рисунке 4.1 изображена схема АПВ однократного действия. При отключении выключателя релейной защитой возникает несоответствие между положениями выключателя и ключа управления SA, которым замкнута цепь 4—5. По причине этого несоответствия, после того как сработает реле KL1, включается реле времени КТ. Это реле контактом КТ.2 вводит токоограничивающее сопротивление резистора R2 (для обеспечения термической стойкости обмотки реле КТ), а контактом КТ.1, имеющим заданную выдержку времени, замыкает цепь разряда конденсатора C на параллельную обмотку реле KL2. Реле KL2 срабатывает и удерживается контактом KL2.1 во включенном положении своей последовательной обмоткой до того времени, пока вспомогательные контакты SQ.1 выключателя разомкнут ее цепь после включения. Однократность действия устройства АПВ создается конденсатором C, разряд которого происходит после замыкания цепи контактом КТ.1. 118 Рисунок 4.1 – Устройство трехфазного АПВ однократного действия с пуском от несоответствия положения выключателя и положения ключа управления Конденсатор сможет зарядиться вновь только после включения выключателя, когда реле KL1 будет длительно обесточено и его контакт разомкнут. Время заряда конденсатора составляет 16 — 20 с и может регулироваться изменением сопротивления резистора R3. При отключенном выключателе конденсатор C зарядиться не может, так как он постоянно разряжается по цепи C — замкнутый контакт КТ.1 — параллельная обмотка реле KL2 — минус источника. После отключения выключателя ключом управления один из пакетов ключа размыкает цепь 4—5. Этим снимается оперативный ток с контакта реле KL2.1. Заряд с конденсатора стекает по указанной выше цепи, так как реле КТ включено и его контакт КТ.1 замкнут, а также через обмотку реле КТ на минус источника оперативного тока. После включения выключателя ключом управления или устройством АПВ повторное действие устройства АПВ может произойти только после того, как зарядится конденсатор C (для РПВ-58 время заряда 20 –25 c). Если включение линии произведено на КЗ, релейная защита произведет отключение раньше, чем устройство АПВ будет готово к действию. Для предотвращения многократных включений и отключений выключателя в случае длительной подачи включающей команды и неустраняющегося КЗ в схеме предусмотрено реле KBS. Если по какой-либо причине окажется длительно замкнутой цепь на включение выключателя (например, из-за приваривания контакта реле KL2.1) и выключатель включится на КЗ, то под действием защиты он отключится. Обратного включения не произойдет, так как в момент отключения последовательная обмотка реле KBS будет обтекаться током. Реле KBS сработает. При этом контакт KBS.2 разомкнет цепь электромагнита включения, контактом KBS.1 включится параллельная обмотка реле KBS (реле останется во включенном положении до тех пор, пока не будет разомкнута эта цепь самоудерживания) и еще одним контактом KBS 119 замкнется цепь сигнализации о неисправном состоянии устройства АПВ или ключа управления. Время действия устройства АПВ регулируется уставкой времени реле КТ. Предусмотрена возможность осуществлять ускорение защиты после (или до) работы устройства АПВ. Для этого возможно использовать замыкающий (или размыкающий) контакт KL2.2. Время срабатывания устройства однократного АПВ определяется по двум условиям: 1. согласование с временем деионизации среды в месте повреждения: где tд – время деионизации искрового промежутка, Δt – время запаса, учитывающее погрешность реле времени схемы АПВ (обычно Δt = 0,3-0,5 сек); 2. согласование с временем готовности привода выключателя: где – tгп = 0,2-1 сек., время готовности привода (зависит от типа выключателя). Время автоматического возврата в исходное положение выбирается по условию обеспечения однократности действия (конденсатор C в схеме АПВ должен зарядиться не раньше, чем произойдет отключение выключателя релейной защитой после его повторного включения на устойчивое КЗ): где tрз – наибольшая выдержка времени защиты; tотк – время отключения выключателя Устройства АПВ двукратного действия повышают общую успешность действия АПВ и восстановления электроснабжения потребителей на 10 – 20 %. Устройства АПВ двукратного действия можно выполнить, используя два комплекта устройств однократных АПВ с разными временами действия или применяя специальную схему (рисунок 4.2). В таком устройстве использованы те же элементы, что и в схеме однократного АПВ. Цепь несоответствия, определяющая возможность повторного включения, образуется при автоматическом отключении выключателя, когда срабатывает реле KL1 и остается замкнутой цепь 4-5 ключа управления SA. Срабатывает реле времени КТ. Контакт КТ.3 размыкается и включает резистор R1, чем обеспечивает термическую стойкость обмотке реле КТ. Проскальзывающим контактом КТ.2 спустя небольшое время, определяющее время первой кратности, создается цепь разряда конденсатора C1 через обмотку указательного реле КН1 и параллельную обмотку реле KL2 на минус. Реле KL2 срабатывает и удерживается последовательной обмоткой. При этом через обмотку указательного реле KH3, накладку SХ2, контакт KBS.2 подается команда на включение выключателя. При успешном АПВ выключатель остается включенным; реле KL1 обесточивается, реле КТ возвращается в исходное положение и конденсатор C1 начинает заряжаться. 120 SX 1 Рисунок 4.2 – Устройство трехфазного АПВ двукратного действия с пуском от несоответствия положения выключателя и положения ключа управления Если АПВ неуспешно, выключатель отключится вновь и опять сработает реле KL1. Реле времени КТ снова начнет отсчет времени и замкнет контакт КТ.2; при этом реле KL2 не сработает, так как конденсатор C1 еще не успел зарядиться (время заряда 20 с). Последует замыкание конечного контакта КТ.1, имеющего уставку 10 — 20 с, происходит подача вторичной команды на включение выключателя, так как конденсатор C2 разрядится через обмотку указательного реле КН2 и параллельную обмотку реле KL2 на минус источника оперативного питания; реле KL2 срабатывает и подает команду на включение выключателя. При неуспешном АПВ после вторичного включения выключатель опять отключится защитой, снова сработают реле KL1 и КТ, однако команд на включение больше не последует, так как конденсаторы С1 и С2 не заряжены. При отключенном выключателе и включенном реле KL1 конденсаторы C1 и C2 зарядиться не могут, так как их заряды постоянно стекают через обмотки реле на минус источника оперативного питания. В устройстве предусматривается цепь для осуществления запрета АПВ первой и второй кратностей путем подачи минуса для разряда конденсаторов C1 и C2 по цепям с резисторами R4 и R5. 121 Ускорение защиты осуществляется после каждого срабатывания устройства АПВ с использованием контакта KL2.2. Накладка SX1 (запрет АПВ) необходима для проверки правильности работы схемы при действии токовых защит. Накладка SX2 вводит/выводит АПВ. Автоматическое включение резерва (АВР) Схемы электрических соединений энергосистем и отдельных электроустановок должны обеспечивать надежность электроснабжения потребителей. Высокую степень надежности обеспечивают схемы питания одновременно от двух и более источников (линий, трансформаторов), поскольку аварийное отключение одного из них не приводит к нарушению питания потребителей. При наличии АВР время перерыва питания потребителей в большинстве случаев определяется лишь временем включения выключателей резервного источника и составляет 0,3–0,8 сек. Опыт эксплуатации энергосистем показывает, что АВР является весьма эффективным средством повышения надежности электроснабжения. Успешность действия АВР составляет 90-95%. Простота схем и высокая эффективность обусловили широкое применение АВР на электростанциях и в электрических сетях. Устойчивость НПС (ЛПДС) должна обеспечиваться средствами АВР 6 (10) кВ. Для обеспечения работы штатного АВР и самозапуска ЭД должны быть выполнены следующие условия: а) реализована схема образования шинок гашения поля (рисунок 4.3); б) реализована ЗПП при снижении частоты до величины уставки (рекомендуемая уставка 48,2 Гц) и изменения знака активной мощности с действием на гашение поля ЭД с последующей организацией режима самозапуска. При отсутствии возможности организации режима самозапуска ЗПП должна действовать на отключение ЭД. Пуск ЗПП выполнить по факту снижения частоты напряжения на секции шин и изменению направления потока мощности на вводе. Выдержка времени отключения вводных выключателей 6 (10) кВ действием ЗПП от 0,2 до 0,5 с; в) для ЗРУ 6 (10) кВ без СД допускается выполнение только ЗМН-1, срабатывающей на отключение вводного выключателя 6 (10) кВ с выдержкой времени 0,5 с. при снижении напряжения ниже 0,5∙Uном; г) выполнена блокировка срабатывания ЗПП (ЗМН-1) вводов 6 (10) кВ при исчезновении напряжения на одной секции шин и снижении напряжения на другой секции ниже 0,8∙Uном. При этом, на секции шин, потерявшей питание, на время блокировки ЗПП (ЗМН-1) обеспечивается гашение поля СД для успешного самозапуска СД при отключении ввода 6 (10) кВ потерявшего питание и включение СВ 6 (10) кВ после восстановления напряжения на другой секции; д) выполнена блокировка срабатывания ЗМН-1 при пуске МТЗ вводов 6 (10) кВ; е) для сохранения включенного положения вводных выключателей 6 (10) кВ при одновременной посадке напряжения на обоих вводах при работе подключенных к секциям шин 6 (10) кВ ЭД, выполнена блокировка отключения вводных выключателей 6 (10) кВ при срабатывании пускового органа ЗПП соседнего ввода. При этом обеспечено гашение поля СД, подключенных к обеим секциям шин; ж) выполнена блокировка АЧР при пуске ЗПП ввода 6 (10) кВ; и) при работе от одной секции шин 6 (10) кВ двух и более ЭД, реализована схема разгрузки – отключения ЭД первого по потоку МНА. Алгоритм работы схемы разгрузки предполагает отключение одного или нескольких работающих насосных агрегатов при срабатывании ЗПП до отключения ввода, или после отключения вводного выключателя 6 (10) кВ до включения СВ 6 (10) кВ; 122 к) реализовано включение СВ 6 (10) кВ без выдержки времени по факту отключенного положения вводного выключателя 6 (10) кВ и при отсутствии сигналов запрета, а также с контролем остаточного напряжения не выше 0,4∙Uном кВ и наличием напряжения на соседней секции шин 6 (10) кВ не ниже 0,8∙Uном. +ШУ (1В) ШРС СШ-1 СВ 1В РБ ШРС СШ-2 СВ РБ +ШУ (1В) СВ РП РП +ШУ (МНА1) МНА1 2В +ШРС СШ-1 МНА2 РГП –ШРС СШ-1 РГП Отключение МНА1 Рисунок 4.3 – Схема разгрузки секции шин: ШУ – шинка управления; ШРС – шинка ресинхронизации; СШ-1, СШ-2 – первая и вторая секции шин соответственно; 1В, 2В – вводной выключатель 6 (10) кВ; РГП – реле гашения поля; РП – реле пускового органа ЗПП; РБ – промежуточное реле размножения контактов выходного реле блокировки штатного АВР от БАВР (ТАВР) Рисунок 3.3 – Схема разгрузки секции шин В качестве автоматики ячеек СВ 6 (10) кВ при наличии присоединений АД и СД следует предусматривать: - АВР с блокировкой при работе МТЗ, УРОВ, ЗДЗ, резервной защиты трансформатора с включением СВ 6 (10) кВ по факту отключения вводного выключателя с «разрешением» АВР и с контролем снижения остаточного напряжения на секции ниже 0,4∙Uном АВР разрешается при отсутствии сигнала блокировки от устройства БАВР (ТАВР); - ВНР с отключением СВ 6 (10) кВ по факту включенного положения вводных выключателей. Схема АВР и ВНР должна иметь возможность ручного управления вводными и СВ 6 (10) кВ. Устройства автоматики РУ 0,4 кВ КТП должны обеспечить: - АВР с отключением автоматического вводного выключателя по факту исчезновения напряжения на вводе ниже 0,5∙Uном на время более 2 – 3 с, с контролем напряжения на соседней секции выше 0,95∙Uном и включение СВ 0,4 кВ по факту отключенного положения вводного выключателя; - ВНР с отключением СВ 0,4 кВ по факту появления напряжения на вводе выше 0,95∙Uном в течение 8 с и последующим включением вводного выключателя по факту выключенного положения СВ 0,4 кВ; - для микропроцессорных устройств и схем, выполненных на электромеханических реле, использующих функцию «без перерыва питания» ВНР с включением вводного выключателя по факту появления напряжения на вводе выше 0,8∙Uном в течение 8 с и последующим отключением СВ 0,4 кВ. 123 Устройства автоматики ЩСУ должны обеспечить: - АВР с отключением вводного выключателя по факту исчезновения напряжения на вводе ниже 0,5∙Uном на время более 3 – 4 с, с контролем напряжения на соседней секции выше 0,95∙Uном и включение СВ 0,4 кВ по факту отключенного положения вводного выключателя; - ВНР с отключением СВ 0,4 кВ по факту появления напряжения на вводе выше 0,95∙Uном в течение 8 с с последующим включением вводного выключателя по факту отключенного положения СВ 0,4 кВ; - для микропроцессорных устройств и схем, выполненных на электромеханических реле, использующих функцию «без перерыва питания» ВНР с включением вводного выключателя по факту появления напряжения на вводе выше 0,8∙Uном в течении 8 с с последующим отключением СВ 0,4 кВ; - для микропроцессорных устройств и схем, выполненных на электромеханических реле, использующих функцию «без перерыва питания» при работе от ДЭС должна быть предусмотрена блокировка автоматического ВНР для исключения возможной параллельной работы. На рисунке 4.4 приведена схема АВР ввода 10 кВ с возвратом. -ШУ +ШУ SF1 СВ-10 SA2 “АВР” I(II) KV1 2-62 1-2 5 7 5 7 2-54 2-63 1-3 KT3 SQ1 SF1 1-22 2-66 QI(II) 1-21 2-55 1-19 SF1 KT3 7 1-20 8 KH4 37 3 4-14 ТН-10 II(I) KV3 I(II) KV2 5 1 2-46 2 1 I(II) KV2 3 1 KL15 2 6 7 3 4 2 4 KT4 KL14 2 KT4 KT4 1 I(II) KSV1 3 Условие для запуска 1 ступени ЗМН с задержкой времени Отключение ввода от ЗМН 1-й ступени Отключение ввода 10 кВ 1-25 I(II) KV1 1-32 4 7 KL15 4 11 12 8 Выдержка времени на АПВ ввода Реле однократности включения ввода Включение ввода от АПВ Включение ввода 10 кВ 1-35 KL3 (ЗПП) KT3(ЗМН) 3 5 9 9 KL11 10 KL14 10 11 12 13 14 81 Фиксация срабатывания ЗПП и ЗМН 1-й ступени Рисунок 4.4 – Схема АВР ввода 10 кВ с возвратом: KV1, KV2 – реле контроля напряжения на секции шин; KV3 – реле контроля наличия напряжения на смежном вводе; SQ1 – концевой выключатель положения «вкачено»; Q – блок-контакт выключателя ввода; KSV1 – реле контроля напряжения до ввода; KL14 – реле фиксации команд; KL11 – реле контроля отключенного положения выключателя Для ускорения действия АВР применяют быстродействующие системы. Быстродействующие устройства автоматического ввода резерва (БАВР) Устройство БАВР предназначено для быстродействующего включения резервного питания на распределительных сетях 6 (10) кВ с синхронными и асинхронными двигателями, а также для возврата к нормальному режиму (ВНР) после включения резервного питания. При различных аварийных ситуациях в энергосистемах как при исчезновении питания от основного источника, так и при возникновении всех видов коротких замыканий в цепях питающей линии. Устройство БАВР предназначено для работы на подстанциях, имеющих две секции шин с двумя рабочими вводами и секционным выключателем или одну секцию шин с рабочим и резервным вводами. 124 Быстродействие АВР достигается применением комплекта оборудования, состоящего из быстродействующих выключателей с модулями управления (БВВ), устанавливаемых в ячейках ввода и ячейки секционного выключателя (либо ячейках рабочего и резервного вводов) и микропроцессорного модуля управления БАВР (МПМУ БАВР). Устройство БАВР предназначено для сохранения в работе электропотребителей с двигательной нагрузкой при возникновении аварийного режима - потери питающего напряжения на одном из вводов РУ - 6 (10) кВ, путем максимально быстрого переключения аварийной СШ РУ – 6 (10) кВ на смежный ввод без возникновения сверхтоков. Оптимизация переходных процессов обеспечивается синхронизацией момента включения устройства БАВР с углом напряжений прямой последовательности секции шин выбегающих двигателей с напряжениями исправной секции шин в диапазоне от 0 до 30 электрических градусов. При отсутствии двигательной нагрузки на аварийной секции шин (секции потерявшей питание) или при снижении напряжения на аварийной секции шин ниже 0,5 Uном устройство БАВР осуществляет переключение без синхронизации. После включения СВ контролируется напряжение до вводного выключателя отключенного ввода. После восстановления напряжения выше уровня 0,9 Uном включается отключенный ранее вводной выключатель, а затем отключается СВ. Полное время срабатывания устройства БАВР с БВВ с момента определения пусковых условий до окончания полного цикла переключений должно составлять не более 62 мс с учетом отключения БВВ вводной ячейки РУ – 6 (10) кВ. Устройство БАВР в режиме АВР обеспечивает самозапуск электродвигателей без гашения поля СД за счет синхронной (не более 30 электрических градусов) подачи напряжения на СШ, потерявшую питание. Алгоритм работы В случаях потери питания на вводе 6 (10) кВ МПМУ БАВР выявляет расхождение фазового угла более от 15 до 22 электрических градусов во всех трех фазах. При выполнении этого условия выдается команда на отключение ВВ вводной ячейки. При коротком замыкании ниже ВВ вводной ячейки (на отходящих присоединениях РУ – 6 (10) кВ или на СШ) контролируется направление и величина тока короткого замыкания, уровень остаточного напряжения на вводе (СШ) и запускается регистратор аварийных событий устройства БАВР. В этом случае работа устройства БАВР запрещена, устройство БАВР находится в режиме ожидания. При снижении напряжения секции шин ниже 0,6 Uном и при изменении направления протекания тока на вводе (от СШ к вводу) выдается команда на отключение ВВ поврежденного ввода. После выдачи сигнала на отключение ВВ вводной ячейки, МПМУ БАВР проверяет возможность подключения двигательной нагрузки на исправную СШ без возникновения сверхтоков, что возможно, если угол фазового рассогласования между векторами напряжения, вырабатываемого СД на поврежденной СШ и векторами напряжения исправной СШ не превышает 30 электрических градусов, и, при выполнении этого условия, МПМУ БАВР выдает команду на включение СВ. После получения МПМУ БАВР подтверждения о включении СВ, устройство БАВР переходит в режим ожидания. Все выше описанные переключения разрешаются при одновременном выполнении следующих условий: - если напряжение на исправной секции шин выше 0,8 Uном; - если отсутствует замыкание на землю в сети 6 (10) кВ НПС; - если отсутствует короткое замыкание ниже вводного выключателя (фиксируется направление протекания тока от ввода к СШ). В случае, если хотя бы одно из условий не выполняется, работа устройства БАВР блокируется с выдачей сигнала о причине блокировки. 125 В случае одновременного снижения напряжения на одном вводе ниже 0,4 Uном и на втором вводе ниже 0,85 Uном БАВР дает команду на блокировку пусковых органов ЗПП, ЗМН-1 по обоим вводам (блокирует функцию отключения вводов). БАВР продолжает мониторить напряжение на двух вводах и при восстановлении уровня напряжения одного из вводов выше 0,85 Uном, производит отключение выключателя ввода, потерявшего питание и осуществляет улавливание благоприятного положения векторов (синхронное включение нагрузки), если угол фазового рассогласования не превышает 30 электрических градусов секции, потерявшей питание к восстановившемуся вводу, путем включения секционного выключателя. В случае невозможности осуществить синхронное включение включением СВ, БАВР дает команду на разгрузку секции шин (отключение требуемых электродвигателей) и команду на сборку схемы гашения электромагнитного поля синхронных электродвигателей, остающихся в работе. Далее БАВР ожидает снижения остаточного напряжения не более 0,5 Uном на секции шин потерявшей питание и осуществляет отключение выключателя ввода и включение СВ без контроля синхронизма. В режиме автоматического восстановления нормального режима схемы РУ – 6 (10) кВ после включения СВ контролируется напряжение на отключенном вводе. Если на ранее отключенном вводе происходит восстановление напряжения выше уровня 0,9 Uном, то включается отключенный ранее вводной выключатель, а затем отключается СВ (схема включения без разрыва питания). Тиристорные устройства автоматического ввода резерва (ТАВР) ТАВР предназначен для сохранения в работе электропотребителей с двигательной нагрузкой при возникновении аварийного режима - потери питающего напряжения на одном из вводов 6 (10) кВ РУ, путем максимально быстрого переключения на исправный ввод без возникновения сверхтоков. Оптимизация переходных процессов обеспечивается синхронизацией момента включения ТАВР с углом расхождения фаз напряжений выбегающих двигателей с напряжениями исправной секции шин в диапазоне от 0 до 30 градусов. При отсутствии двигательной нагрузки на аварийной секции шин (секции потерявшей питание) или при снижении напряжения на аварийной секции шин ниже 0,3 Uном ТАВР осуществляет переключение без синхронизации. ТАВР должен включать в себя полупроводниковый тиристорный коммутатор, микропроцессорное устройство управления, защитный выключатель тиристорного коммутатора. Для быстродействия АВР используется тиристорный коммутатор – полупроводниковые ключи, встраиваемые в стандартные ячейки типа КРУ, КСО. Количество полупроводниковых элементов ключа на фазу рассчитывается исходя из напряжения распределительного устройства. Тиристорный коммутатор ТАВР обеспечивает секционирование шин 6(10) кВ до момента включения секционного выключателя 6(10) кВ, он должен быть подключен параллельно штатному секционному выключателю. Микропроцессорное устройство управления тиристорным коммутатором ТАВРа обеспечивает: - контроль предаварийной ситуации; - выявление аварийной ситуации и подачу сигнала управления на отключение выключателя аварийного ввода 6 (10) кВ, на включение тиристорного коммутатора и секционного выключателя 6 (10) кВ; - контроль восстановления напряжения на отключенном вводе 6 (10) кВ выше уровня 0,9 Uном и включение отключенного ранее вводного выключателя, а затем включения секционного выключателя; - регистрацию аварийных процессов. 126 В случаях потери питания на вводе 6 (10) кВ микропроцессорное устройство выявляет расхождение фазового угла более 15 электрических градусов во всех трех фазах. При выполнении этого условия выдается команда на отключение вводного выключателя. При коротком замыкании ниже вводного выключателя (на отходящих присоединениях или на секции шин) контролируется направление тока, обусловленное током подпитки от двигательной нагрузки и уровень напряжения. При снижении напряжения секции шин хотя бы в одной фазе ниже 0,6 Uном и при изменении направления тока на вводе (от секции шин к вводу) выдается команда на отключение вводного выключателя. В этом случае работа ТАВР запрещена. После прихода сигнала с блок- контактов вводного выключателя об отключении ввода, микропроцессорное устройство проверяет возможность подключения двигательной нагрузки на исправную секцию без возникновения сверхтоков, что возможно, если угол фазового рассогласования не превышает 30 электрических градусов, и при выполнении этого условия выдает команду на включение тиристорного коммутатора. После проверки наличия токов через тиристорный коммутатор, выдается команда на включение секционного выключателя и после получения подтверждения о его включении, тиристорный коммутатор ТАВР отключается. В случае отказа секционного выключателя длительность протекания тока через тиристорный коммутатор определяется уставкой. Величина уставки определяется в зависимости от допустимого длительного протекания тока через полупроводниковые ключи тиристорного коммутатора. Все описанные выше переключения разрешаются: - если напряжение на исправной секции шин выше 0,8 Uном; - если отсутствует замыкание на землю в сети 6 (10) кВ с изолированной нейтралью; - если отсутствует короткое замыкание ниже вводного выключателя (фиксируется направление тока от ввода к секции). В случае, если эти условия не выполняются работа ТАВР блокируется и микропроцессорное устройство дает разрешение на работу штатного АВР. В режиме автоматического восстановления штатной схемы РУ, после включения секционного выключателя контролируется напряжение на отключенном вводе. После восстановления напряжения выше уровня 0,9 Uном включается отключенный ранее вводной выключатель, а затем отключается секционный выключатель. Автоматические пункты секционирования (АПС) Реклоузеры предназначены для применения в воздушных распределительных сетях трёхфазного переменного тока с изолированной, компенсированной или заземлённой нейтралью. Они используются в качестве автоматического пункта секционирования, пунктов местного резервирования в сети с несколькими источниками питания в проектах повышения надежности электроснабжения потребителей. Могут применяться на линиях с одним и двумя источниками питания (рис.4.5). Помимо защитных и противоаварийных функций защиты воздушных линий передач дополнительно могут выполнять функции мониторинга и учёта характеристик и параметров электросетей. В рамках общей классификации устройств энергетики реклоузеры относятся к КРУН (комплектным распределительным устройствам наружной установки). Основные особенности реклоузеров: - имеют достаточно компактные размеры и устанавливаются чаще всего непосредственно на опорах ЛЭП, поэтому не нуждаются в монтаже дополнительных фундаментов и ограждений; - не требуют обслуживания, что даёт возможность наладить стабильную работу сети без необходимости вмешательства людей. Это особенно актуально для труднодоступных или удалённых районов; 127 - помимо защитных функций микропроцессор реклоузера может выполнять несколько попыток восстановления передачи электроэнергии через аварийные участки, а при неудаче отправлять уведомлению оператору. Рисунок 4.5 – Общий вид реклоузера на опоре Основные функции: - осуществление штатных переключений в сетях распределения (местная и дистанционная конфигурация сетей); - интеграция в системы дистанционного контроля и учёта (телемеханик - автоматическая регистрация характеристик и параметров работы сети; - автоматическое отключение участков с повреждениями; - автоматическое восстановление электропередачи неповреждённых участков сети; - повторное включение повреждённых участков в автоматическом режиме; Благодаря наличию интеллектуального процессора, использование реклоузеров даёт возможность реализовать автономную защиту с повторным включением аварийных участков цепи переменного тока. Главное достоинство - эти устройства не требуют участия человека и могут заменить в сетях до 35 кВ станции секционирования, требующие обслуживания обученным персоналом. 128 Благодаря наличию реклоузера электрическая сеть может в полностью автономном режиме правильно реагировать на внешние воздействия. Например, устройство при повреждении какого-либо участка сети отключает его и распределяет нагрузку по другим линия так, чтобы полностью сохранить энергоснабжение других потребителей. Помимо этого, пострадавшие потребители за несколько секунд могут быть подключены к другим альтернативным источникам электропитания, благодаря чему достигается высокая надёжность энергоснабжения. Высокая скорость реагирования - это главное достоинство децентрализованной распределённой системы защиты и мониторинга электросетей. По типу используемой релейной защиты выделяют реклоузеры с поддержкой следующих принципов работы: - защита минимального напряжения; - предотвращение однофазных замыканий на землю; - токовая отсечка; - двухступенчатая максимальная токовая защита; - АПВ. По типу исполнения реклоузеры бывают открытыми, закрытыми, в климатическом исполнении. Основные преимущества использования реклоузеров: - минимальное обслуживание; - возможность оперативной оптимизации работы электросети; - простота монтажа, эксплуатации; - низкие затраты на облуживание; - возможность передачи данных оператору посредством современных методов (например, при помощи GSM-связи); - повышение надёжности энергоснабжения, высокая скорость реагирования на нештатные режимы работы сети. Реклоузер состоит из коммутационного модуля и шкафа управления. Коммутационный модуль 1 состоит (рис.4.6) из вакуумного выключателя, размещенного в корпусе из коррозионностойкого алюминиевого сплава, в высоковольтные вводы которого встроены датчики тока и напряжения. 129 Рисунок 4.6 – Коммутационный модуль Комбинированный датчик тока и напряжения 2 состоит из встроенных в коммутационный модуль трех датчиков тока (пояса Роговского), шести датчиков напряжения (емкостные делители напряжения) и датчика тока нулевой последовательности. Далее идет вакуумная камера 3, электромагнитный привод с магнитной защелкой и общим синхронизирующим валом 4 и кольцо ручного отключения коммутационного модуля 5. Шкаф управления (рис.4.7) выполнен в металлическом корпусе. 130 Рисунок 4.7 – Шкаф управления: 1 – коммуникационные интерфейсы для подключения внешних передающих устройств для интеграции в SCADA. Разъем RS-232 предназначен для подключения внешних устройств связи (модемов, роутеров, преобразователей интерфейсов); 2 – герметизированная свинцово-кислотная аккумуляторная батарея предназначена для поддержания работоспособности микропроцессорного модуля управления во время пропадания оперативного питания; 3 – микропроцессорный модуль управления, защит и автоматики со встроенной системой бесперебойного питания. Предназначен для приема и передачи информации от внешних устройств по проводному и беспроводному каналам, управления коммутационным модулем в нормальном и аварийном режимах работы, выполнения функций релейной защиты и автоматики; 4 – вандалозащищенный корпус; 5 – автоматические выключатели оперативного питания Шкаф учета электроэнергии выполнен в пластиковом корпусе (рис.4.8). 131 Рисунок 4.8 – Шкаф учета Принцип действия Источником данных для работы защит и автоматики является система измерения реклоузера, которая контролирует параметры сети и преобразует их посредством встроенных датчиков тока и напряжения, а также математического фильтра цифрового сигнала. Из параметров первичной сети система измерения выделяет те, которые используются для работы защит и автоматики: — фазные токи; — фазные напряжения; — токи прямой, обратной и нулевой последовательностей; — напряжения прямой, обратной и нулевой последовательностей; — частота основной гармоники. При срабатывании защит и автоматики формируется команда на отключение, включение коммутационного модуля, на сигнал. Комбинированная установка резервного электроснабжения (КУРЭ) КУРЭ (рис. 4.9) предназначены для резервного электроснабжения потребителей линейной части магистрального трубопровода и применяются для обеспечения I категории электроснабжения потребителей, имеющих один источник питания, при экономической нецелесообразности строительства вдольтрассовой линии. КУРЭ должна обеспечивать гарантированное и бесперебойное электроснабжение подключенной нагрузки при отключении основного источника питания в течение не менее 24 ч с учетом возможной работы подключенных задвижек – не менее двукратного цикла. 132 Рисунок 4.9 – Общий вид КУРЭ В зависимости от требований заказчика КУРЭ должна быть предусмотрена в следующих исполнениях: а) исполнение 01 – совмещенное исполнение (в одном блок-контейнере размещается оборудование КУРЭ и оборудование ПКУ). б) исполнение 02 – КУРЭ устанавливается рядом с существующим ПКУ и обеспечивает его резервное питание. При отключении основного источника питания КУРЭ должна обеспечить автоматический переход на питание от АБ. Емкость АБ и мощность ИБП должны подбираться из условия обеспечения питания систем оборудования связи, ТМ, ТСО и пожаротушения в течение 3 ч и двукратного цикла открытия/закрытия задвижек, установленных на объекте, с учетом обеспечения пусковых характеристик электродвигателей задвижек. Электростанция в составе КУРЭ предназначена для обеспечения заряда АБ при отключенной питающей линии и питания нагрузок собственных нужд (оборудование связи, ТМ, ТСО, пожаротушения, освещения, отопления и кондиционирования). Сигнал на запуск электростанции должен выдаваться при снижении емкости АБ до уровня, обеспечивающего только двукратный цикл открытия/закрытия задвижек. Электростанция должна автоматически отключаться по факту заряда АБ до номинальной емкости и/или при восстановлении энергоснабжения от основного источника. Состав установки для конструктивного исполнения 01 1. Блок-контейнер КУРЭ должен состоять из следующих отсеков: - трансформаторный отсек; - инженерный отсек; - отсек ЭС; - батарейный отсек. 2. В трансформаторном отсеке должны быть размещены: - силовой трансформатор; - освещение. 3. В инженерном отсеке должны быть размещены: - ЩСУ-0,4 кВ; - шкаф ИБП с силовыми модулями; 133 - шкафы ТМ; - шкаф связи; - шкаф охранной сигнализации; - шкаф автоматического управления пожаротушением; - СКЗ (опционально); - кондиционеры (опционально); - обогреватели; - шкаф ЗИП; - откидной монтажный столик и складной стул (опционально); - телефонный аппарат; - освещение. 4. В отсеке электростанции должны быть размещены (рис.4.10): - электростанция; - топливная емкость; - принудительная вытяжная и естественная приточная вентиляция; - автоматическая система газового пожаротушения; - обогреватели; - освещение. Рисунок 4.10 – Отсек электростанции 5. В батарейном отсеке должны быть размещены: - шкафы АБ; - кондиционер; - обогреватель; - освещение. 134 4.4 Особенности эксплуатации устройств автоматики, выполненных на микропроцессорной базе Одной из особенностей цифровых устройств является относительная простота организации контроля исправности аппаратной части и программного обеспечения. Этому благоприятствует циклический режим работы микропроцессора по заложенной в устройство программе. Отдельные фрагменты этой программы и выполняют самотестирование устройства защиты. Неисправность тракта аналогоцифрового преобразования с большой глубиной охвата входящих в него узлов обнаруживается путем периодического считывания опорного (неизменного по времени) напряжения. Если микропроцессор (МП) обнаруживает расхождение между последним и ранее полученным результатом, то он формирует сигналы неисправности. Периодически выполняется самотестирование МП, измеряются параметры блока питания и других важнейших узлов устройства. На случай выхода из строя самого МП, осуществляющего самоконтроль, в цифровых устройствах предусматривается специальный сторожевой таймер «watch dog». В нормальном режиме МП посылает в этот узел импульсы с заданным периодом следования. С приходом очередного импульса сторожевой таймер начинает отсчет времени. Если за отведенное время от МП не придет очередной импульс, который сбрасывает таймер в исходное состояние, то таймер воздействует на вход возврата МП в исходное состояние. Это вызывает перезапуск управляющей программы. При неисправности МП «зависает». Это обнаруживает сторожевой таймер и формирует сигнал тревоги. При необходимости блокируются наиболее ответственные узлы устройства защиты. Безусловно, тестирование не может обеспечить 100 % выявления внутренних дефектов изделия. Глубина тестирования целиком находится в компетенции разработчика, так как тестирование выполняется с учетом особенностей конкретного устройства. Реально тестированием удается охватить примерно 80-95 % всех элементов изделия. Для цифровых устройств характерен непрерывный автоматический контроль аппаратной части и программного обеспечения. Самоконтроль существенно повышает надежность РЗ как системы, благодаря своевременному оповещению персонала о случаях отказа аппаратной части. Это позволяет незамедлительно принимать меры по восстановлению работоспособности системы РЗ. В аналоговых системах РЗ, как правило, предусматривается лишь периодический тестовый контроль работоспособности аппаратной части, причем с участием человека. При периодическом контроле возможна эксплуатация неисправной системы РЗ в течение достаточно длительного времени — до момента очередной плановой проверки. Таким образом, можно говорить о более высокой надежности функционирования цифровых устройств. Кроме того, реализация различных типов автоматики в микропроцессорных блоках осуществляется путем программирования логики, тогда как в аналоговых системах автоматики используются схемные решения. 135 Занятие №5 Микропроцессорные устройства релейной защиты Продолжительность: 2 часа Выписка из Многофункциональные устройства РЗА: назначение, принцип программы действия и функции, выбор характеристик, выставление уставок. Многофункциональные устройства РЗА фирм «АББ», «Механотроника», «Радиус», «Шнейдер Электрик» и др. Микропроцессорные терминалы: БМРЗ, SPAC, MiCOM P140, SEPAM, Сириус и др. Сравнительный анализ однотипных устройств РЗА различных производителей. Современные автоматизированные системы защиты, управления и контроля в сетях 6–10 кВ для обеспечения надежности электроснабжения. Цифровая регистрация и анализ аварийных процессов в электроэнергетических системах. Обзор применяемых ЦРАП на объектах ОСТ. Использование ПК для изучения, выполнения расчетов и обслуживания цифровых устройств РЗА. Требования НД ПАО «Транснефть» к микропроцессорным устройствам РЗА. Разбор и анализ причин отказов МПТ, произошедших на объектах ПАО «Транснефть». 5.1 Микропроцессорные устройства РЗА, применяемые на объектах ОСТ В настоящее время на объектах ОСТ все более широкое применение находят микропроцессорные устройства (терминалы) РЗА которые представляют собой комбинированные многофункциональные устройства, объединяющие различные функции защиты, измерения, контроля, автоматики, сигнализации, местного и дистанционного управления коммутационными аппаратами. Приведем марки таких устройств, эксплуатируемых на ОСТ: БМРЗ, SEPAM, SPAC, SIPROTEС, MiCOM P140,ТОР, Сириус. Микропроцессорные терминалы различных заводов-изготовителей имеют, как правило, следующие функциональные возможности (в зависимости от исполнения): выполнение функций защит, автоматики и управления; сигнализация срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов, неисправности терминала; местное и дистанционное управление выключателем, переключение режима управления; местный и дистанционный ввод, хранение и отображение уставок защит и автоматики; отображение текущих электрических параметров защищаемого объекта; фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров защищаемого объекта при возникновении аварийного события; осциллографирование аварийных процессов; определение расстояния до места повреждения (функция ОМП); хранение и выдачу информации о количестве и времени пусков и срабатываний защит; учет количества отключений выключателя и циклов АПВ; пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя; контроль и индикацию положения выключателя, а также исправности его цепей управления; двусторонний обмен информацией с АСУ и ПЭВМ по стандартным последовательным каналам связи; технический учет потребляемой электроэнергии; 136 непрерывный оперативный контроль работоспособности терминала (самодиагностику) в течение всего времени работы. К преимуществам микропроцессорных терминалов перед электромеханическими реле также относится: высокая точность измерений и постоянство характеристик, что позволяет существенно повысить чувствительность и быстродействие защит, а также уменьшить ступени селективности; высокая надежность; вибростойкость; отсутствие трущихся и подвижных частей; меньшая масса и габариты; самодиагностика; меньшая трудоемкость обслуживания. К недостаткам можно отнести необходимость подвода кроме контролируемого параметра дополнительно напряжения от источника питания оперативного тока, а также бόльшая стоимость. Проведем обзор применяемых на ОСТ цифровых терминалов 5.2 Обзор применяемых в ОСТ микропроцессорных устройств РЗА БМРЗ серии 100, завод-изготовитель НТЦ «Механотроника» Рисунок 5.1 - Внешний вид цифрового терминала БМРЗ серии 100 Пульт содержит (см. рисунок 5.2): - графический дисплей с разрешением 21 х 8 знакомест; - семь кнопок для навигации по меню, ввода или сброса информации. Для связи блока с ПЭВМ предназначен соединитель "USB", установленный на лицевой панели пульта. Кнопки управления лицевой панели пульта имеют следующие функции: - кнопка "МУ" - включение / отключение местного управления (далее - "МУ") выключателем; - кнопки "ВКЛ", "ОТКЛ" - оперативное управление выключателем в "МУ"; 137 - кнопка "КВИТ" - квитирование сигнализации; - кнопка "F1" - назначаемая команда; - кнопка "F2" - назначаемая команда. Маркировка и состояние светодиодов указаны в таблице 5.1 Рисунок 5.2 - Расположение кнопок и индикаторов на пульте БМРЗ серии 100 Т а б л и ц а 5.1 - Светодиоды блока БМРЗ серии 100 Маркировка Состояние светодиода Включается после подачи оперативного питания на блок. ГОТОВ ВЫЗОВ ВКЛ ОТКЛ МУ F1 Мигает при обнаружении неисправности блока, неправильной фазировке аналоговых входов. Гаснет при отсутствии питания или при отказе блока Включается при срабатывании реле "Вызов". Мигает при аварии на шинке питания (при наличии соответствующего дискретного входа). Гаснет после квитирования. После пропадания и восстановления питания блока сохраняет свое состояние Светится при наличии сигнала на входе "РПВ" Мигает при неопределенном состоянии "РПВ", "РПО" Светится при наличии сигнала на входе "РПО". Мигает при неопределенном состоянии "РПВ", "РПО Местное управление. Светится в режиме "местного" управления выключателем Назначаемый светодиод Цвет Зеленый Желтый Красный Зелёный Красный Красный 138 Маркировка F2 Светодиоды 1 - 10 Состояние светодиода Цвет Назначаемый светодиод Назначаемые светодиоды Красный Красный Примечание - При переходе в режим "ТЕСТ" все светодиоды гаснут. Т а б л и ц а 5 . 2 - Значения пиктограмм на дисплее БМРЗ Пиктограмма Значение пиктограммы Уставки изменены, но не записаны в память БМРЗ-100 Наличие не просмотренной аварии Элемент под паролем Пароль не введён Пароль введён [ 1 ] или [ 2 ] Отображаются уставки 1-ой или 2-ой программы Аналоговые сигналы и уставки отображаются в первичных значениях Аналоговые сигналы и уставки отображаются во вторичных значениях Аналоговые сигналы и уставки отображаются в кодах АЦП (для служебного использования в ремонтных предприятиях) Т а б л и ц а 5.3 - Назначение клавиш БМРЗ, просмотр параметров сети Обозначение кнопки F Наименование и функции кнопки при автономном нажатии Функциональная кнопка. Изменяет действие кнопок навигации ВВОД Переход из главного меню в подменю. Фиксирует (вводит в память) набранное значение пароля, массива уставок, а также задействованные функции защиты или автоматики при задании конфигурации. Устанавливает новые значения даты и времени при корректировке часов/календаря СБРОС Переход в начальный кадр в главном меню. Выход в главное меню из подменю ВВЕРХ, ВНИЗ Перемещение вверх и вниз по кадрам меню и подменю. Увеличение или уменьшение цифры, отмеченной курсором, при вводе числовых значений. Переход к следующему или предыдущему элементу при выборе из списка значений ВЛЕВО, ВПРАВО Управляют движением курсора «влево» и «вправо» Выполняемое действие при одновременном нажатии с кнопкой «F». Запись в память измененных значений уставок. Отказ от изменения уставок. В режиме редактирования уставок осуществляется сброс введенных изменений. В режиме ввода уставок происходит смена режима ввода уставок. В режиме просмотра информации об аварии происходит смена отображаемых параметров «Пуск» - «Авария». Режим отображения уставок и ключей в 1-й или 2-й программе 139 Обозначение кнопки Наименование и функции кнопки при автономном нажатии по меню и подменю. При задании теста, конфигурации, уставок, даты и времени перемещают курсор внутри кадра Выполняемое действие при одновременном нажатии с кнопкой «F». уставок. Режим отображения уставок, параметров сети и т.д. Переход от одного значения уставок к другому. Просмотр параметров сети кнопкой «вверх» войти в меню параметры сети. На дисплее должна высветиться информация «ПАРАМЕТРЫ СЕТИ». При наличии другой информации кнопками «вверх»; «вниз» выйти в меню «Параметры сети». Нажать кнопку «ввод» Кнопками «вверх» «вниз» продвигаясь по подменю просмотреть интересующие параметры сети. Кнопкой «сброс» выйти в главное меню. Регулировка контрастности дисплея. кнопкой «вниз» войти в меню параметры сети. На дисплее должна высветиться информация «РЕГУЛИРОВКА КОНТРАСТНОСТИ». При наличии другой информации кнопками «вверх»; «вниз» выйти в меню «РЕГУЛИРОВКА КОНТРАСТНОСТИ». кнопками «вправо», «влево» установить необходимую контрастность. Терминалы БМРЗ-0,4, завод-изготовитель НТЦ «Механотроника» Рисунок 5.3 - Внешний вид комплекта БМРЗ-0,4 Комплект оборудования БМРЗ-0,4 применяется на промышленных КТП 6(10)/0,4 кВ, компрессорных станциях, секциях собственных нужд электрических станций, и других объектах, питающих электрические двигатели, напряжением 0,4 кВ. В комплект входят следующие блоки: БМРЗ-0,4ВВ – защита рабочего ввода; БМРЗ-0,4АВ – защита аварийного (резервного) ввода; БМПА-0,4 – автоматика ввода резервного источника (АВР) и восстановления схемы нормального режима электроснабжения (ВНР). 140 Главной особенностью комплекта является наличие алгоритма дальнего резервирования, действующего при отказах защит или выключателей отходящих от шин линий. Принцип действия алгоритма дальнего резервирования отличен от принципа действия обычных расцепителей автоматических выключателей, и обеспечивает полноценное резервирование защит отходящих линий вне зависимости от типа и величины нагрузки. Комплект полностью заменяет собой расцепители автоматических выключателей рабочих и резервных вводов, а также автоматику ввода резервного источника питания, собранную на базе программируемых логических контроллеров. Микропроцессорные терминалы БМРЗ-0,4 имеют следующие функциональные возможности: - двухступенчатая максимальная токовая защита; - блокировка МТЗ при пуске и самозапуске двигателя; - дальнее резервирование отказов защит и выключателей (две ступени); - токовая защита нулевой последовательности; - автоматическое включение резерва с восстановлением схемы нормального режима; - автоматическое управление резервными (аварийными) вводами; - местное и дистанционное управление выключателями; - блокировка многократных включений; - память аварийных событий; - регистрация аварийных процессов; - самодиагностика терминала; - интеграция в систему АСУ; - запись осциллограмм аварийных процессов. Принцип действия, выбор характеристик, выставление уставок терминалов БМРЗ-100 рассматривается в методическом руководстве по проведению практической работы «ТО, настройка и опробование микропроцессорного терминала БМРЗ» Терминалы SEPAM 1000+ серии 40, 80 фирмы Schneider Electric Рисунок 5.4 - Внешний вид цифровых терминалов SEPAM 1000+ 141 Пульт содержит: Для связи блока с ПЭВМ предназначены сетевые выходы RS485 и оптоволоконный. Назначение и демонстрация клавиш Sepam 1000+ серии 40 Merlin Gerin Рисунок 5.5 - Расположение кнопок и индикаторов на пульте Sepam серии 1000+ 1) - Клавиша “mesure” (“измерение”) обеспечивает индикацию измерений, выполненных Sepam. 2) - Клавиша “diаgnostic” (“диагностика”) обеспечивает доступ к диагностической информации выключателя, к контекстам отключения и к дополнительным измерениям для облегчения анализа повреждений. 3) - Клавиша “alarm” (“предупредительное сообщение”) позволяет вывести на дисплей 16 последних, еще не стертых предупредительных сообщений в виде перечня или поочередно, сообщение за сообщением. 4) - Клавиша reset (“сброс”) переводит Sepam в исходное положение (после исчезновения повреждения сигнальные лампы гаснут и происходит перезапуск защит). Предупредительные сообщения не стираются. Возврат Sepam в исходное положение должен быть подтвержден. Клавиша позволяет ввести выполненные регулировки, параметры, выбранные меню или пароли. 142 5) - Когда на индикаторе Sepam появляется предупредительное сообщение, клавиша clear (“сброс”) позволяет вернуться к состоянию экрана до появления предупредительного сообщения или к более раннему, еще не квитированному сообщению. Sepam не сбрасывается в исходное положение. В меню измерения или диагностики, или предупредительных сообщений клавиша clear позволяет обнулить средние значения токов, максиметры тока, счетчик часов работы и пакет предупредительных сообщений, если они вызваны на дисплей. Когда на индикаторе Sepam нет никакого предупредительного сообщения, а Вы находитесь в меню “statut”, “protection” или “alarm”, клавиша выполняет функцию перемещения курсора вверх. 6) - Нажатием в течение 5 секунд на клавишу lamps test (“тестирование ламп”) запускается последовательность тестирования ламп и экрана. Однако когда имеется предупредительное сообщение, клавиша “lamps test” не действует. Когда на индикаторе Sepam нет никакого предупредительного сообщения, а Вы находитесь в меню “statut”, “protection” или “alarm”, клавиша выполняет функцию перемещения курсора вниз. 7) - Клавиша “statut” (“состояние”) позволяет осуществлять индикацию и ввод основных параметров Sepam, которые определяются характеристиками защищаемого оборудования, а также наличием различных дополнительных модулей. 8) - Клавиша “protection” (“защиты”) обеспечивает индикацию, регулировку, ввод или отключение защит. 9) - Клавиша “wrench” (“ключ”) позволяет осуществить ввод паролей для доступа к режимам: а) регулировки; б) параметрирования и возврат к “рабочему” режиму (без пароля). Принцип действия, выбор характеристик, выставление уставок терминалов Sepam рассматривается в методическом руководстве по проведению практической работы «ТО, настройка и опробование микропроцессорного терминала Sepam 1000+» 143 Терминалы ТОР, завод-изготовитель «Релематика» Рисунок 5.6 - Внешний вид цифрового терминала ТОР серии 200 Комплектное устройство защиты и автоматики «ТОР 200» предназначено для выполнения функций релейной защиты, автоматики, местного/дистанционного управления, измерения, сигнализации, регистрации, осциллографирования, диагностики выключателей, а также необходимых блокировок присоединений 6—35 кВ. Устройство имеет исполнения для воздушных, кабельных линий, трансформаторов собственных нужд, секционных и вводных выключателей, трансформаторов напряжения, секций шин и двигателей, батарей статических конденсаторов и др. Терминалы имеют порты связи и могут быть интегрированы в систему АСУ ТП предприятия по различным интерфейсам связи. Набор типоисполнений позволяет выполнить комплексное решение системы защиты подстанций 6, 10, 35, 110 кВ на единой серии устройств. Технические особенности устройств «ТОР 200» Управление выключателем: • дистанционное управление от АСУ ТП; • местное управление от ключей на двери релейного шкафа; • местное управление с кнопок на лицевой панели; • блокировка от многократных включений выключателя; • контроль цепей управления (РПО, РПВ); • контроль давления элегаза; • самоподхват цепи отключения; • запрет включения при отключенном автомате ШП и неисправности цепей включения; • возможность действия на вторую катушку отключения выключателя. Выполняемые защитные функции (для всей серии реле): • направленные/ненаправленные МТЗ от междуфазных замыканий; 144 • направленные/ненаправленные МТЗ от однофазных замыканий на землю для сетей с изолированной, компенсированной и заземленной нейтралью; • защита на высших гармониках при однофазных замыканиях на землю; • токовая защита обратной последовательности; • защита от обрыва фаз по току небаланса; • частотные защиты, в т.ч. по скорости изменения частоты; • защиты минимального напряжения; • защиты максимального напряжения; • защита по напряжению обратной последовательности; • дистанционная защита рабочих, резервных вводов секций собственных нужд; • дифференциальная защита с торможением и дифференциальная отсечка; • продольная дифференциальная токовая защита линий; • чувствительный токовый орган УРОВ; • АВР с контролем направления мощности и частоты на выключателе ввода (защита от потери питания); • комплект защит двигателя: -«псевдотепловая» защита двигателя; - защита пусковых режимов; - защита от потери нагрузки; - защита от асинхронного хода. Для использования всех возможностей терминала обеспечивается: • ввод/вывод из действия любой из ступеней защит с помощью программных переключателей; • конфигурирование действия защит на сигнал или отключение с помощью матрицы программных переключателей; • несколько выдержек времени ступеней защит; • набор обратнозависимых характеристик для третьей (чувствительной) ступени МТЗ. Сигнализация действия ступеней защит и автоматики производится на: • ЖК-дисплее; • 16 светодиодных индикаторах (14 из которых переназначаемые) на лицевой панели устройства; • выходных сигнальных реле (в т. ч. и переназначаемые) с нормально открытыми и переключающими контактами. Предусмотрены светодиоды ВКЛ, ОТКЛ на лицевой панели устройства для сигнализации положения выключателя. Имеется двухпозиционное реле фиксации команд, обеспечивающее правильную сигнализацию состояния выключателя в соответствии с поданными командами управления. Измерения производятся в первичных или вторичных величинах для: • фазных отков; • линейных напряжений; • тока и напряжения нулевой последовательности; • мощности, энергии, коэффициента мощности; • частоты. Контроль состояния выключателя производится на основе анализа: • времени отключения; • времени включения; • коммутационного ресурса (пофазно); • механического ресурса; • давления элегаза. В режиме проверки производится контроль состояния дискретных входов и выходных реле. Осциллографирование и регистрация 145 Устройство «ТОР 200» обеспечивает регистрацию и осциллографирование аварийных значений, а также параметров выключателя. При пуске и срабатывании ступеней защит регистрируются и сохраняются в энергонезависимой памяти с полной меткой времени следующие параметры: • фазные токи, линейные напряжения, ток и напряжение нулевой последовательности; • длительность аварийной ситуации; • до 10 пусков/срабатываний ступеней защит; • до 250 событий. В энергонезависимую память записывается, кроме вышеперечисленного, состояние внутренних логических сигналов, выходных реле и состояние внешних сигналов, поданных на дискретные входы. Встроенный регистратор аварийных процессов (осциллограф) имеет 3 режима работы запись мгновенных значений аналоговых величин с частотой выборки 800 или 1600 Гц, а также запись огибающих действующих значений напряжений и токов или частоты сети с частотой выборки 200 Гц (для отдельных исполнений). Запись осциллограммы может производиться при пуске или срабатывании ступеней защит, УРОВ, при срабатывании некоторых функций автоматики, а также при срабатывании или возврате сигналов на дискретных входах. Общая длина осциллограмм при записи 8-ми аналоговых каналов составляет 45 секунд. Интерфейсы связи На передней панели устройства имеется порт связи (USB) для подключения переносного компьютера. Поставляется кабель связи и специализированное ПО «МиКРА» для выставления уставок и считывания информации с терминала. На задней панели терминала имеются два порта связи для интегрирования в АСУ ТП по протоколу МЭК 60870-5-103 или SPA. Скорость передачи данных 4 800, 9 600, 19 200 бод. Реализовано четыре вида интерфейсов связи для использования в различных структурах построения АСУ ТП. Обеспечивается необходимая изоляция и помехоустойчивость при работе с интерфейсами связи. Дополнительные возможности: 1. измерения активной, реактивной мощности, энергии, частоты; 2. дополнительный модуль входных/выходных сигналов. Особенности: разработка логических схем при помощи графического программирования позволяет изменять согласно конкретным эксплуатационным условиям назначение аналоговых входов и дискретных входов и выходов, светодиодов индикации, кнопок управления, вид пользовательского интерфейса; наличие возможности самодиагностики аппаратной и программной частей. В случае обнаружения неисправности генерируется сигнал, указывающий его причину; оборудование устойчиво к динамическим изменениям напряжения питающего постоянного тока; после изменения конфигурации устройство готово к работе не более чем через 10 сек. после подачи напряжения, в последующих включениях – через 1,5 сек. Принцип действия, выбор характеристик, выставление уставок терминалов ТОР-200 рассматривается в методическом руководстве по проведению практической работы «ТО, настройка и опробование микропроцессорного терминала ТОР-200» 146 Терминалы Сириус-2, завод-изготовитель ЗАО «РАДИУС-Автоматика» Рисунок 5.7 - Внешний вид цифрового терминала Сириус -2-Л Серия терминалов РЗА «Сириус-2» предназначена для выполнения функций релейной защиты, автоматики, местного/дистанционного управления, измерения, сигнализации, регистрации, осциллографирования, диагностики выключателей, а также необходимых блокировок присоединений 6-35 кВ. Особенности серии «Сириус-2» • Максимальная конфигурация каждой модели устройства с отключением ненужных функций с помощью уставок. Жесткая логика • Программирование как по линии связи с компьютера, так и с передней панели устройства (полный доступ ко всей информации) • Управление выключателем с контролем катушек отключения/включения, в том числе с ограничением длительности подачи команды и контролем отказа в срабатывании, в том числе, с двумя катушками отключения • Наличие светодиодов-блинкеров на передней панели • Большое число дискретных входов и выходных контактов реле • Два обязательных канала связи – USB и RS485 (протокол Modbus RTU) • Третий опционный канал связи – RS485 или Ethernet (протокол Modbus TCP – для И3 или МЭК 61850 – для И4) • Наличие нескольких дополнительных выходных реле с программируемой точкой подключения и режимом работы • Наличие нескольких программируемых дискретных входов • Наличие нескольких программируемых светодиодов на передней панели • Применение оптронов дискретных входов для любого рода тока – переменного, постоянного, выпрямленного • Сервисные функции • Архив отключений на 9 (в некоторых – до 50) последних как аварийных, так и командных срабатываний выключателя с фиксацией причины отключения, времени, токов и напряжений при отключении, даты и времени события 147 • Аварийный осциллограф на несколько аварий общей длиной 30–75 секунд (в разных моделях) с частотой квантования 1 кГц с записью доаварийного, аварийного и послеаварийного режима. Запись всех аналоговых и дискретных входов. Возможность пуска от внутренних точек функциональной логической схемы. Гибкая настройка параметров • Архив событий (любое изменение сигнала на дискретном входе или пуск или возврат ступеней защиты) на 1000 точек с доступом по линии связи • Определение места повреждения на ВЛ при срабатывании МТЗ в километрах • Изменение уставок только после ввода пароля (просмотр без ограничений) • Режим «Контроль» – отображение текущих значений токов, напряжений, мощности, состояния дискретных входов, времени и даты Принцип действия, выбор характеристик, выставление уставок терминалов Сириус-2 рассматривается в методическом руководстве по проведению практической работы «ТО, настройка и опробование микропроцессорного терминала Сириус» Терминалы SPAC фирмы «АВВ» Комплектное устройство защиты и автоматики SPAC 810 предназначено для выполнения функций релейной защиты, автоматики, местного/дистанционного управления, измерения, сигнализации, регистрации, осциллографирования, диагностики выключателей, а также необходимых блокировок присоединений 6-35 кВ: - воздушных, кабельных линий, трансформаторов собственных нужд, секционных и вводных выключателей, - трансформаторов напряжения и двигателей, батарей статических конденсаторов. Рисунок 5.8 - Внешний вид цифрового терминала SPAC 810 В устройстве SPAC 810 обеспечивается: Управление выключателем • Местное управление с кнопок на лицевой панели или от ключей на двери релейного шкафа, а также дистанционное управление от АСУ ТП любым типом выключателя 148 • Блокировка от многократных включений выключателя • Контроль цепей управления (РПО, РПВ, давление элегаза, автомат ШП) • Самоподхват цепи отключения • Запрет включения при отключенном автомате ШП и неисправности цепей включения • Возможность действия на вторую катушку отключения выключателя Защиты • Ввод/вывод из действия любой из ступеней защит с помощью программных переключателей • Выбор направленного или ненаправленного действия ступеней защит • Конфигурирование действия защит на сигнал или отключение с помощью матрицы программных переключателей • Несколько выдержек времени ступеней токовых защит • Набор обратнозависимых характеристик для третьей (чувствительной) ступени защиты • Чувствительный токовый орган УРОВ • АВР с контролем направления мощности и частоты на выключателе ввода (защита от потери питания) • Специальное реле «тест» для опробования защит без воздействия на остальные выходные реле Сигнализация • 16 светодиодных индикаторов (часть из которых переназначаемые) на лицевой панели устройства • Выходные сигнальные реле (в т. ч. и переназначаемые) с нормально открытыми и переключающими контактами • Светодиоды ВКЛ, ОТКЛ на лицевой панели устройства для сигнализации положения выключателя • Сигнализация действия ступеней защит на ЖКИ дисплее Измерения и контроль • Измерение в первичных или во вторичных величинах • Измерение фазных токов • Измерение линейных напряжений • Измерение тока и напряжения нулевой последовательности • Измерение мощности, энергии, коэффициента мощности • Измерение частоты • Контроль состояния дискретных входов и выходных реле • Контроль параметров выключателя: - времени последнего отключения - времени последнего включения - коммутационный ресурс (пофазно) - механический ресурс - контроль давления элегаза Осциллографирование и регистрация Устройство SPAC 810 обеспечивает регистрацию и осциллографирование аварийных значений, а также параметров выключателя. При пуске и срабатывании ступеней защит регистрируются следующие параметры: • Фазные токи, линейные напряжения, ток и напряжение нулевой последовательности • Длительность аварийной ситуации • Фиксируется до 10 пусков/срабатываний ступеней защит 149 • Сохраняются в энергонезависимой памяти до 250 событий с полной меткой времени Встроенный регистратор аварийных процессов (осциллограф) имеет 2 режима работы запись мгновенных значений аналоговых величин с частотой выборки 800 или 1600 Гц (по выбору). Также записывается в энергонезависимую память состояние внутренних логических сигналов, выходных реле и состояние внешних сигналов, поданных на дискретные входы. Запуск регистратора может быть сконфигурирован от пуска или срабатывания ступеней защит, УРОВ, от срабатывания некоторых функций автоматики, а также по фронту или спаду сигналов на дискретных входах. Общая длина осциллограмм при записи 8-ми аналоговых каналов составляет 32 секунды. Принцип действия, выбор характеристик, выставление уставок терминалов SPAC 810 рассматривается в методическом руководстве по проведению практической работы «ТО, настройка и опробование микропроцессорного терминала SPAC» Терминалы фирмы ALSTOM «MiCOM P140» Рисунок 5.9 - Внешний вид цифрового терминала MiCOM P140 Устройства автоматического управления отходящими присоединениями MiCOM включают функции защиты, контроля, диспетчерского управления и измерений. Широкий диапазон функциональных возможностей позволяет обеспечивать комплексную защиту и управление воздушными и кабельными линиями различных классов напряжений. Применение Устройства серии MICOM PI40 устанавливаются во всех случаях, где необходима токовая защита. Широкий диапазон функциональных возможностей позволяет обеспечивать комплексную защиту и управление воздушными и кабельными линиями разных классов напряжений с глухозаземлённой, изолированной, или компенсированной, нейтралью. 150 Всеобъемлющий набор токовых защит является очень экономичным решением для защиты присоединения. Устройство MICOM P141, в частности, заменяет множество дискретных элементов защиты, нормально взаимодействующих со стороной низкого напряжения трансформатора. Устройство в себя включает настраиваемые независимо друг от друга ненаправленную и направленную МТЗ и замыканий на землю (ЗНЗ), обладающие зависимой или независимой характеристикой срабатывания. Имеются также функции ограничения ЗНЗ и УРОВ. Устройство состоит из МТЗ, чувствительной ЗНЗ, МТЗ обратной последовательности, защиты от перегрузки и защиты от обрыва провода. Автоматическое повторное включение (АПВ) с вычислением суммы отключённых токов КЗ может быть сконфигурировано при переходе от цикла к циклу. Имея аналогичные функции с серией MICOM Р12х, данная серия обладает более расширенными возможностями МТЗ. Защиты • Направленная или ненаправленная МТЗ • Направленная или ненаправленная ЗНЗ • Высокочувствительная направленная или ненаправленная ЗНЗ • ЗНЗ по активной мощности нулевой последовательности • Дифференциальная ЗНЗ • Селективная логика МТЗ • Защита от броска пускового тока • МТЗ с контролем напряжения • Направленная или ненаправленная МТЗ обратной последовательности • Защита от тепловой перегрузки • Защита от снижения/повышения напряжения • Защита по напряжению 3Uo • Защита от повышения напряжения обратной последовательности • Защита от обрыва провода • УРОВ • Контроль ТН • Контроль ТТ Управление • Многократное АПВ с контролем синхронизма • Управление выключателем • Программируемая логическая схема • Программируемые дискретные входы и выходные реле • Несколько групп уставок Измерения • Комплексные измерения • Мгновенные измерения • Вычисленные величины Анализ КЗ • Определение места повреждения • Запись информации о событиях и неисправностях • Запись осциллограмм Текущий контроль • Контроль цепи отключения • Контроль состояния выключателя • Контроль состояния выключателя Передача информации • Выбор протокола связи • Порты связи на лицевой панели и на задней стенке устройства Диагностика 151 • Контроль питания • Постоянная самодиагностика • Удобство проверок Интерфейс пользователя • Жидкокристаллический дисплей с подсветкой • Программируемые светодиоды • Парольная защита • Дополнительная защитная крышка– по заказу Программное обеспечение При подключении к MiCOM S1доступны следующие функции: • изменение уставок • программирование логической схемы • просмотр диагностики и измерений • просмотр регистратора осциллограмм Существующие модели • Р141 — устройство автоматического управления отходящими присоединениями; • Р142 — с АПВ; • Р143 — с АПВ и контролем синхронизма. 5.3 Сравнительный анализ однотипных устройств РЗА различных производителей По окончании теоретического и практического обучения обучающимся предлагается самостоятельно провести сравнительный анализ однотипных микропроцессорных устройств РЗА для присоединений напряжением 6-35 кВ предприятий-изготовителей, МПТ которых применяются в ПАО «Транснефть» 5.4 Современные автоматизированные системы защиты, управления и контроля для обеспечения надежности электроснабжения В настоящее время большинство производителей микропроцессорных терминалов выпускают также оборудование и программное обеспечения АСУЭ для решения задач комплексной автоматизации энергообьектов. Ниже приведем основные функциональные возможности таких систем и программно-технических комплексов (ПТК). Функциональные возможности Технологические: - измерение, преобразование, сбор аналоговой и дискретной информации о текущих технологических режимах и состоянии оборудования; - контроль и регистрация отклонения аналоговых параметров за предупредительные и аварийные пределы и вывод их на экран; - представление текущей и архивной информации оперативному персоналу и другим пользователям на ПС (контроль и визуализация состояния оборудования ПС); отображение на мнемосхемах объекта (с динамическим изменением состояния) значений аналоговых технологических параметров, существенных для ведения режимов и отображение состояния оборудования с индикацией отклонений от нормы; - автоматизированное управление оборудованием ПС, в том числе коммутационной аппаратурой ПС (выключатели, разъединители, заземляющие ножи, привод РПН, технологическое оборудование: насосы, задвижки и др.); - удаленное изменение состояния программных оперативных элементов систем РЗА, ПА, АСУ ТП: переключение групп уставок терминалов РЗА, оперативный ввод-вывод из работы, отключение-включение отдельных функций и др.; - контроль состояния и дистанционное управление локальными системами автоматического управления; 152 - программные блокировки управления коммутационной аппаратурой (оперативная логическая блокировка КА); - технологическая предупредительная и аварийная сигнализации: контроль и регистрация предупредительных и аварийных сигналов, вывод их на АРМ, фильтрация, обработка; - регистрация событий собственными средствами или посредством информационного обмена с автономными системами РЗА, ПА, РАС и др.; - фиксация результатов определения места повреждения на ВЛ (ОМП) путем получения, архивирования и представления данных от автономных устройств ОМП, систем РЗА, РАС; - мониторинг параметров качества электроэнергии посредством информационного обмена со специализированными устройствами ПКЭ (средствами измерений ПКЭ) или смежными системами (СМиУКЭ); - информационное взаимодействие с имеющимися на ПС автономными цифровыми системами (РЗА, ПА, РАС, АИИС КУЭ, и т.п.) по стандартным протоколам; - обмен оперативной информацией с ЦУС, РДУ, ОДУ; - обмен неоперативной технологической информацией с ЦУС, ПМЭС, МЭС; - контроль уровней напряжения 110-500 кВ на шинах подстанции. Интегрированный учет случаев превышения длительно допустимых уровней напряжения; - мониторинг работы первичного оборудования. Учет ресурса коммутационного оборудования. Общесистемные: - организация внутрисистемных и межсистемных коммуникаций, обработка и передача информации на смежные и вышестоящие уровни; - тестирование и самодиагностика программной, аппаратной и канальной (сетевой) части компонентов ПТК, в том числе каналов ввода-вывода и передачи информации; - синхронизация компонентов ПТК и интегрируемых в АСУ ТП автономных цифровых систем по сигналам системы единого времени; - архивирование и хранение информации в заданных форматах и за заданные интервалы времени; - защита от несанкционированного доступа, информационная безопасность и разграничение прав (уровней) доступа к ПТК и функциям; - документирование, формирование и печать отчетов, рапортов и протоколов в заданной форме, ведение оперативной базы данных, суточной ведомости и оперативного журнала. Состав и структура АСУЭ (см. рисунок 5.10) - измерительные преобразователи; - контроллеры присоединений; - устройства сопряжения с объектом (УСО): - контроллеры телемеханики; - программируемые логические контроллеры (ПЛК). - устройства измерения, сбора и обработки аналоговой и дискретной информации (контроллеры сбора общеподстанционных сигналов); - микропроцессорные терминалы релейной защиты и автоматики (РЗА); - аппаратные средства локальной вычислительной сети (ЛВС); - устройства синхронизации единого времени; - контроллеры среднего уровня (станционные, функциональные); - серверы ТМ; - устройства сбора, обработки и архивирования данных (серверы, шлюзы); - устройства представления информации пользователям (автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), принтеры, экраны коллективного пользования и т.п.); - система сбора и передачи технологической информации (ССПТИ); 153 - устройства смежных систем, интегрированных в АСУ ТП. Рисунок 5.10 - Структурная схема АСУЭ Функции АСУЭ Оперативное и диспетчерское управление Функции оперативного и диспетчерского управления в ПТК осуществляются с использованием автоматизированного рабочего места оперативного персонала. Оператору предоставляется информация о положениях коммутационных аппаратов, авариях и событиях, а также возможность производить управление. В ПТК также имеется возможность осуществлять программные блокировки по управлению коммутационными аппаратами. Архивирование и хранение данных • Ведение архивов для следующей информации: – аварийная и предупредительная сигнализация; – значения аналоговых величин с метками времени (тренды); – действия оперативного персонала по управлению, подтверждению событий изменениям конфигурации ПТК. • Объем архивируемой информации может быть настроен администратором ПТК. • Длительность архива обусловлена объемом дискового пространства. • Автоматическое резервное копирование данных по задаваемому графику. • Поддержка современных типов серверов баз данных. Диагностика компонентов ПТК ПТК строится таким образом, чтобы в нем присутствовала возможность контролировать каждый ее узел, а также параметры каналов связи между устройствами. Это 154 достигается за счет применения управляемых сетевых коммутаторов и программ, отслеживающих статусы связи с устройствами. В ПТК предусмотрена диагностика: • статусы связи с каждым из устройств-источников информации; • контроль обрыва линии связи с оборудованием; • контроль параметров сетевых устройств по протоколу SNMP. Резервирование компонентов ПТК • Горячее резервирование серверов обработки и хранения данных. • Использование оборудования с поддержкой резервирования питания. • Возможность использования резервируемых каналов связи. Мониторинг первичного оборудования • Коммутационный ресурс выключателей. • Механический ресурс выключателей. • Возможность интеграции систем мониторинга первичного оборудования разных производителей. Интеграция со смежными подсистемами осуществляется следующими способами: • по протоколам связи: – МЭК 61850-8-1; – МЭК 60870-5-101/104; – МЭК 60870-5-103; – Modbus RTU; – SPA-bus. • по технологии ОРС с использованием соответствующих ОРС-серверов; • посредством обмена информацией через базы данных. Примеры интегрируемых подсистем: • сопряжение с системами автоматизированного контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ); • система технологического видеонаблюдения; • сопряжение с системами пожарной и охранной сигнализации. Формирование отчетной документации • Возможность построения отчетов с применением фильтров. • Возможность быстрой разработки собственных отчетов и внесения изменений в стандартные отчеты. • Сохранение отчетов в форматах RTF, Excel, PDF,HTML. • Распечатка отчетов. Автоматизированные рабочие места персонала • АРМ оперативного персонала: – обработка и отображение информации о технологических процессах ПС в виде динамических мнемосхем; – аварийная и предупредительная сигнализация при срабатывании устройств РЗА и самопроизвольных (без команд оператора) отключениях выключателей; – мониторинг, диагностика состояния и эксплуатации основного технологического оборудования; – отображение архивов информации; – построение отчетных форм, ведомостей. • АРМ персонала РЗА: – доступ к микропроцессорным устройствам РЗА свозможностью изменения параметров (уставок); – ведение журнала изменения уставок; – считывание осциллограмм; – просмотр и анализ осциллограмм; – ведение архива осциллограмм; 155 – разделение прав доступа пользователей. • АРМ персонала АСУ ТП: – ведение архива действий пользователей; – диагностика оборудования и контроль работоспособности элементов ПТК; – разделение и контроль доступа персонала к ПТК; – анализ функционирования и подготовка отчетов о нарушениях в работе. 5.5 Цифровая регистрация и анализ аварийных процессов в электроэнергетических системах Анализ работы участков энергетической системы, выполнение расчетов, составление проектов строительства или технического переоснащения объектов электроснабжения производятся с использованием эквивалентных схем замещения. Подавляющая часть характеристик элементов оборудования в расчетах принимается из справочников, при этом реальные характеристики несколько отличаются, так как они зависят от факторов окружающей среды, механических и химических воздействий, взаимодействия с другими элементами оборудования. Также причиной несоответствия заявленным характеристикам могут быть погрешности в размерах конструктивных элементов оборудования, изменения материалов, из которых изготовлены данные детали. В общем можно сделать вывод, что использование в расчетах справочных данных не позволяет получить высокую точность расчетов, часто такие расчеты не позволяют учесть все возможные нюансы в электрической сети и в дальнейшем, например, после технического переоснащения подстанции возникают тяжелые аварийные режимы работы электрической сети, которые могут привести к нежелательным последствиям. Решить данную проблему позволяют регистраторы аварийных процессов, которые осуществляют контроль над реальными процессами, протекающие в электрических сетях. Данные, полученные при помощи данных устройств, позволяют с максимальной точностью выполнить необходимые расчеты, правильно выбрать режимы работы и уставки устройств релейной защиты и автоматики оборудования. Также очень важным преимуществом регистраторов аварийных процессов можно считать то, что данные об авариях в электрической сети, полученные регистраторами аварийных процессов, используются энергетиками для восстановления картины произошедшего. Точные данные о характере и месте повреждения позволяют значительно упростить работу оперативно-выездных бригад, осуществляющих восстановительные работы на поврежденных линиях электропередач. Возможность определения расстояния до места повреждения очень актуальна на протяженных высоковольтных линиях. Например, на поиск повреждения на линии 110 кВ протяженностью 60-80 км может уйти не одна рабочая смена ремонтной бригады. И если, к примеру, будет перекрытие изоляции, то такое повреждение достаточно сложно обнаружить, не зная четких границ возможного поврежденного участка. А если учесть, что линия 110 кВ может иметь достаточно большое значение в работе энергосистемы, то можно сделать вывод, что такой способ поиска повреждений на линии не актуален, то есть в данном случае регистратор аварийных процессов незаменим. В случае наличия данных регистратора аварийных процессов можно точно определить характер повреждения. Например, регистратор показывает, что возникло однофазное замыкание на землю на расстоянии от подстанции, где установлен данный регистратор, 43.3 км. Имея в виду эти данные, ремонтная бригада целенаправленно едет на данный участок линии и отыскивает повреждения, которые были бы характерны для замыкания одной из фаз линий электропередач на землю. Данные регистраторов аварийных процессов достаточно точные, поэтому поиск повреждения ремонтной бригадой, как правило, осуществляется достаточно быстро. 156 Ниже приведем характеристику, функционал регистраторов аварийных процессов, которые используются в электрических сетях. Цифровой регистратор аварийных процессов служит для регистрации различных процессов, которые имеют место быть в энергетической системе. В нормальном режиме работы электрической сети данный регистратор позволяет выполнять различные измерения электрических величин в заданные единицы времени и на основе полученных данных выполнять различные расчеты и исследования. Данное устройство позволяет измерять следующие электрические параметры, как в нормальных, так и аварийных режимах работы электросети: линейные, фазные значения напряжений, напряжение нулевой последовательности; фазные, линейные токи, их направление, ток нулевой последовательности; активную и реактивную составляющие протекающей по линиям мощности, их направление; частоту электрической сети. В случае возникновения короткого замыкания (повреждения) на одной из линий электропередач подстанции, регистратор фиксирует точное время, вышеприведенные электрические параметры в момент повреждения, определяет характер повреждения, указывает расстояние до поврежденного участка линии. Существенным преимуществом данного устройства является возможность определения места повреждения и регистрации электрических параметров на момент повреждения на линиях, имеющих одну или несколько отпаек. В данном случае регистратор учитывает все возможные взаимодействия между участками электрической сети и выводит возможные варианты произошедшей аварийной ситуации. На основе анализа полученных данных с регистраторов, установленных на смежных подстанциях, можно точно восстановить картину произошедшего. 5.6 Обзор применяемых ЦРАП на объектах ОСТ Регистратор аварийных событий АУРА Программно-технический комплекс «АУРА-07-Р» (см. рисунок 5.11) предназначены для измерения и контроля параметров нормального и аварийных режимов работы оборудования предприятий энергетики и промышленности. ПТК «АУРА-07-Р» в комплекте с измерительными преобразователями обеспечивают: регистрацию в цифровом виде физических величин (электрических и неэлектрических) в нормальном и аварийных режимах работы оборудования; оперативный контроль режимов работы оборудования; прямые и косвенные (с использованием известных соотношений) измерения физических (электрических и неэлектрических) величин в нормальном и аварийных режимах работы оборудования; хранение, передачу информации на вышестоящие уровни. ПТК «АУРА-07-Р» включают в себя системный блок на базе промышленного компьютера, системное программное обеспечение, измерительные преобразователи, коммуникационное оборудование. 157 Рисунок 5.11 - Программно-технический комплекс АУРА-07-Р В комплект входит прикладное программное обеспечение (ПО), выполняемое на рабочих станциях на базе персональных компьютеров (ПК) под управлением операционной системы Windows. Допускается как автономное использование ПТК «АУРА-07-Р» (в качестве регистратора аварийных событий), так и в составе распределенных автоматизированных измерительных систем. Регистратор аварийных событий ПАРМА Регистратор электрических процессов цифровой «ПАРМА РП4.11» (см. рисунок 5.12) предназначен для измерения напряжения и силы постоянного тока, действующих значений напряжения и силы переменного тока, частоты, активной, реактивной и полной мощности; а также для регистрации, хранения и анализа информации о стационарных и переходных процессах регистрации аварийных событий (РАС) и систем мониторинга переходных процессов (СМПР), предшествующих и сопутствующих аварийным отклонениям параметров в электрических сетях и машинах; регистрации, хранения и анализа информации о стационарных электрических процессах в электрических сетях и машинах, контроля состояния устройств типа «включено – выключено», регистрации коротких замыканий и определения места повреждения на ЛЭП 35 кВ и выше на промышленной частоте. Данное устройство подключается к системам АСДТУ, SCADA, АСУ ТП, что позволяет передавать зарегистрированные данные, осуществлять дистанционное управление устройством, считывать необходимые данные, электрические параметры в реальном времени. 158 Рисунок 5.12 - Регистратор электрических процессов цифровой «ПАРМА РП4.11» Регистраторы имеют ряд преимуществ, которые заключаются в безопасности обслуживания персоналом, удобстве управлением и широким функционалом, высокой помехозащищенности, низкой погрешности в измерении электрических величин, расстояний до мест повреждений, времени протекания процессов. Регистраторы аварийных процессов имеют возможность расширения стандартного функционала путем установки дополнительного программного обеспечения. Дополнительные программы позволяют упростить процесс снятия осциллограмм, сохранения, упорядочения и передачи файлов с зарегистрированными событиями. 5.7 Использование ПК для изучения, выполнения расчетов и обслуживания цифровых устройств РЗА Программы расчета токов и напряжений при коротких замыканиях Расчеты вручную требуют значительных трудозатрат. По этим причинам после появления ПВМ начались попытки применить их для расчета уставок релейной защиты. Эти программы для распредсетей были относительно простыми, и разрабатывались непосредственно теми, кто занимался расчетами на любительском уровне. Для разработки программ использовались алгоритмические языки программирования: Бейсик, Фортран, Паскаль, Дельфи и т.д. Для выполнения даже сложных профессиональных программ можно использовать любые имеющиеся ПВМ, начиная с I-386 серии. Ниже. приводится пример составления программы расчета с использованием электронных таблиц Microsoft Excel. В дальнейшем к разработке программ подключились профессионалы, и простые программы превратились в сложные комплексы программ, позволяющие автоматизировать выполнение всех этапов расчета: подготовку данных, расчет параметров, составление схемы замещения, расчет аварийных величин, выбор уставок защиты и сохранение результатов. Как правило, у каждого завода-изготовителя МПТ имеются свои программы расчетов токов КЗ, уставок, которые имеются в свободном доступе на сайте или которые можно приобрести. Использование стандартной программы Microsoft Excel для расчета токов КЗ 159 Табличный процессор Microsoft Excel выбран, исходя из возможностей, представляемых программой для не слишком сложных, но объемных обычных расчетов ТКЗ в распредсетях. Возможности необходимые для расчетов следующие: Вводимые данные и результаты расчетов представляются в табличной форме, занимающей мало места, которая легко вводится в текстовую программу Microsoft Word или Adobe Acrobat. Excel оперирует с адресами ячеек в которые вводятся данные, формула расчета вводится в ячейку а записывается в таблицу результат расчета. Относительная адресация позволяет производить расчеты с другими данными используя одну и ту же формулу, занесенную в предыдущую ячейку. Расчет ТКЗ с применением Microsoft Excel покажем на примере. Основные характеристики 1.1. Схема представлена на рис. 5.13. Подстанция питается двумя линиями 110кВ, которые работают параллельно на шинах 110кВ ПС. Может быть отключена любая ВЛ. 1.2. Токи короткого замыкания на шинах подстанции: - Обе ВЛ в работе, максимальный режим: ток трехфазного КЗ- 6кА, однофазного - 4кА. - В работе ВЛ-1, минимальный режим 1: ток трехфазного КЗ- 5кА, однофазного - 3кА. - В работе ВЛ-2, минимальный режим 2: ток трехфазного КЗ- 3кА, однофазного -2кА. 1.3. Нейтрали стороны 110кВ трансформаторов разземлены. 1.4. Параметры трансформаторов ТДТН-25/110 взяты в соответствии с ГОСТ 1296574: номинальная мощность стороны ВН - 25МВт, НН- 12.5МВт. номинальное напряжение стороны ВН 115, регулирование 9 ступеней по 1.78%; номинальное напряжение расщепленной обмотки НН 11 кВ; напряжение UK с учетом регулирования: 9.84, 10.5, 11.72 для минимального, среднего и максимального положения переключателя РПН соответственно. 1.5. На стороне 6кВ четыре секции с АВР на CB-I-III, и СВ II-IV. Рисунок 5.13 - Схема подстанции 2. Расчет токов короткого замыкания. 2.1. Проводится в именованных величинах, активным сопротивлением пренебрегаем: 2.2. Реактанс прямой последовательности на шинах 110кВ: максимальный режим: X1 max = U/ (√3 * Iкз) = 115/ (1.73 *6) = 11Ом. минимальный режим: X1min = 115/ (1.73*3)= 22 Ом. 2.3. Реактанс нулевой последовательности: максимальный режим: Xодн.= 3*U/ (√3 * Uкз.одноф.) = 3* 115/ (1.73 *4)=49.8 Ом. Xo = Xодн. - X1 - X2 = 49.8 - 11 - 11= 27.8. минимальный режим Xодн. = 3* 115/ (1.73 *2)=99.6 Ом. Xo = Xoдн. - X1 - X2 = 99.6 - 22 - 22= 55.6 Ом. Дальнейшие расчеты выполняем в таблице Excel (см. таблицу 5.4). 160 Таблица 5.4 - Расчет токов КЗ с применением таблиц Excel A 12 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 B C D E F G H I Табл.1.1. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ И ТКЗ ЗА ТРАНСФОРМАТОРОМ 1. Расчет параметров трансформатора Полож. РПН Напр. ВН Ток ВН Ток НН Напр. КЗ ХкзВНп. Хкз. ННп ХкзВНр Хкз. ННр 1 (U макс) 133,4 108,33 688,14 0,1172 83,43 1,03 156,42 38 10 (Ucpeдн.) 115 125,66 688,14 0,105 55,55 0,93 104,15 36 19 (UMИH) 96,6 149,59 688,14 0,0984 36,73 0,87 68,87 27 2.Расчет токов короткого замыкания 1. Максимальный режим 2. Минимальный режим Полож.РПН ХкзВНр IкзВНр Хкз. ННр IкзННр ХкзВНр IкзВНр Хкз. ННр IкзННр 1 (U макс) 167,42 0,397 1,04 5,044 178,42 0,373 1,11 733 10 Ucpeдн.) 115,15 0,577 0,96 6,323 126,15 0,527 1,05 771 19 (UMИH) 79,87 0,832 0,94 7,657 90,87 0,732 1,07 730 В первой строке таблицы в ячейке B1 записываем № таблицы, С1 - название таблицы. Во второй строке в ячейке С2 записываем заголовок расчета. В строке 3 будем записывать название колонки, а в колонке А название строки. Колонка В. Выполняем расчет напряжений при крайних положениях РПН. Ячейка В5. =G10/10,5*B4 записываем величину напряжения в среднем положении 115кВ. Ячейка В4 - формулу для расчета напряжения в 1 положении РПН - 115+0.16*115 - после перехода в другую ячейку или нажатия Enter в ячейке получается результат: 133,4. Если вернуться в эту ячейку снова, то в ней результат остается, а в строке формул появляется формула, по которой производился расчет. Ячейка В6 - формулу для расчета напряжения в 19 положении РПН - =115-0.16*115 получается результат: 96,6. В колонке С выполняем расчет номинального тока ВН для этих положений РПН: в ячейку С4 записываем формулу: 25000/(1,73*B4), где 25000 - номинальная мощность трансформатора, 1,73 = √3, в ячейке В4 расположено вычисленное ранее напряжение в верхнем положении РПН. Следует учитывать, что табличный процессор распознает десятичную дробь только в том случае, если дробная часть отделяется запятой. При использовании десятичной точки, как в большинстве случаев в данной книге, Excel воспринимает число как текст и вычисления производиться не будут. Установим мышь в левый нижний угол ячейки - появится малый крест. После этого перетащим мышь на 2 ячейки вниз. В этих ячейках появятся вычисленные значения токов для других положений РПН. В данном случае мы имеем дело с относительной адресацией ячеек: при увеличении номера данной ячейки на единицу - одновременно происходит увеличение на единицу номера ячейки, которая входит в формулу и производится необходимый расчет. В ячейке D4 выполняем расчет тока НН. Заносим формулу - =12500/(1,73*10,5) - 12500 -номинальная мощность обмотки НН, 10.5 ее напряжение в кВ. получаем результат расчета: 688.14А. Копируем результат в другие ячейки - он будет одинаковым для всех положений РПН. Для копирования помещаем указатель мыши в середину ячейки - появляется большой крест и передвигаем указатель в другие 2 ячейки - в них появляется такой же результат. В колонку Е ячейки Е4 - Е6 заносим величину напряжения короткого замыкания для разных положений РПН. В колонке F произведем расчет реактансов трансформатора для этих положений РПН приведенный к напряжению ВН - заносим формулу: =B4/(1,73*C4/1000)*E4. В ячейке В4 находится напряжение ВН в кВ, в ячейке С 4 - ток ВН в Амперах - делим на 1000 чтобы получить кА. в ячейке Е4. Переносим формулу в другие ячейки колонки с относительной адресацией: Установим указатель мыши в левый нижний угол ячейки - появится малый крест. После этого перетащим его на 2 ячейки вниз, появятся результаты расчета в ячейках. 161 В колонке G выполним расчет реактанса приведенный к напряжению НН. Вводим формулу: 10.5*E4/(1,73*(D4/1000)) - в ячейке Е4 - величина напряжения короткого замыкания, D4 номинальный ток стороны 10кВ. Переносим формулу в другие ячейки колонки с относительной адресацией. Появятся результаты расчета в ячейках. Рассчитанные реактансы относятся к режиму короткого замыкания сразу на 2 сторонах НН - данные UK даются для параллельной работы. Трансформатор работает раздельно, поэтому полученные параметры должны быть пересчитаны для режима раздельной обмотки. Для этого умножим полученный результат на 1,875. Введем формулу =F4*1,875 для ячейки Н4. Переносим формулу в другие ячейки колонки с относительной адресацией. Появятся результаты расчета в ячейках. Введем формулу =F4*1,875 для ячейки Н4. Переносим формулу в другие ячейки колонки с относительной адресацией. Появятся результаты расчета в ячейках. Введем формулу =G4*1,875 для ячейки I4. Переносим формулу в другие ячейки колонки с относительной адресацией. Появятся результаты расчета в ячейках. Расчет параметров закончен и перейдем к расчету ТКЗ на стороне НН. Продолжаем туже таблицу. В ячейку С7 заносим заголовок: 2. Расчет токов короткого замыкания В ячейку В8 - заголовок: 1. Максимальный режим. В ячейку F8 - заголовок: Минимальный режим. В ячейки А9-А12 копируем заголовки из ячеек А3-А6. Колонка В10 - В12. Расчет реактанса КЗ на стороне НН в максимальном режиме. К реактансу трансформатора добавляется реактанс системы в максимальном режиме. Введем формулу =11+H4 для ячейки В10. Переносим формулу в другие ячейки колонки с относительной адресацией. Появятся результаты расчета в ячейках. Колонка С10 - С12. Расчет ТКЗ на стороне НН в максимальном режиме. Введем формулу =115/(1,73*B10) для ячейки С10. Переносим формулу в другие ячейки колонки с относительной адресацией. Появятся результаты расчета в ячейках. Колонка D10 -D13. Расчет реактанса КЗ на стороне НН в максимальном режиме приведенный к стороне НН. Реактанс пересчитывается через отношение квадратов напряжение сторон НН и ВН трансформатора. Введем формулу =В10*СТЕПЕНЬ(10,5;2)/СТЕПЕНЬ(В4;2) для ячейки D10. Переносим формулу в другие ячейки колонки с относительной адресацией. Появятся результаты расчета в ячейках. Колонка E10 - E12. Расчет ТКЗ на стороне НН в максимальном режиме. приведенный к стороне НН. Ток ВН пересчитывается через отношение напряжений ВН и НН. Введем формулу =C10/10,5*B4 для ячейки С10. Переносим формулу в другие ячейки колонки с относительной адресацией. Появятся результаты расчета в ячейках. Повторяем результаты расчета для минимального режима. Для этого копируем колонки интервала (В10 - В12) - (Е10 -E12) в колонки интервала (F9 - F12) - (I9 - I12). После этого в ряду 10 изменяем формулы в ячейках F10 (=22+В10), G10 (=115/(1,73*F10), H10 (=F10*CTEПEHЬ(10,5;2)/CTEПEHЬ(B4;2), I10 (=G10/10,5*B4). ДЛЯ того чтобы изменить реактанс максимального режима на минимальный и восстановить измененные в результате переноса адреса. Переносим формулы в другие ячейки колонки с относительной адресацией. Появятся результаты расчета в ячейках. Вместо копирования и изменения формул можно заполнить эти графы формулами самостоятельно, при этом время работы увеличится. После окончания расчетов производится оформление таблицы - устанавливаются границы в ячейках, объединяются ячейки там, где размещаются надписи. Полученную таблицу можно сохранить, при следующих однотипных расчетах с другими параметрами трансформатора можно сделать копию таблицы, ввести в нужные ячейки параметры нового трансформатора и параметры системы после этого автоматически будет выполнен расчет с новыми данными. Полученную таблицу можно через буфер перенести в текстовый редактор Word или Adobe Acrobat. 162 5.8 Требования НД ПАО «Транснефть» к микропроцессорным устройствам РЗА Общие требования к микропроцессорным устройствам РЗА Микропроцессорные устройства РЗА должны обеспечить возможность реализации всех видов защит и автоматики в соответствии с требованиями РД-29.240.30-КТН-083-17. Архитектура вычислительной системы и номенклатура модулей МП РЗА определяются конкретными задачами защиты в зависимости от вида присоединения и класса напряжения. Устройства МП РЗА должны иметь возможность: - использования в качестве устройств нижнего уровня АСМЭ и АСТУЭ; - передачи в АСУТП, АСМЭ (АСТУЭ) данных для контроля состояния (исправно/неисправно) самих устройств МП РЗА; - передачи информационных сигналов в АСМЭ и АСТУЭ, а при их наличии на подстанции должны быть интегрированы в АСМЭ и АСТУЭ; - передачи сигналов в АСМЭ (АСТУЭ) в соответствии с ТПР-35.240.50-КТН-224-16. В устройствах РЗА должна предусматриваться возможность выполнения дополнительных функций на базе использования имеющейся в них информации (функции осциллографа, регистрации событий, ОМП, изменения групп уставок и др.), а также вывода из устройств РЗА необходимого объема информации для анализа правильности действия РЗА и использования в АСМЭ и АСТУЭ. Синхронизация времени устройств РЗА должна осуществляться от АСМЭ (АСТУЭ). Общие требования к системам РЗА подстанций 35-220 кВ и распределительных устройств 6(10) кВ Требования к микропроцессорным системам релейной защиты и автоматики, их структуре, составу, комплектации, совместимости с действующими и проектируемыми смежными общестанционными системами автоматики объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов ПАО «Транснефть» установлены в ОТТ-29.020.00КТН-009-15. Система РЗА сети от 6 до 220 кВ должна обеспечивать надежность и устойчивость работы энергосистемы, а также потребителей электроэнергии на объектах магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов. Система РЗА включает в себя микропроцессорный терминал, входные цепи тока и напряжения, цепи, обеспечивающие передачу управляющего воздействия, блокировки и сигнализации, цепи питания. Все остальные устройства и цепи являются внешними для системы РЗА. Отключение любого поврежденного элемента сети (линий, подстанционного оборудования – шин, трансформаторов и другого первичного оборудования) должно осуществляться с минимальным возможным временем в целях сохранения устойчивой бесперебойной работы неповрежденной части системы и ограничения области и степени повреждения. Ввод элемента сети после его отключения устройствами релейной защиты должен выполняться автоматически за исключением случаев отключения поврежденного оборудования, не допускающего автоматического повторного включения. Устройства РЗА должны иметь возможность выдачи информационных сигналов в системы оперативно-диспетчерского управления, АСУ ТП объектов магистрального транспорта нефти и нефтепродуктов. Оперативное управление системой РЗА (квитирование, ввод уставок, изменение конфигурации, вывод из работы защит) должно осуществляться по месту. Положение переключающих устройств, параметры устройств РЗА и их изменение должны 163 регистрироваться в устройствах РЗА и фиксироваться в системах оперативно-диспетчерского управления. Схемы подключения вторичных цепей к дискретным входам микропроцессорных устройств РЗА, через которые производится отключение первичного оборудования, должны обеспечивать работу устройств контроля изоляции сети постоянного оперативного тока при замыканиях на землю в этих цепях. 5.9 Разбор и анализ причин отказов МПТ, произошедших на объектах ПАО «Транснефть» В настоящее время заводы-изготовители МПТ постоянно совершенствуют свою продукцию и, как правило, при наличии системных отказов своевременно вносят изменения в программное обеспечение или конструкцию своего устройства. Исходя из продолжительного опыта эксплуатации МПТ в основном, большинство случаев неправильной работы МП РЗА связано с неправильно заданными или выставленными уставками. Ниже приводятся выписки из протоколов и актов отказов и неправильной работы МПТ. 1. Неправильная логика работы ЗПП с отказом АВР Из акта: «…При отключении ВВ-10 кВ СТДП-8000 от дискретного сигнала защиты ЗПП Ввода №1, происходит ложное формирование сигнала пуска МТЗ в логике программы автоматического включения резерва на формирование сигнала блокировки работы АВР и АПВ в блоке БМРЗ-ВВ-43 Ввода №1, см. рисунок 5.4. Заключение: несогласованная работа логики программы АВР-10 кВ (ложное формирование сигнала пуска МТЗ) Рисунок 5.14 - Функциональная схема алгоритма работы МТЗ и ЗПП БМРЗ-ВВ-43 2. Неправильная работа АВР 164 При одновременном исчезновении напряжения на секциях шин 10 кВ ЗРУ-10 кВ вследствие КЗ на питающей ВЛ 110кВ ЗМН вводных выключателей 1 и 2 секции (ячейки № 4 и №16 соответственно) не отработали по причине работы блокировки ЗМН вводных ячеек. Далее: после отключения ВЛ 110 кВ №2 напряжение на 2 секции ЗРУ-10 кВ стало равно нулю, а напряжение на 1 секции через 2,5 с.восстановилось до номинального значения, т.к. 1 секция питается от отдельной ВЛ 110 кВ №1 через трансформатор Т1. По факту потери напряжения на вводе №2 происходит работа ЗПП (Fсраб=51,64 Гц, tсраб=0,19 с.) и отключение выключатель ввода №2 ЗРУ-10 кВ (ячейка № 16), запускается алгоритм работы АВР, но СВ-10 кВ не включился. Причиной отказа работы АВР ЗРУ-10 кВ явилось то, что в момент срабатывания ЗПП в релейном терминале БМРЗ ячейки ввода № 2 ЗРУ-10 кВ был сформирован сигнал на работу АВР продолжительностью 0,5 сек в соответствии с алгоритмом работы АВР, заложенного в ПО терминала БМРЗ (см. рисунок 5.15). Ввиду одновременного снижения напряжения на 1 секции ЗРУ-10 кВ срабатывание АВР не было. После восстановления напряжения на 1 секции ЗРУ 10 кВ терминалом БМРЗ не сформирован повторный сигнал в логической цепочке алгоритма работы АВР. Рисунок 5.15 - Функциональная схема алгоритма работы АВР БМРЗ-ВВ-43 3. Ложное срабатывание дифференциальной токовой защиты на блоках БМРЗДА-04-47-12. Причиной неправильной работы блоков БМРЗ-ДА-04-47-12 является насыщение трансформаторов токов со стороны нейтрали при включении двигателя. Данный процесс не является систематическим при включении двигателя, т.к. насыщение трансформаторов тока происходит от апериодической составляющей тока в начальный момент включения двигателя, значение которой зависит от фазы напряжения (см. рисунок 5.16). 165 Рисунок 5.16 - Осциллограмма мгновенных значений токов при пуске электродвигателя Пол результатам аналогичных отказов ООО «НТЦ «Механотроника» была произведена доработка программного обеспечения МПТ. Приведем фрагмент информационного письма: «В новых версиях программного обеспечения реализована блокировка ДЗТ по относительному содержанию второй гармонической составляющей в дифференциальном токе, которая при насыщении трансформаторов тока (ТТ) существенно возрастает. Насыщение ТТ может возникать в следствие различных взаимосвязанных причин: -наличие апериодической составляющей в кривой тока; -остаточная намагниченность железа TT; -различная нагрузка на ТТ, стоящих в нейтрали двигателя и на вводах питания; -несоблюдение требований завода изготовителя TT по размагничиванию TT при аварийных отключениях. Режим пуска характеризуется большими значениями токов и высоким значением апериодической составляющей. Это приводит к насыщению ТТ и нарушению баланса токов по сторонам двигателя, что может привести к излишнему срабатыванию дифференциальной защиты (рисунок 5.17) Iт, А Рисунок 5.17 – Срабатывание ДЗТ при пуске двигателя и насыщении ТТ 166 Введение блокировки по относительному содержанию второй гармоники в дифференциальном токе позволяет отстроиться от излишних срабатываний ДЗТ при пусках электродвигателей, сопровождающихся насыщением ТТ (рисунок 5.18). Моменты времени в которых, работает блокировка показаны маркером - треугольник Iт, А Рисунок 1.__Срабатывание ДЗТ при пуске двигателя и насыщении ТТ Iт, A Рисунок 5.18 - Блокировка срабатывания ДЗТ по 2-ой гармонике. (Срабатывание блокировки показано маркером – треугольник) Обучающимся также предлагается самостоятельно провести анализ причин неправильной работы МПТ, эксплуатацией которых они занимаются у себя на предприятии. 167 Занятие №6 Наладка, выбор уставок и обслуживание РЗА электроустановок Продолжительность: 4 часа Выписка из Расчеты токов КЗ для РЗА в электрических сетях. Критерии выбора программы уставок РЗА. Основы наладки и эксплуатационных проверок устройств РЗА и цепей вторичной коммутации. Наладка электромеханических реле тока, напряжения, времени, промежуточных реле и цифровых терминалов. Цепи вторичной коммутации в распределительных устройствах, оснащенных цифровыми устройствами РЗА. Виды технического обслуживания устройств РЗА. Контроль технического состояния устройств РЗА в процессе эксплуатации. Периодичность и типовой объем работ по техническому обслуживанию устройств РЗА. Основные требования к технической документации по обслуживанию устройств РЗА. Формирование графиков проверки устройств РЗА, разработка программ и методик проверки устройств РЗА. Современная аппаратура для проверки защитных устройств, в том числе устройства РЕТОМ. 6.1 Расчеты токов КЗ для РЗА в электрических сетях. Критерии выбора уставок РЗА Изменение тока при КЗ. Рассчитать трехфазное КЗ — это, значит, определить токи и напряжения при этом виде повреждения как в точке КЗ, так и в отдельных ветвях и узлах схемы. Ток в процессе КЗ не остается постоянным, а изменяется, как показано на рисунке 6.1; ток, увеличившийся в первый момент времени, затухает до некоторого значения, а затем под действием автоматического регулятора возбуждения (АРВ) достигает установившегося значения. Промежуток времени, в течение которого происходит изменение значения тока КЗ, определяет продолжительность переходного процесса. После того как изменение значения тока прекращается, до момента отключения КЗ продолжается установившийся режим КЗ. В зависимости от назначения выполняемого расчета (выбор уставок релейной защиты или проверка электрооборудования на термическую и электродинамическую стойкость) нас могут интересовать значения тока в разные моменты времени КЗ. Из-за наличия в сети индуктивных сопротивлений, препятствующих мгновенному изменению тока при возникновении КЗ, значение тока нагрузки IH не изменяется скачком, а нарастает по определенному закону от нормального до аварийного значения. Для упрощения расчета и анализа ток, проходящий во время переходного процесса КЗ, рассматривают как состоящий из двух составляющих: апериодической и периодической. 168 а — в сети, питающейся от генератора с АРВ; б — в сети, питающейся от системы неограниченной мощности Рисунок 6.1 - Кривые изменения тока трехфазного КЗ Апериодической называется постоянная по знаку составляющая тока ia, которая возникает в первый момент КЗ и сравнительно быстро затухает до нуля (рисунок 6.1). Периодическая составляющая тока КЗ в начальный момент времени Inmo называется начальным током КЗ. Начальный ток КЗ называют также сверхпереходным in, так как для его определения в схему замещения вводятся сверх переходные сопротивления генератора x"d и ЭДС E"d. Значение начального тока КЗ используют, как правило, для выбора уставок и проверки чувствительности релейной защиты. Установившимся называется периодический ток КЗ после окончания переходного процесса, обусловленного затуханием апериодической составляющей и действием АРВ. Методика расчета токов короткого замыкания в сетях 6-35кВ Расчет производится на основании схемы замещения, для которой должны быть рассчитаны все элементы. Активные и реактивные сопротивления линий электропередачи 6-35 соизмеримы, поэтому при расчете токов короткого замыкания учитываются как активные, так и реактивные сопротивления. Эти величины можно рассчитать, зная тип, длину и сечение линии, используя справочники. В приложении приводятся справочные данные по электрическим параметрам ряда наиболее часто применяемых типах линий. Эти данные удельные. И величины активного и реактивного сопротивления участка линии получаются умножением удельных параметров линии на их длину в км. Активные и реактивные сопротивления трансформатора определяются по его паспортным данным, в ряде случаев, из-за отсутствия паспорта, приходится брать эти данные по ГОСТу. Эти данные для двухобмоточных трансформаторов определяются по выражениям: ZTp= UK*U2TP/STP, где ZTp. - полное сопротивление трансформатора в Омах; 169 Uк - напряжение короткого замыкания в относительных величинах; Uтр - номинальное напряжение стороны ВН трансформатора в кВ; Sтр - номинальная мощность трансформатора в MВА. RTP.=PK*U2TP / S2TP, где RTP - активное сопротивление трансформатора в Омах; Рк - потери короткого замыкания при номинальном токе трансформатора в Вт; Uтр - номинальное напряжение стороны ВН трансформатора в кВ; Sтр - номинальная мощность трансформатора в кВА. Реактивное сопротивление трансформатора: Хтр =√(Z2 тр - R2 тр), В большинстве случаев для практических расчетов можно пренебречь активным сопротивлением трансформатора, его сопротивление принимается равным Z и считается реактивным (X). Исключение: трансформаторы напряжением 6-35 кВ с алюминиевыми обмотками. При расчете токов КЗ за трансформаторами с РПН, имеющих большой диапазон переключения ответвлений, следует учесть изменение сопротивления при изменении коэффициента трансформации. Сопротивление источника питания определяется по величине тока КЗ на шинах, от которых отходит защищаемая линия. Эти токи известны из расчета уставок трансформатора. Хш = UШ/(√3*IКЗ), где Хш - реактивное сопротивление на шинах в Омах; UШ - напряжение на шинах (номинальное напряжение питающего трансформатора); Iкз - ток КЗ на шинах. Должны быть выполнены расчеты для минимального и максимального режима. После выполнения расчетов для всех участков линии и питаемых трансформаторов строится схема замещения (см. рисунок 6.2) РисУНОК 1.38- Расчетная схема замещения Рисунок 6.2 - Расчетная схема замещения Для определения тока КЗ в нужной точке, необходимо сложить отдельно активные и реактивные сопротивления всех участков до точки КЗ. Затем сложить геометрически суммарные активные и реактивные сопротивления. По полученному полному сопротивлению ZK определить ток КЗ. Например для точки к4: Хк4= Хш+ХЛ 1+ХЛ2+ХТ2 RK4= RЛ1+RЛ2+RT2 ZK4 =√ (X2 К4 + R2 К4) IK4= UШ/(√3*ZK4) 170 Методика расчетов токов КЗ для выбора уставок трансформатора Для расчета токов короткого замыкания необходимо собрать следующие данные: Сопротивление источника питания на шинах, куда подключен трансформатор, в максимальном и минимальном режиме. Обычно задается величина тока или мощности короткого замыкания. Сопротивление источника питания по величине тока КЗ на шинах определяется по формуле Zш = Uш/(√3*Iкз), где: ZШ - реактивное сопротивление на шинах в Омах; Uш - напряжение на шинах (номинальное напряжение питающего трансформатора) в кВ; Iкз - ток КЗ на шинах в кА. Сопротивление источника питания по величине мощности КЗ на шинах определяется по формуле ZШ = UШ2/Sкз, где: ZШ - реактивное сопротивление на шинах в Омах; Uш - напряжение на шинах (номинальное напряжение питающего трансформатора) в кВ; Sкз - мощность КЗ на шинах в МВт. Активные и реактивные сопротивления трансформатора определяются по его паспортным данным, в ряде случаев, из-за отсутствия паспорта, приходится брать эти данные по ГОСТу. В паспорте трансформатора приводится напряжение короткого замыкания в %, которое указывает какое напряжение будет на выводах трансформатора при токе КЗ за трансформатором равном номинальному. Эти данные для двухобмоточных трансформаторов определяются по выражениям: ZTp= UK*U2TP/STP., где: ZTp.- полное сопротивление трансформатора в Омах UK - напряжение короткого замыкания в относительных величинах Uтр - номинальное напряжение стороны ВН трансформатора в кВ. STP - номинальная мощность трансформатора в МВА. Rтp.=PK*U2тp / S2тp, где: RTP - активное сопротивление трансформатора в Омах Рк - потери короткого замыкания при номинальном токе трансформатора в Вт. Uтр- номинальное напряжение стороны ВН трансформатора в кВ. Sтp- номинальная мощность трансформатора в кВА. Реактивное сопротивление трансформатора: Хтр =√ (Z2тр - R2тр) В большинстве случаев для практических расчетов можно пренебречь активным сопротивлением трансформатора, его сопротивление принимается равным Z и считается реактивным (X). Исключение: трансформаторы напряжением 6-35 кВ с алюминиевыми обмотками. Сопротивление короткого замыкания трансформатора зависит от величины его коэффициента трансформации. Особенно сильно выражается эта зависимость на трансформаторах с РПН. В паспорте трансформатора поэтому указываются три величины напряжения 171 короткого замыкания: для минимального, среднего и максимального положения переключателя. Для трехобмоточных трансформаторов схема замещения состоит из трех сопротивлений обмоток ВН, СН и НН, соединенных в «звезду» см. рисунок 6.3. Рисунок 6.3 - Схема замещения трехобмоточного трансформатора. Напряжения короткого замыкания даются суммарно для каждой пары обмоток. Поэтому, после определения сопротивления каждой пары обмоток, их нужно пересчитать в сопротивления отдельных обмоток по формулам: ZB =(ZBC+ZBH -ZCH) / 3 ZC =(ZBC+ZCH -ZBH) / 3 ZH =(ZBH+ZCH -ZBC) /3 Для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН схема замещения также состоит из трех сопротивлений обмоток ВН, НН1 и НН2, соединенных в «звезду». Однако в паспорте приводится только одно напряжение короткого замыкания Uk%. Оно соответствует режиму короткого замыкания за двумя, соединенными параллельно обмотками низкого напряжения. После его пересчета в сопротивление, сопротивления отдельных обмоток считаются по формулам: ZB = 0,125 ZBH ZH1= ZH2 =1.75 ZBH Для трансформаторов имеющих большой диапазон изменения коэффициента трансформации (с РПН) необходимо учитывать изменения величины тока КЗ при регулировании и рассчитывать токи КЗ для среднего и крайних положений переключателя. Ток КЗ рассчитывается по формуле: кз = UHOM/ √3*Zкз. UHOM - номинальное напряжение, принимается напряжение среднего положения переключателя трансформатора или 1.05 соответствующей ступени напряжения. (230, 115, 38,5 кВ и т.д.) Zкз - сопротивление короткого замыкания, равное сумме сопротивление системы на стороне ВН, сопротивления обмотки ВН и обмотки за которой выполняется короткое замыкание: Zкз = Zc + ZB + ZH(C) Учет всего диапазона регулирования приводит к значительной разнице токов в крайних положениях выключателя. Например для одного из трансформаторов 25 МВА токи короткого замыкания отличаются в крайних положениях почти в 2 раза: 833 - 480 А, при средней величине тока КЗ -578 А. Из-за такой разницы токов, для обеспечения необходимой чувствительности пришлось применить блокировку по напряжению для максимальных защит трансформатора. Реальный диапазон положений переключателя значительно уже и при его учете токи будут отличаться меньше, что позволит применить простую максимальную защиту. Заводом и ГОСТом обычно даются 3 величины сопротивления: для крайнего и обоих 172 средних положений. Величина сопротивления для какого либо промежуточного положения, определяется методом линейной интерполяции, т.е. изменение величины сопротивления пропорционально отклонению напряжению от среднего положения переключателя. Особенности расчета токов КЗ трансформаторов 10 / 0,4кВ Учитываются рекомендации «Методических указаний по расчету токов короткого замыкания в сети напряжением до 1 кВ электростанций и подстанций с учетом влияния электрической дуги» ОРГРЭС 1993 год. Учет электрических характеристик аппаратуры При расчете токов короткого замыкания на стороне 0,4кВ необходимо учитывать некоторые данные, ряд которых не учитываются при расчете ТКЗ на более высоких напряжениях: индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи, включая проводники, трансформаторы тока, реакторы, токовые катушки автоматических выключателей; активные сопротивления элементов короткозамкнутой цепи; активные сопротивления контактов и контактных соединений; токоограничивающее влияние электрической дуги; значения параметров асинхронных электродвигателей, если их суммарный номинальный ток превышает 10% номинального значения периодической составляющей тока КЗ в месте КЗ, рассчитанного без учета влияния электродвигателей. Кроме того, при расчетах токов КЗ рекомендуется учитывать изменение активного сопротивления проводников короткозамкнутой цепи вследствие их нагрева при КЗ. При расчетах токов КЗ допускается не учитывать: ток намагничивания трансформаторов; насыщение магнитных систем электрических машин; влияние асинхронных электродвигателей, если их суммарный номинальный ток не превышает 10% начального значения периодической составляющей тока в месте КЗ, рассчитанного без учета электродвигателей; сопротивление внешней энергосистемы при расчете токов металлического КЗ в силовых сборках, сборках задвижек, а также КЗ за отходящими от сборок и шин кабелями; сопротивление внешней энергосистемы при расчете всех видов дугового КЗ; влияние асинхронных электродвигателей при расчете всех видов дуговых КЗ. Коэффициенты трансформации трансформаторов допускается принимать равными отношению средних номинальных напряжений тех ступеней напряжения, которые связывают трансформаторы. При этом следует использовать следующую шкалу средних номинальных напряжений: 37; 24; 20; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15; 0,69; 0,525; 0,4; 0,23 кВ. Определение параметров элементов сети Расчет токов КЗ в сети напряжением до 1 кВ целесообразно проводить в именованных единицах. При составлении эквивалентных схем замещения следует в качестве основной ступени выбирать ступень пониженного напряжения, как правило, 0,4 кВ, а активные и индуктивные сопротивления всех элементов схемы замещения выражать в миллиОмах (мОм). Сопротивление внешней системы включает в себя сопротивление прилегающей части энергосистемы на стороне высокого напряжения рабочего или резервного трансформатора питания РУ 6 (10) кВ, сопротивление собственно трансформаторов рабочего и резервного питания РУ 6 (10) кВ, а также сопротивление шинопроводов или кабельных связей, по которым осуществляется ввод рабочего или резервного питания на шины секций РУ 6 (10) кВ. Сопротивление (в миллиОмах) прилегающей части энергосистемы (Хс) может быть определено при известном значении тока трехфазного КЗ на стороне высокого напряжения по формуле: Хс= U2ср.нн / (√3*Iкз.вн*Uср.вн)= U2ср.нн* 10-3/ Sкз., 173 где: Ucp.НН - среднее номинальное напряжение сети, подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора, В; Iкз.вн - действующее значение периодической составляющей тока при трехфазном КЗ у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора, кА; Ucp.BH - среднее номинальное напряжение сети, к которой подключена обмотка нывшего напряжения трансформатора, В; Sкз -МОЩНОСТЬ короткого замыкания у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора МВA. Активное (RT) И индуктивное сопротивления (Хт) (в миллиOмах) трансформаторов 0.4 кВ, приведенные к ступени низшего напряжения, следует определять по формулам: Rn = (Pкз* U2 нн.ном / S2т.ном)*106 XT=UКЗ*U2HH.HOM/(100* S T.HOM); где: UKЗ - напряжение короткого замыкания трансформатора, %; Pкз - потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт; UHH.HOM - номинальное линейное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ; Sт.ном - номинальная мощность трансформатора, кВА. Активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности трансформаторов, обмотки которых соединены по схеме Д/Уо (треугольник - звезда с заземленным нулем), практически равны соответственно активным и индуктивным сопротивлениям прямой последовательности. При соединении обмоток трансформаторов по схеме У/Уо (звезда - звезда с заземленным нулем) активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности значительно больше соответствующих сопротивлений прямой последовательности и имеют значительный разброс, вследствие чего наиболее достоверные результаты могут быть получены путем непосредственного измерения этих сопротивлений для каждого конкретного трансформатора. В литературе имеются расчетные результаты и замеры сопротивлений подобных трансформаторов. Данные в таблицах приводятся в 2 видах: а) отдельно дается X1,R1,Xo, RO. ПО ЭТИМ данным расчет ТКЗ ведутся методом симметричных составляющих: I1= I2 = Io = Uф / √ (2R1+ Ro)2+ (2X1+ Xo)2 ; I(1)кз =I1+ I2 + Io . б) дается величина «1/3 Z т (1) которая равняется: 1/3 Z т (1) = 1/3√ (2 R1+ Ro)2+ (2 X1+ Xo)2 ; Расчет ТКЗ производится по формуле: I(1)кз = Uф / (1/3 Z т (1) Сопротивление нулевой последовательности трансформатора схемы Д/Уо равно сопротивлению прямой и токи КЗ при однофазном и трехфазном замыкании одинаковы. Сопротивление нулевой последовательности трансформатора схемы У/Уо значительно, больше чем прямой последовательности. Вследствие этого, при однофазных коротких замыканиях токи КЗ меньше и этот режим является расчетным при проверке чувствительности защиты. Переходное активное сопротивление контактов в короткозамкнутой цепи для упрощенных расчетов рекомендуется принять равным 15мОм. Это соизмеримо с сопротивлением трансформаторов и рассчитанный таким образом ток на трансформаторах 1000кВА полу174 чается в 2 раза меньше, чем при металлическом КЗ. Более точные результаты можно получить учетом сопротивлений всех элементов входящих в цепь КЗ. В упомянутой методике приводятся данные по некоторым видам аппаратуры, контрольных кабелей и токопроводов. Учет сопротивления электрической дуги. Наиболее вероятная величина действующего значения периодической составляющей тока трехфазного дугового замыкания определяется по формуле: Iдуг- = Iпм * Кс Iпм. - периодическая составляющая тока металлического КЗ с учетом активных и реактивных составляющих всех элементов. Кс - коэффициент снижения тока КЗ под действием электрической дуги. Величина Кс Кривая 1 — начало дугового замыкания tкз < 0.05 с; кривая 2 - установившийся процесс короткого замыкания. Рисунок 6.3 - Кривые зависимости Кс от сопротивления цепи КЗ определяется по характеристике, приведенной на рисунке 6.3. Из рисунка видно, что коэффициент снижения тока КЗ зависит от величины сопротивления цепи КЗ и времени протекания ТКЗ. При определении тока дугового замыкания в начальный момент замыкания кз < 0.05 с значение Кс определяется по кривой 1 : Kc=f(ZK3). При определении установившегося значения тока дугового замыкания кз > 0.05 Кс определяется по кривой 2. Расчет дугового КЗ для разных видов КЗ производится раздельно для однофазного, двухфазного, трехфазного КЗ. При этом берется вычисленная величина однофазного, двухфазного и трехфазного тока металлического КЗ. Сопротивление цепи КЗ определяется по формулам: трехфазное КЗ - Z (3)КЗ = √X21∑ + R21∑ ; двухфазное КЗ - Z (2)КЗ = 2/ √ 3* √ X21∑ + R21∑ ; однофазное КЗ - Z (1)КЗ = 1/3* √ (2X1∑ + X0∑) 2+ (2R1∑ + R0∑)2 Учет увеличения активного сопротивления кабеля при его нагреве. Целесообразно учитывать при расчете тока КЗ за кабелем при определении минимальных токов КЗ: Rv = Cv * R 175 Где Cv - коэффициент учитывающий увеличение активного сопротивления кабеля при его нагреве электрическим током. Для упрощенных расчетов можно принять Cv равным 1,5, предполагая нагрев кабеля до предельно возможной величины.R- активное сопротивление кабеля при температуре +200 . Предложения по расчету ТКЗ для выбора уставок защиты трансформаторов. При расчете всех видов КЗ для отстройки защит от КЗ за трансформатором используется ток металлического короткого замыкания за трансформатором . При расчете токов КЗ для проверки чувствительности защит при КЗ за трансформатором мощностью 400кВА и менее используется ток короткого замыкания за трансформатором с добавлением в цепь переходного сопротивления 15мОм и нормированным коэффициентом чувствительности. При использовании тока металлического короткого замыкания за трансформатором, коэффициент чувствительности защиты должен быть не менее 2. При расчете токов КЗ для проверки чувствительности защит при КЗ за трансформатором мощностью 630кВА и более необходимо производить подробный расчет с учетом сопротивления элементов цепи и сопротивления дуги. Учет роста сопротивления кабеля при нагреве токами короткого замыкания производится при расчете токов КЗ в конце кабелей 0.4кВ для проверки чувствительности защиты. Пересчет токов КЗ на сторону ВН. Рекомендации по расчету ТКЗ, указанные выше, относились к стороне низкого напряжения. Для выбора уставок защиты на стороне ВН, эти токи должны быть пересчитаны на сторону ВН. При этом следует учесть особенности, связанные с группой соединения обмоток трансформатора. Наиболее распространенными группами являются треугольник - звезда с заземленным нулем (Д/Уо) и звезда -звезда с заземленным нулем (У/Уо). Ниже даны формулы пересчета, взятые из литературы (Л6). Токи трехфазного КЗ пересчитываются через коэффициент трансформации трансформатора. I(3) BH=I(3)HH/KT Токи двухфазного КЗ за трансформатором со схемой (Д/Уо) на стороне ВН проходят во всех трех фазах, причем в одной фазе течет ток равный току трехфазного КЗ, а в двух других текут половинки этого тока. Iвна =I(3)HH/KT ; Iвнв= - 1/2 I(3)HH/KT; IBHC= - 1/2 I(3)HH/KT I1=I2 = Iвна / √3. Токи двухфазного КЗ за трансформатором со схемой (У/Уо) на стороне ВН проходят в двух фазах, одноименных с поврежденными, и по величине равны этому току. Iвна =I(2)HH/KT; IBHB =- I ( 2 ) HH /KT; I I = I 2 = IBH /√ 3 Токи однофазного КЗ за трансформатором со схемой (Д/Уо) на стороне ВН проходят по 2 фазам равны по величине и противоположно направлены. Iвна =I(1)HH/KT/√ 3; IBHB =- I(1)HH/KT/√3; I1= I2 = IBH / √3 =1/3 I(1)HH/KT 176 Токи однофазного КЗ за трансформатором со схемой (У/Уо) на стороне ВН проходят во всех трех фазах, причем в одной фазе течет ток равный 2/3 тока однофазного КЗ, а в двух других текут половинки этого тока. Iвна =2/3* I(1)HH/KT; IBHB= - I(1)HH/KT/3; IBHC= - I(1)HH/KT/3; I1= I2 = IBHа/2 Понятие о симметричных составляющих При однофазном или двухфазном КЗ, когда трехфазная система становится несимметричной, нельзя выполнять расчет только для одной из фаз, как это делается при трехфазных симметричных повреждениях. Для определения токов, проходящих при несимметричных КЗ, потребовалось бы составлять несколько уравнений Кирхгофа для многих контуров и узлов, образующихся в рассматриваемой несимметричной трехфазной системе. Решение этих уравнений с учетом индуктивных связей между фазами даже при сравнительно простой схеме сети является весьма сложной задачей, С целью упрощения расчетов несимметричных режимов в трехфазной сети предложен метод симметричных составляющих. Сущность этого метода состоит в том, что любую трехфазную несимметричную систему векторов токов или напряжений можно заменить суммой трех симметричных систем: Затем производится расчет этих трех симметричных систем с учетом уже упоминавшегося нами упрощения, т. е. по расчетным схемам, составленным для одной из фаз, и согласно (1.49) определяются полные фазные токи и напряжения. Таким образом, вместо одной схемы рассчитываются три, но значительно более простые, что в конечном итоге существенно упрощает вычисления. На рисунке 6.4 приведены векторные диаграммы систем симметричных составляющих: прямой последовательности, в которой векторы, вращающиеся против часовой стрелки, следуют друг за другом в чередовании А, В. С: обратной последовательности, отличающейся обратным чередованием векторов А, С, В; нулевой последовательности, в которой векторы всех фаз совпадают по направлению. 177 В нормальном симметричном режиме, а также при симметричном КЗ полные токи и а — прямой последовательности; б — обратной последовательности; в — нулевой последовательности. Рисунок 6.4 - Векторные диаграммы систем симметричных составляющих напряжения равны току и напряжению прямой последовательности. Составляющие обратной и нулевой последовательностей в симметричном режиме равны нулю. Составляющие обратной последовательности возникают при появлении в сети любой несимметрии: однофазного или двухфазного КЗ, обрыва фазы, несимметрии нагрузки. Наибольшие значения ток и напряжение обратной последовательности имеют в месте несимметрии. Составляющие нулевой последовательности появляются при КЗ на землю однофазных и двухфазных), а также при обрыве одной или двух фаз. При междуфазных КЗ без земли (двухфазных и трехфазных) токи и напряжения нулевой последовательности равны нулю. 6.2 Основы наладки и эксплуатационных проверок устройств РЗА и цепей вторичной коммутации В соответствии с п. 6.15.3 РД-29.020.00-КТН-027-17 ТО устройств РЗА должно осуществляться в соответствии с требованиями ПТЭЭП, РД-29.240.30-КТН-182-13, РД13.220.00-КТН-148-15, РД 153-34.3-35.613-00, Федерального закона от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений», СО 34.35.302-2006 «Типовая инструкция по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций", утверждена ОАО "Инженерный центр ЕЭС" 28.03.2006., а так же соответствующих методических указаниях по наладке и обслуживанию конкретных типов устройств РЗА, инструкций изготовителей и РД-29.020.00-КТН-027-17. В соответствии с п.1.8.2 Правил устройства электроустановок (ПУЭ, 7-ое издание, глава 1.8, утверждена Приказом Минэнерго России от 09.04.2003 N 150) "Устройства релейной защиты и электроавтоматики на электростанциях и подстанциях проверяются по инструкциям, утвержденным в установленном порядке". Согласно п.1.8.37 ПУЭ "… Проверка реле защиты, управления, автоматики и сигнализации и других устройств производится в соответствии с действующими инструкциями. Пределы срабатывания реле на рабочих уставках должны соответствовать расчетным данным". 6.3 Наладка электромеханических реле тока, напряжения, времени, промежуточных реле Работа по проверке и испытанию устройств защит начинается с анализа проектных и исполнительных схем. Работа с документацией обязательна, так как в процессе эксплуатации в схемах релейных защит вносятся изменения и дополнения, которые отражаются в схемах. 178 При производстве испытаний проверяется работоспособность схемы, отсутствие обходных цепей, соответствие проекта типовым решениям, руководящим и директивным указаниям, соответствие монтажа проекту или исполнительным схемам, правильность комплектации оборудования (реле, сигнальных ламп, кнопок, переключателей, резисторов и т. п.), а также состояние изоляции цепей в целом. В отдельных случаях, когда проектные уставки срабатывания не соответствуют конкретным условиям эксплуатации, возникает необходимость в замене реле. Поэтому до начала проверок реле необходимо уже иметь утвержденные уставки. У всех реле производится осмотр целости корпуса, стекол, проверяется крепление деталей, качество паек, чистота контактов. Подвижные части реле должны легко перемещаться в подшипниках и подпятниках, легко поворачиваться и возвращаться пружиной на место, отдельные витки пружины не должны соприкасаться. У реле проверяется ток или напряжение срабатывания и возврата, мегаомметром на 1000 В измеряется сопротивление изоляции токоведущих частей относительно корпуса реле и напряжением 1000 В переменного тока производится испытание изоляции. У ряда реле, где это будет оговорено, производятся и другие специальные испытания. Испытание изоляции повышенным напряжением допустимо производить совместно с испытанием вторичных цепей. Разборка роле производится лишь в исключительных случаях, когда требуется ремонт (замена деталей, удаление грязи, ржавчины); смазка деталей реле не производится. Скрытые дефекты обнаруживаются электрическими испытаниями по отклонению различных показателей от нормальных, которые приведены ниже или в заводских инструкциях. Проверяются и регулируются вспомогательные контакты коммутационных аппаратоввыключателей, разъединителей, магнитных пускателей и т. п. Вспомогательные контакты обычно связаны механически с приводами или непосредственно с аппаратами, и их положение должно отражать положение основного коммутационного аппарата (у воздушных выключателей переключение вспомогательных контактов производится пневматически, одновременно с переключением самого выключателя). Вспомогательные контакты должны обеспечивать: надежный разрыв вторичной цепи (зазор не менее 4-5 мм); надежное замыкание цепи (вжим - “провал” - не менее 1,5-2 мм); у масляных выключателей - размыкание цепи включения выключателя (размыкающие контакты) в конце операции включения, а размыкание контактов в цепи отключения (замыкающие контакты) должно происходить в начале операции отключения выключателя. Если количество цепей вспомогательных контактов недостаточно, тогда один или, для надежности, два контакта подключаются к промежуточным реле-повторителям, которые являются размножителями вспомогательных контактов. Реле-повторители помещаются вблизи основных устройств защит или автоматики и тем самым позволяют экономить в сложных устройствах кабельные линии Определяемые характеристики Проверка реле внешним осмотром Производится при вводе в эксплуатацию (режим проверки защиты «Н»), первом профилактическом контроле (режим проверки защиты «К1»), профилактическом восстановлении (режим проверки защиты (В) и при техническом контроле (режим проверки защиты «К»). При проведении технического осмотра устройств релейной защиты (режим проверки защиты «О») внешний осмотр производится только в пределах релейных шкафов и панелей без вскрытия крышек реле, без осмотра внутренних частей аппаратов и устройств. Внешний осмотр включат в себя: осмотр целости корпуса, стекол, проверяется крепление деталей, качество паек, чистота контактов, проверка и регулировка механической части реле. Подвижные части реле должны легко перемещаться в подшипниках и подпятниках, легко поворачиваться и возвращаться пружиной на место, отдельные витки пружины не должны соприкасаться. Контактные группы реле и отдельные контакты проверяются на соприкосновение для обеспечения надёжного контакта. 179 В случае обнаружения в процессе внешнего осмотра дефектных деталей (ржавые тяги или пружины, деформированные контактные группа и контакты, дефекты пайки и видимые обрывы катушек реле и другие дефекты) реле не разбирается, а заменяется новым. Проверка сопротивления изоляции реле Сопротивление изоляции реле в отдельности проверяется только в случае необходимости замены – при этом проверяется сопротивление изоляции нового реле, которое готовится на замену. В этом случае объединяются все контакты реле и проверяется сопротивление изоляции объединённой группы на металлические части реле. Также проверяется сопротивление изоляции контактной группы по отношению к токовым или напряженческим катушкам реле (в зависимости от типа реле). Во всех остальных случаях проверка сопротивления изоляции реле производится со всеми цепями устройства релейной защит – проверка сопротивления изоляции схемы в сборе. Проверка электрических характеристик реле и уставок Электрические характеристики реле проверяются во всех режимах технического обслуживания устройств релейной защиты, за исключением режима обслуживания типа «О». У реле тока и реле напряжения проверяется токи срабатывания и отпускания реле на рабочей уставке с определением коэффициента возврата реле. При необходимости (если во время работы оперативный персонал производит изменение уставок самостоятельно) реле необходимо проверить по всей шкале – регулировка работы реле по шкале. При этом на каждом значении тока срабатывания по шкале производится проверка тока срабатывания и отпускания, а при необходимости производится регулировка реле для максимального соответствия уставок по указателям шкалы реле. У промежуточных реле и указательных производится проверка напряжения срабатывания реле и напряжение отпускания. Если указательное реле работает по току – производится проверка тока срабатывания реле. Условия испытаний и измерений Испытание производят при температуре окружающей среды не ниже +10ºС. Вторичные цепи должны быть полностью собраны - подключены все реле, счётчики и приборы. Влажность окружающего воздуха имеет значение при проведении высоковольтных испытаний обмоток, т.к. конденсат на вторичных клеммах и зажимах может привести к пробою изоляции и, соответственно, к выходу из строя оборудования (как испытательного, так и испытуемого). Все вторичные устройства (провода, клеммы, реле и т.д.) должны быть очищены от пыли, грязи, избыточную влагу и конденсат удаляется, ячейка (шкаф) просушивается. Атмосферное давление особого влияние на качество проводимых испытаний не оказывает, но фиксируется для занесения данных в протокол. Средства измерений Измерение сопротивления изоляции производят мегаомметрами на напряжение 1000В. Испытание повышенным напряжением промышленной частоты производят с помощью различных установок, которые состоят из следующих элементов: испытательного трансформатора, регулирующего устройства, контрольно-измерительной и защитной аппаратуры. В настоящее время выпускаются установки для проведения испытаний повышенным напряжением промышленной частоты: Т/3000 и другие. Установки способны произвести полноценное испытание вторичных цепей как повышенным напряжением, так и проверку первичным током. Для проверки обтекаемости токовых цепей используют современные установки типа РЕТОМ-11 или аналогичные. Для измерения вторичных токов и снятия векторных диаграмм удобно применять приборы типа ПАРМА ВАФ или РЕТОМЕТР Все приборы должны быть поверены, а испытательные установки аттестованы в соответствующих государственных органах (ЦСМ). Порядок проведения испытаний и измерений Проверка внешним осмотром 180 Внешний осмотр реле и аппаратуры релейной защиты производится со вскрытием крышек реле и осмотром механической части реле. Реле тока РТ40 и реле напряжения типа РН. Ревизия механической части. Якорь реле должен перемещаться от руки свободно, без заметного трения, люфт по оси должен быть в пределах 0,2-0,3 мм (на глаз). При необходимости люфт можно регулировать, освободив цапфу. Рисунок 4. Регулировка контактной группы реле. Рисунок 6.5 – Регулировка контактной группы реле Полка лепестка якоря в притянутом состоянии должна образовывать одинаковый зазор, без перекосов, около 0,6 мм. Положение якоря в зазоре регулируется упорным винтом, а величина и равномерность зазора - перемещением магнитопровода при отпущенных крепежных винтах. При всех положениях указателя уставки пружина должна четко возвращать якорь в исходное состояние после отпускания якоря рукой из любого положения. Верхний и нижний неподвижные контакты должны лежать в одной плоскости и должны быть параллельными. Проверяют затяжку гаек крепления неподвижных контактов к пластмассовой колодке. При этом отверткой удерживают крепежные винты во избежание смещения контактов. Подвижный контакт должен от руки свободно качаться вокруг оси. Суммарный воздушный зазор между пластинами неподвижного контакта и мостиком подвижного контакта в крайних положениях якоря должен составлять 2-2,5 мм. Проверяют, чтобы упорные винты, ограничивающие поворот якоря, не препятствовали вхождению полок якоря под полюсы, при этом подвижный контакт не должен задевать за торец неподвижного контакта при замыкании цепи, а также не должны доходить до края серебряных напаек неподвижного контакта в конце хода якоря на 1,5-2 мм (рис. 6.5). Точка касания подвижного контакта с неподвижным должна находиться на расстоянии 1-1,5 мм от края посеребренной части неподвижного контакта, совместный ход (скольжение по неподвижному контакту) составляет 1-1,5 мм. Прогиб (“провал”) неподвижных контактов при замыкании (при крайних положениях якоря) должен быть не менее 0,3 мм. Если заводская регулировка нарушена, то ее следует достигнуть либо смещением неподвижного контакта в пазу пластмассовой колодки, либо подгибанием его. Упорные винты 181 якоря вращать до электрических испытаний не следует, так как это может изменить коэффициент возврата и вывести реле из шкалы уставок. Впереди и позади пружинящих пластин неподвижного контакта имеются упоры, ограничивающие вибрацию контактов. Передний упор (со стороны неподвижного контакта) должен иметь зазор, просматриваемый на свет, а задний - несколько больший, но такой, чтобы пружина неподвижного контакта касалась упора лишь в конце поворота якоря при провале контакта. Осматривают состояние и крепление резисторов, полупроводниковых элементов, конденсаторов. Пинцетом проверяют качество пайки электрических контактов. Индукционные реле тока типа РТ-80, РТ-90. Ревизия механической части. Винт уставки тока срабатывания (переключения отпаек электромагнита) должен завинчиваться до конца без проворачивания во всех гнездах, плотно прилегая плоскостью головки к металлической планке. Регулировочный винт уставки отсечки должен хорошо тормозиться упорной пластиной. Рамка должна свободно качаться и иметь вертикальный люфт около 1 мм, а диск должен легко вращаться, имея люфт в подпятниках 0,3-0,5 мм. При вращении диска должен быть равномерный зазор не менее 0,3 мм между диском и полюсами постоянного магнита и электромагнита. Якорь элемента отсечки должен поворачиваться без заеданий (люфт в осевом направлении 0,1-0,2 мм), а правый конец его должен при срабатывании прилегать всей плоскостью среза к основному магнитопроводу. Проверяется свободное вращение сектора и зацепление червяка диска с сектором при повороте рамки с диском от руки при любом положении поводка, регулирующего время срабатывания (при любой уставке времени срабатывания). Проверяется чистота контактов и расстояние между подвижными и неподвижными контактами. Расстояние в разомкнутом состоянии должно составлять 2-3 мм, а для сигнальных контактов - не менее 1,5 мм. Провал контактов 0,8-1 мм. Реле времени типа РВ, ЭВ и другие с часовыми механизмами. При ревизии механической части проверяется ход плунжера (якоря) электромагнита. Плунжер должен иметь поперечный люфт 0,3-0,6 мм, хорошо полированные поверхности его не должны иметь следов коррозии. После нажатия на плунжер часовой механизм должен доводить стрелку с подвижным контактом до максимальной уставки (при соответствующем положении упорного неподвижного контакта) и замыкать неподвижные контакты. Подвижный контакт должен одновременно касаться серебряных напаек обеих пластин неподвижного контакта, не касаясь при этом самих пластин и обеспечивая прогиб их (провал) не менее чем на 0,7-1 мм. Подвижная пластина мгновенного переключающего контакта должна быть прямой, при касании размыкающего контакта она должна прогибаться в среднем на 0,5 мм, при замыкании замыкающего контакта - на 1-2 мм. Зазор между неподвижным и подвижным контактами должен быть около 2,5 мм, а у реле, работающих с ВУ-200, - 1,5 мм. При медленном опускании плунжера часовой механизм вместе со стрелкой должен вернуться в исходное положение. Промежуточные реле. При ревизии реле проверяется ход подвижных частей, исправность пружин, чистота контактных поверхностей, соответствие контактов проекту (при повторных проверках в режимах обслуживания «В», «К1» и «К» производится только осмотр контактов и регулировка механической части при необходимости). Многие реле требуют изменения контактных групп, т. е. преобразование замыкающих контактов в размыкающие или наоборот. Конструкции реле типов РП-23, РП-24 и серий РП-40, РП-250, РЭВ позволяют легко это осуществлять с помощью перестановки элементов. В нормально отрегулированных реле замыкание всех замыкающих и размыкание всех размыкающих контактов должно происходить соответственно одновременно. Часто, для обеспечения специальных режимов работы схемы или для получения определенных выдержек времени при срабатывании или повышенного коэффициента возврата допускаются отклонения от приведенных данных. Так, раствор контактов в цепи демпферных 182 обмоток можно уменьшить до 1-1,5 мм для того, чтобы было более надежным демпфирование; для получения безобрывного переключения цепей требуется уменьшить раствор в замыкающем и увеличить провал в размыкающем контакте, так чтобы провал был больше раствора соответствующих контактов. В нормальных случаях регулировочные данные контактных групп промежуточных реле представлены в таблице 6.1 Таблица 6.1 - Нормальная регулировка магнитных систем и контактов промежуточных реле Зазоры якоря, мм Контакты, мм Давление Тип реле замкнутых якорь якорь раствор провал контактов, Н (г) отпущен подтянут РП-23-РП-26, 1,6-2,2 2,5-3 0,6-1,0 0,4 0,12 (12) РП-232-РП-233 РП-251, РП254, 2,4-2,5 0,2 2,5-3 0,5 0,15 (15) РП-255 РП-252, РП-256 2,4-2,5 0,05 2,5-3 0,5 0,15 (15) РП-253 0,2 2 2 0,5 0,15 (15) РП-211, РП-215 0,5-0,5 1 0,25 1 0,05 (5) РП-212, РП-213, 0,3-0,4 1 0,25 1 0,03 (3) РП-214 ЭП-1 0,5 0,5 МКУ-48, ПЭ-6 2,5-2,8 0,5 2-3 РЭВ 3-4 1,5 РП-221, 0,05 (5) РП-222, 1 + немаг- 0,05 + не(неподвижного контакта на нитная магнитная 1 0,2-0,3 РП-223, РП-224, пластина пластина упорную пластину - 20) РП-225 Поскольку у этих реле времена замыкания (размыкания) контактов при срабатывании и регулировка этих времен связаны с регулировкой напряжения или тока срабатывания, необходимо все измерения производить после регулировки контактных групп в следующей последовательности: сначала проверяется напряжение (ток) срабатывания, затем измеряются и регулируются времена замыкания (размыкания) контактов, потом снова проверяются напряжение (ток) срабатывания и возврата. Если получаются удовлетворительные результаты, то реле включается в рабочую схему. При значительных отклонениях в регулировке зазоров и контактов от нормы (см. таблицу 1) или при увеличении времен возврата реле отключающие способности контактов реле ухудшаются. Поэтому после окончательной регулировки проверяют работу реле в схеме при включении и отключении нормальной рабочей нагрузки. При заметных искрениях и подгораниях контактов следует разгрузить контакты (отключить часть нагрузки, ввести дополнительное промежуточное реле, установить искрогасительный контур) либо перерегулировать реле; если возможно, то следует включить два-три контакта последовательно. Проверка сопротивления изоляции реле Измерение сопротивления изоляции производится на отдельных реле только в случае проверки и регулировки их перед установкой в общую схему защиты или на панель защиты. Если проверяется сопротивление изоляции реле в схеме, то реле не выводится из схемы, а проверка сопротивления изоляции производится в целом. Проверка электрических характеристик реле и уставок Реле тока РТ40 и реле напряжения типа РН. По схеме на рисунке 6.6 проверяют ток или напряжение срабатывания и возврата реле. У исполнительного органа реле серий РНТ и 183 ДЗТ проверяют трансформатора. ток и напряжение срабатывания отдельно, без промежуточного Рисунок 4. Схемы проверки тока и напряжения срабатывания и возврата реле: а - проверка реле напряжения и токовых реле (до 2-5 А); б - проверка реле тока до 100 А реостатом; в проверка реле тока с нагрузочным трансформатором; г - то же, но с регулировкой тока автотрансформатором; Q - рубильник; R1-R4 - регулировочные реостаты; RP - потенциометр; R добавочный резистор; TL - нагрузочный трансформатор; TUV - регулировочный трансформатор; K проверяемое реле. Рисунок 6.6 - Схема проверки тока и напряжения срабатывания и возврата реле Проверка производится в рабочем диапазоне реле при положениях указателя шкалы на первой и последней уставках (проверка шкалы) и на рабочей отметке шкалы, т. е. при заданной уставке. Реле должно быть “в шкале”, а ток или напряжение срабатывания не должны отличаться от заданной уставки более чем на 1-2 %. Проверка производится не менее 5 раз на каждой точке. Отклонение на 1 % от среднего значения свидетельствует о механических неисправностях или загрязнении подпятников. Если положение указателя не соответствует току или напряжению срабатывания, то следует поставить указатель на нужное деление шкалы, ослабить или затянуть пружину якоря, ослабив гайку, прижимающую снизу указатель. Ток или напряжение срабатывания можно увеличить или уменьшить, отвернув или завернув левый упорный винт. При этом, однако, можно нарушить правильность регулировки контакта и изменить коэффициент возврата реле. Иногда по условиям работы защиты требуется увеличить коэффициент возврата реле максимального тока или напряжения или уменьшить коэффициент возврата для минимальных реле. Следует иметь в виду, что, завинчивая левый упор, уменьшают ток срабатывания, не изменяя тока возврата (для максимальных реле), а завинчивая правый упор якоря, уменьшают ток возврата, не изменяя тока срабатывания, т. е. первая операция уменьшает коэффициент возврата, а вторая увеличивает. Для минимальных реле порядок операций обратный. Отклонение коэффициента возврата от номинального (0,8) нарушает правильность шкалы реле. Такую регулировку производят лишь при необходимости и только на рабочей уставке, а затем проверяют ток или напряжение работы реле на крайних делениях шкалы. При увеличении коэффициента возврата максимальных реле (или при уменьшении минимальных) может наблюдаться значительная вибрация контактов. Индукционные реле тока типа РТ-80, РТ-90. Проверка электрических характеристик проводится по схемам рисунка 6.7 б) и в). 184 Рисунок 6. Временные характеристики индукционных реле: а - РТ-81, РТ-83, РТ-85; б - РТ-82, РТ-84, РТ-86; в - РТ-91, РТ-95. Уставки на время срабатывания: 1 - 0,5 с; 2 - 1,0 c; 3 - 2 с; 4 - 3 с; 5 - 4 с (а, в); 1 - 2 с; 2 - 4 с; 3 - 8 с; 4 - 12 с; 5 - 16 с (б) индукционных реле Рисунок 6.7 - Временные характеристики При проверке следует выбирать R д 5 Z реле. Особенно важно соблюдать это условие при проверке работы индукционного элемента. За ток срабатывания индукционного элемента принимают ток, при котором червяк входит в надежное зацепление с зубчатым сектором. Если механическая часть реле исправна, то ток начала вращения диска должен быть не более 0,25 I ср . Срабатывание должно быть четким: если рамка начала движение, то движение должно закончиться вхождением в зацепление червяка с зубчатым сектором. "Плавание" рамки при токе срабатывания недопустимо. Если наблюдается плавание, то следует подогнуть стальную скобу, которая расположена внизу рамки, так, чтобы при срабатывании конец скобы приблизился к электромагниту. При этом уменьшится коэффициент возврата реле. Если ток срабатывания индукционного элемента отличается более чем на 5% от заводской шкалы, то следует регулировать ток срабатывания изменением натяжения возвратной пружины рамки реле, которая расположена внизу рамки. Коэффициент возврата реле должен быть не менее 0,8. Желательно при наладке реле отрегулировать k в выше номинального (0,85-0,87). Ток возврата можно регулировать (в малых пределах) упорным винтом подвижной рамки. Проверка токов срабатывания и возврата производится не менее 5 раз на каждой уставке. Особенностью проверки отсечки (элемента без замедления при срабатывании) является то, что для проверки требуются большие токи, при которых реле перегружается и обмотка его перегревается. Поэтому источник тока при этих проверках необходимо подключать кратковременно. Рекомендуется пользоваться при проверке тока срабатывания “импульсным” (максимальным) амперметром и, быстро увеличивая ток до срабатывания отсечки, отключать ток сразу после срабатывания реле. Импульсным действием обладают практически все цифровые амперметры с функцией Hold. 185 Реле времени типа РВ, ЭВ и другие с часовыми механизмами. Проверяются напряжения срабатывания и возврата, которые должны быть в пределах, указанных в таблице 6.2. Проверяется время срабатывания реле на наибольшей уставке по шкале и на рабочей (заданной) уставке. Таблица 6.2 -Технические данные реле времени с часовым механизмом Время замкнутого U ср Uв состояния проскальзывающих U ном U ном контактов, с Реле постоянного тока U ном - 24, 48, 110 или 220 В; Р, Вт Тип реле Пределы уставок, с Максимальн ый разброс, с Мощнос Примечание ть Р ЭВ-112 0,1-1,3 0,06 0,05-0,1 0,7 0,1 30 ЭВ-113 0,1-1,3 0,06 - 0,7 0,03-0,05 30/15 ЭВ-114 0,1-1,3 0,06 - 0,7 0,1 30 ЭВ-122 0,25-3,5 0,12 0,17-0,25 0,7 0,1 30 ЭВ-113, ЭВ123, ЭВ-133, ЭВ-123 0,25-3,5 0,12 - 0,7 0,03-0,05 30/15 ЭВ-143 длительно ЭВ-124 ЭВ-132 ЭВ-133 ЭВ-134 ЭВ-142 ЭВ-143 ЭВ-144 0,25-3,5 0,5-9 0,5-9 0,5-9 1-20 1-20 1-20 0,12 0,25 0,25 0,25 0,8 0,8 0,8 0,45-0,65 1-1,5 - 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,1 0,1 0,03-0,05 0,1 0,1 0,03-0,05 0,1 30 30 30/15 30 30 30/15 30 При напряжении 1,1 U ном реле могут находиться не более 2 мин; Если в результате электрических испытаний будет установлено, что время срабатывания не соответствует показаниям шкалы, то следует ослабить винты, крепящие шкалу, и повернуть ее в нужном направлении. Если же реле срабатывает значительно медленнее или разброс времени срабатывания больше нормы, то реле заменяется на новое, либо заменяется часовой механизм с повторным регулированием механической части и проверки электрических характеристик. Промежуточные реле. У всех реле, кроме ЭП-1/0,25-ЭП-1/7,5, РП-232 и РП-254, проверяется напряжение срабатывания и возврата. Если реле имеет удерживающие последовательные (токовые) обмотки, то вместо напряжения возврата проверяется минимальный ток удерживания. У реле РП-232 и РП-254 проверяется ток срабатывания, напряжение и ток удерживания, кроме того, проверяется, что при напряжении 1,15 U ном реле не срабатывает. У реле ЭП-1/0,25-ЭП-1/7,5 проверяется только ток срабатывания. У реле, имеющих специальные устройства для замедления срабатывания или отпускания, проверяются времена срабатывания и отпускания. У остальных реле мгновенного действия обычно времена работы проверяются в схеме вместе с другими реле при их взаимодействии. Поскольку у этих реле времена замыкания (размыкания) контактов при срабатывании и регулировка этих времен связаны с регулировкой напряжения или тока срабатывания, необходимо все измерения производить после регулировки контактных групп в следующей последовательности: сначала проверяется напряжение (ток) срабатывания, затем измеряются и регулируются времена замыкания (размыкания) контактов, потом снова проверяются напряжение (ток) срабатывания и возврата. Если получаются удовлетворительные результаты, то реле включается в рабочую схему. 186 У реле РП-210, РП-220, РП-230, РП-254 проверяются однополярные выводы. Включением двух или трех удерживающих последовательных (токовых) обмоток в последовательную цепочку можно уменьшить соответственно в 2 или 3 раза номинальный ток удерживания. Изменение начального воздушного зазора изменяет параметры срабатывания реле. Шлифовка поверхностей магнитопровода и якоря реле в месте их смыкания значительно снижает напряжение возврата и увеличивает время возврата. После регулировки времени работы контактов повторно проверяется напряжение (ток) срабатывания, удерживания и возврата реле. При значительных отклонениях в регулировке зазоров и контактов от нормы или при увеличении времен возврата реле отключающие способности контактов реле ухудшаются. Поэтому после окончательной регулировки проверяют работу реле в схеме при включении и отключении нормальной рабочей нагрузки. При заметных искрениях и подгораниях контактов следует разгрузить контакты (отключить часть нагрузки, ввести дополнительное промежуточное реле, установить искрогасительный контур) либо перерегулировать реле; если возможно, то следует включить два-три контакта последовательно. 6.4 Цепи вторичной коммутации в распределительных устройствах, оснащенных цифровыми устройствами РЗА С применением цифровых терминалов, имеющих малогабаритные выходные реле, и новых типов выключателей весьма остро встает вопрос о согласовании коммутационной способности выходных реле с током срабатывания электромагнитов отключения выключателей. В классических схемах с электромеханическими релейными защитами применялись выходные реле типа РП-23, имеющие коммутационную способность 100 Вт при постоянном токе с индуктивной нагрузкой, т.е. 0,45А при напряжении 220В. Цепь отключения выключателя разрывалась его вспомогательными контактами (имеющими значительную коммутационную способность) в начале хода выключателя на отключение, что гарантировало опережающий разрыв цепи отключения вспомогательными контактами привода, а не выходным реле защиты. Тем не менее в эксплуатации наблюдались случаи выгорания контактов выходных реле защиты при разрегулировке вспомогательных контактов привода. Для их предотвращения в цепь отключения включали несколько последовательно соединенных контактов выходного реле, отрегулированных на одновременное размыкание цепи. Разрывная мощность при этом увеличивалась пропорционально количеству последовательно включенных контактов. Малогабаритные выходные реле терминалов, занятые в цепях управления выключателем, имеют примерно такую же или меньшую коммутационную способность (например, 0,25 А в SEPAM). В то же время вакуумные и элегазовые выключатели имеют настолько малый ход подвижных контактов, что обеспечить опережающий разрыв цепи отключения вспомогательными контактами привода весьма затруднительно. Следует также учитывать, что в традиционных схемах выходное реле защиты работало редко, только при отключении повреждений, а в терминале оно будет работать всегда, даже при оперативных переключениях. Поэтому логику терминала выполняют так, чтобы обеспечить удерживание выходного реле в сработанном состоянии до отключения приводаё. Однако при ее отказах или неверной настройке выходное реле при операции отключения привода может сгореть, что вызовет необходимость замены всей платы выходных реле или даже всего терминала. Поэтому очень важно использовать приводы с минимальным потреблением катушек отключения. Заводы — изготовители выключателей постоянно совершенствуют конструкцию их приводов и снижают потребление электромагнитов включения и отключения. Например, электромагниты включения и отключения пружинного привода элегазового выключателя типа LF производства Shneider Electric для присоединений напряжением 10(6) кВ потребляют всего 50 Вт или 0,23 А (при напряжении постоянного тока 220 В). Электромагниты включения и 187 отключения пружинного привода выключателя MASTERPACT той же фирмы для присоединений напряжением 0,4 кВ потребляют 20 Вт или 0,1 А при напряжении оперативного постоянного тока 220 В (сравните с приводом выключателя ВА-55, который потребляет 2,5 кВт!). Электромагнитный привод вакуумного выключателя НПП "Контакт" (г. Саратов) выпускается с электромагнитом отключения на ток 0,45 А, хотя по заказу он может составлять 1,5; 2,5 А (для замены выключателей в действующих установках с последовательными указательными реле). Снижение потребления электромагнитов включения и отключения повышает надежность функционирования выходных реле цифровых терминалов и позволяет уменьшить мощность источников оперативного тока. Поэтому при выборе тока срабатывания электромагнита отключения следует отдавать предпочтение наименьшим значениям. При применении терминалов в действующих установках и больших токах электромагнита отключения выключателя выходное реле терминала следует включать в цепь отключения привода через дополнительное промежуточное реле. Для передачи команд на отключение фидера от общесекционных устройств защиты минимального напряжения и АЧР предпочтительно использовать индивидуальные выходные реле этих устройств, установленные в релейном отсеке данного присоединения, обмотки которых подключены на соответствующие шинки. Можно было бы принять эти команды и без использования индивидуальных выходных реле, подключив "плюс" и "минус" шинок АЧР и ЗМН (EPF, EVM И - 1ЕС) непосредственно к изолированным дискретным входам терминала. Однако такое решение неприемлемо по следующим причинам. При высокоомных входах неизбежно возрастание ложных действий по сравнению с существующими схемами коммутации на электромеханических реле, например, при замыканиях на землю в сети постоянного оперативного тока или при эксплуатационных снижениях изоляции вторичных цепей. Из-за снижения изоляции наблюдались ложные срабатывания входов РПО и РПВ терминалов SPAC, для их предотвращения было рекомендовано зашунтировать эти входы резисторами. Поэтому соблюдение классического принципа действия одних устройств на другие через контакты выходных реле представляется чрезвычайно важным. Это обеспечивает большую помехозащиту, предотвращает возможность ложного срабатывания высокоомных входов при замыканиях на землю в оперативных цепях, при снижении сопротивления изоляции, а также создает максимальные удобства для регламентных проверок этих устройств в процессе эксплуатации. Оптоэлектрические преобразователи каналов связи терминалов с верхним уровнем АСУ, устанавливаемые в релейных отсеках КРУ (при петлевой схеме их подключения), получают питание от шинок ШС или специально проложенных шинок, а не от шинок оперативного тока присоединения. При этом их питание не зависит от оперативного тока присоединения. В противном случае при выводе в ремонт одного из присоединений и снятии оперативного тока оптоэлектрический преобразователь, а с ним и вся оптическая петля перестают работать, и связь соседних присоединений с верхним уровнем АСУ также обрывается. Количество терминалов секции, подключенных в одну линию (петлю) передачи информации, принимают не более восьми по условиям быстродействия АСУ. Вместо оптической связи в пределах такой группы терминалов можно применить электрический канал RS-485, выполненный на экранированной витой паре, с последующим преобразованием в оптический сигнал при выходе за пределы металлических конструкций секции. В настоящее время фирмы — изготовители цифровых защит и верхнего уровня АСУ переходят с кольцевой на радиальную топологию связей с каждым терминалом, это позволяет существенно увеличить быстродействие АСУ. 6.5 Виды технического обслуживания устройств РЗА Период эксплуатации или срок службы устройств РЗА до списания определяется моральным либо физическим износом устройства до такого состояния, когда восстановление 188 его становится нерентабельным. В срок службы устройства, начиная с проверки при новом включении входят несколько межремонтных периодов, каждый из которых может быть разбит на характерные с точки зрения надежности этапы: период приработки, период нормальной эксплуатации и период износа. В соответствии с РД 153-34.3-35.613-00 устанавливаются следующие виды планового ТО устройств РЗА: проверка при новом включении (наладка) (Н); первый профилактический контроль (К1); профилактический контроль (К); профилактическое восстановление (ремонт) (В); опробование (тестовый контроль) (О); технический осмотр. Кроме того, в процессе эксплуатации могут проводиться следующие виды внепланового технического обслуживания: внеочередная проверка; послеаварийная проверка. Проверка при новом включении (наладке) устройств РЗА проводится при вводе в работу подстанции, вновь смонтированного отдельного присоединения или при реконструкции устройств РЗА на действующем объекте. При этом оценивается исправность аппаратуры и вторичных цепей, правильность схем соединений, проводится проверка работоспособности устройств РЗА в целом. В соответствии с НД ПАО «Транснефть» если проверка при новом включении проводилась сторонней наладочной организацией, включение новых и реконструированных устройств без приемки их службой, ответственной за исправное состояние и безопасную эксплуатацию энергетического оборудования обслуживаемого объекта, и ООО «ТЭС» запрещается. Приемка в эксплуатацию устройств РЗА проводится в соответствии с п.7.2 РД29.240.30-КТН-083-17. Специалистами ООО «ТЭС» выполняется технологический контроль приемки оборудования после наладки устройств РЗА на объекте. Первый профилактический контроль устройств РЗА проводится для выявления и устранения дефектов (неисправностей) в начальный период эксплуатации. Профилактический контроль устройств РЗА и их элементов проводится с целью выявления и устранения возникших в процессе эксплуатации дефектов, способных вызвать ложные срабатывания или отказы срабатывания устройств РЗА. Если при проведении профилактического контроля выявлен отказ устройства или его элементов, то проводится устранение причины, вызвавшей отказ, и, при необходимости, профилактическое восстановление. Профилактическое восстановление производится в целях проверки исправности аппаратуры и цепей, соответствия уставок и характеристик реле заданным, восстановления или замены износившейся аппаратуры и ее частей, проверки устройства РЗА в целом. Профилактическое восстановление производится также в целях восстановления отдельных менее надежных (имеющих малый ресурс или большую скорость выработки ресурсов) элементов устройств. В зависимости от условий внешней среды и состояния аппаратуры объем частичного восстановления устройств РЗА, расположенных в шкафах наружной установки, может быть расширен. Опробование (тестовый контроль) – проверка работоспособности устройств РЗА и приводов коммутационных аппаратов. Опробование проводится с помощью встроенных элементов опробования либо имитацией срабатывания пусковых органов устройств РЗА. Назначением периодических опробовании является дополнительная проверка работоспособности наименее надежных элементов устройств РЗА: реле времени с часовым механизмом, технологических датчиков, приводов коммутационных аппаратов (исполнительных механизмов). 189 Тестовый контроль как дополнительный вид технического обслуживания применяется для микроэлектронных устройств, имеющих соответствующие встроенные средства. При тестовом контроле осуществляется, как правило, проверка работоспособности части устройства. Тестовый контроль выполняется по мере необходимости, но не реже 1 раза в 6 месяцев. Опробование устройств АВР должно проводиться не реже 1 раза в 6 месяцев Необходимость и периодичность проведения опробований других устройств РЗА определяется местными условиями и утверждаются главным инженером ОСТ. Кроме того, опробования рекомендуется проводить в годы, когда не выполняются другие виды обслуживания. Если при проведении опробования выявлен отказ устройства или его элементов, то проводится устранение причины, вызвавшей отказ, и, при необходимости, профилактическое восстановление. Правильное действие устройств РЗА в трехмесячный период до намеченного срока опробования может быть засчитана за проведение очередного опробования. При частичном изменении схем или реконструкции устройств РЗА, при восстановлении цепей, нарушенных в связи с ремонтом основного оборудования, при необходимости изменения уставок или характеристик реле и устройств проводятся внеочередные проверки устройств РЗА. Послеаварийные проверки проводятся для выяснения причин отказов функционирования или неясных действий устройств РЗА. Периодически должны проводиться внешние технические осмотры аппаратуры и вторичных цепей, проверки положения переключающих устройств и испытательных блоков. Технические осмотры должны проводиться по утвержденному графику не реже 2 раз в год с целью проверки состояния аппаратуры и цепей РЗА. При этом предусматривается выполнение работ в объеме ежедневного контроля состояния устройств РЗА, а также: - очистка устройств РЗА от пыли и загрязнений; - проверка соответствия положения накладок и переключающих устройств оборудования; - проверка состояния контактных соединений между заземляющим проводником и оборудованием, отсутствия обрывов заземляющего проводника, отсутствия коррозии в местах присоединения, наличия антикоррозионного покрытия, подтяжки болтовых соединений; - проверка наличия и исправности выключателей автоматических и предохранителей. 6.6 Периодичность технического обслуживания устройств РЗА Все устройства РЗА, включая вторичные и коммутационные цепи, измерительные трансформаторы, относящиеся к устройствам РЗА, должны периодически подвергаться техническому обслуживанию. В зависимости от типа устройств РЗА и условий их эксплуатации в части воздействия различных факторов внешней среды цикл технического обслуживания установлен от трех до шести лет. Под циклом технического обслуживания понимается период эксплуатации устройств между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями, в течение которого выполняются в определенной последовательности установленные виды технического обслуживания, предусмотренные настоящим документом. По степени воздействия различных факторов внешней среды на аппараты в электрических сетях должны быть выделены две категории помещений: I категория – закрытые, сухие отапливаемые помещения; II категория – помещения с большим диапазоном колебаний температуры окружающего воздуха, в которых имеется сравнительно свободный доступ наружного воздуха (металлические помещения, ячейки типа КРУН, КТП и др.), а также помещения, находящиеся в районах с повышенной агрессивностью среды. 190 Периодичность и циклы проведения ТО устройств РЗА – в соответствии с таблицей 6.3 для РЗА. Т а б л и ц а 6.3 – Периодичность и циклы проведения ТО устройств РЗА Количество лет эксплуатации № Место установки Цикл ТО п/п устройств РЗА 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 В помещениях I 1 раз в 6 1 категории Н К1 - - К - В - К лет (вариант 1) В помещениях I 1 раз в 3 2 категории Н К1 - В - - В - - В года (вариант 2) В помещениях II 1 раз в 3 3 Н К1 - В - - В - - В категории года 10 11 12 К - В - - В - - В Примечания 1. В настоящей таблице приняты следующие обозначения: Н – проверка при новом включении; К1 – первый профилактический контроль; К – профилактический контроль; В – профилактическое восстановление; 2. В таблице не указаны обязательные опробования/тестовый контроль. Необходимость и периодичность проведения опробований или тестового контроля определены в п. 14.1.6 настоящего документа. Устройства РЗА на электронной и микроэлектронной элементной базе в сухих отапливаемых помещениях капитальных зданий должны обслуживаться с цикличностью 6 лет (вариант 1 для помещений I категории). Устройства РЗА на электромеханической элементной базе в помещениях I категории должны обслуживаться с цикличностью 3 года (вариант 2). Все устройства РЗА в помещениях II категории должны обслуживаться с цикличностью 3 года. ТО дуговой защиты на фототиристорах в объеме профилактического восстановления выполняется ежегодно. Дуговые защиты других типов должны обслуживаться с цикличностью 3 года. В отдельных обоснованных случаях продолжительность цикла ТО устройств РЗА может быть сокращена. Указанная в таблице 1.12 периодичность ТО относится к периоду эксплуатации устройств РЗА, соответствующему установленному изготовителем сроку службы устройств. Для МП РЗА рекомендуется устанавливать укороченные на 6 месяцев периоды между проверками в первые 2 года и после 10 лет эксплуатации. Периодичность ТО расцепителей автоматических выключателей напряжением 0,4 кВ рекомендуется принимать равным 3 годам. Первый профилактический контроль устройств РЗА должен проводиться через 10 - 18 месяцев после включения устройств в работу. Периодичность ТО аппаратуры и вторичных цепей устройств дистанционного управления и сигнализации принимается такой же, как для соответствующих устройств РЗА. Периодичность и объем работ при проведении ТО устройств типа БАВР/ТАВР должны соответствовать указаниям изготовителей, приведенным в технической документации. 6.7 Типовой объем работ по техническому обслуживанию устройств РЗА ТО устройств РЗА должно осуществляться в соответствии с требованиями ПТЭЭП, РД29.240.30-КТН-083-17, РД-13.220.00-КТН-148-15, РД 153-34.3-35.613-00, РД 153-34.0-35.6172001, Федерального закона от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений», 191 СО 34.35.302-2006, инструкций изготовителей и РД-29.020.00-КТН-027-17, если иного не предусмотрено указанным документом. Если проверку при новом включении проводит сторонняя наладочная организация, то такие работы должны проводится по договору выполнения ПНР. Плановое ТО устройств РЗА рекомендуется совмещать с проведением ТОР основного электрооборудования. При неисправности МП РЗА в период гарантийного срока эксплуатации ремонт устройства должен проводиться изготовителем или организацией сертифицированной изготовителем на выполнение ремонтов. Проверка при новом включении (наладка) устройств РЗА должна проводиться специализированной подрядной организацией. При выявленных отклонениях в работе устройств РЗА в период между наладкой и первым профилактическим контролем допускается проведение первого профилактического контроля с привлечением персонала организации, выполнявшей наладочные работы, изготовителя или сертифицированной им организации. При отклонениях в работе устройств МП РЗА допускается привлечение персонала изготовителя или сертифицированной им организации к проведению профилактического восстановления. ТО оборудования БАВР/ТАВР должен выполнять обученный и квалифицированный персонал изготовителя, специализированных организаций, проводящих обслуживание устройств РЗА, либо организациями, имеющими разрешение на проведение работ от изготовителя. Все работы на устройствах РЗА должны проводиться с последующей записью в журнале в соответствии с РД-13.110.00-КТН-141-13 (приложение Г, часть 2). Работы по ТО устройств РЗА должен выполнять обученный и квалифицированный персонал. Технические осмотры устройств РЗА должны выполняться специалистами, ответственными за исправное состояние и безопасную эксплуатацию энергетического оборудования обслуживаемого объекта, по результатам осмотра заполняется лист осмотра в соответствии с приложением А. Технические осмотры рекомендуется проводить при подготовке к испытаниям устойчивой работы. Сбор, обработка и использование информации, полученной при эксплуатации устройств РЗА выполняется в соответствии с РД-29.020.00-КТН-027-17. В процессе эксплуатации все сведения о проведенных работах по ТО РЗА должны заноситься в паспорт – протокол (см. приложение Б). При отсутствии в паспорте–протоколе разделов для внесения сведений по ТО РЗА или при отсутствии паспорта–протокола в ОСТ разрабатывается эксплуатационный паспорт. Устройства РЗА должны быть обеспечены запасными частями и материалами для своевременного и качественного выполнения ТО – технологическим резервом (неснижаемым запасом), в соответствии с РД-29.020.00-КТН-027-17. Каждый из видов ТО содержит объем работ, выполняемых в определенной последовательности в соответствии с таблицей 6.4. Т а б л и ц а 6.4 – Перечень работ по видам ТО № п/п 1 1 2 3 4 5 Наименование и последовательность выполнения работ 2 Подготовительные работы Осмотр состояния наружных элементов и поверхностей Проверка соответствия смонтированных устройств проекту Предварительная проверка заданных уставок Внутренний осмотр и проверка механической части аппаратуры Вид ТО Н Н Н – К1 К1 – К1 3 К К – – В В – В О – – О Н К1 К В – 192 6 7 8 9 10 Проверка сопротивления изоляции отдельных узлов Н – Проверка электрических характеристик Н К1 Проверка взаимодействия элементов устройств Н К1 Измерение и испытание изоляции устройств в полной схеме Н К1 Комплексная проверка устройств Н К1 Проверка взаимодействия устройства с другими устройствами защиты, автоматики, управления и 11 Н К1 сигнализации и действия устройства на коммутационные аппараты Проверка действия выходных реле на коммутационный 12 аппарат 13 Проверка устройств рабочим током и напряжением Н К1 Подготовка устройств релейной защиты и автоматики к 14 Н К1 включению П р и м е ч а н и е – В настоящей таблице приняты следующие обозначения: К К – К – В В В В – – – – - В – К - О К В - К В О - Н – проверка при новом включении; - К1 – первый профилактический контроль; - К – профилактический контроль; - В – профилактическое восстановление; - О – периодическое опробование. Типовой объем работ по проверке характеристик отдельных устройств РЗА при ТО приведен в РД-29.020.00-КТН-027-17. 6.8 Контроль технического состояния устройств РЗА в процессе эксплуатации В соответствии с НД ПАО «Транснефть» в процессе эксплуатации оперативным персоналом с записью в оперативный журнал 1 раз в месяц должны контролироваться условия работы устройств РЗА: - допустимые температура; - влажность; - вибрация; - уровень помех; - запыленность воздуха; - отклонения рабочих параметров от номинальных. Устройства аварийной и предупредительной сигнализации должны опробоваться по утвержденному графику, а также при проведении ТО электротехнического оборудования. При этом должны проверяться: - наличие и величина напряжения цепей сигнализации и оперативного тока; - исправность предохранителей и автоматических выключателей во вторичных цепях; - исправность микропроцессорного блока центральной сигнализации, в том числе проверка результатов самодиагностики по светодиоду «ГОТОВ». Оперативный контроль технического состояния устройств РЗА на обслуживаемом объекте проводится дежурным персоналом 1 раз в смену. При этом проводятся осмотр устройств РЗА и устранение выявленных повреждений. При внешнем осмотре проверяются: - целостность устройств РЗА; - правильность положения переключающих устройств и элементов РЗА, которыми осуществляется управление; - исправность и состояние автоматических выключателей и предохранителей в цепях РЗА и управления; - исправность и состояние регистрирующих приборов; 193 - отсутствие аварийной и предупредительной сигнализации (светодиоды, сообщения на дисплее) на лицевой панели пульта МП РЗА; - положение переключателей АВР, АПВ и других устройств автоматических режимов; - наличие и состояние крепежных элементов устройств РЗА, переключателей, ламп сигнализации; - наличие и состояние обозначений и диспетчерских наименований на панелях и шкафах РЗА; - отсутствие пыли и загрязнений на устройствах РЗА и ключах управления, лампах сигнализации, расположенных на лицевой стороне шкафов и панелей защит. 6.9 Основные требования обслуживанию устройств РЗА к технической документации по В соответствии с п.7.1 РД-29.240.30-КТН-083-17 в СРЗА на устройства РЗА, находящиеся в эксплуатации, должна быть следующая техническая документация: паспорта-протоколы устройств РЗА присоединений от 6 до 220 кВ. Форма паспорта-протокола приведена в приложении А; типовые и/или рабочие программы ТО устройств РЗА присоединений; карты уставок РЗА на все присоединения. Форма карты уставок приведена в приложении В; исполнительные рабочие схемы: принципиальные, монтажные или принципиальномонтажные; рабочие программы вывода из работы (ввода в работу) сложных устройств РЗА с указанием последовательности, способа и места отсоединения их цепей от остающихся в работе устройств РЗА, цепей управления оборудованием, цепей тока и напряжения. Перечень устройств РЗА, на которые должны быть составлены рабочие программы, утверждается техническим руководителем энергосистемы или энергообъекта. Результаты ТО должны быть занесены в паспорт-протокол (подробные записи по сложным устройствам РЗА при необходимости должны быть сделаны в журнале РЗА). На каждом энергообъекте, в службах и подразделениях, ответственных за эксплуатацию устройств РЗА, должен быть установлен перечень необходимых инструкций по их оперативному обслуживанию. Перечень утверждается техническим руководителем энергообъекта. Полный комплект инструкций по оперативному обслуживанию устройств РЗА в соответствии с утвержденным перечнем должен находиться в службах и подразделениях, ответственных за эксплуатацию устройств РЗА. Все изменения в энергоустановках, касающиеся устройств РЗА, выполненные в процессе эксплуатации, должны быть внесены в инструкции по оперативному обслуживанию устройств РЗА, схемы и чертежи до ввода в работу за подписью уполномоченного лица с указанием его должности и даты внесения изменения. Информация об изменениях в инструкциях, схемах и чертежах должна доводиться до сведения всех работников (с записью в журнале распоряжений), для которых обязательно знание этих инструкций, схем и чертежей. Перечни инструкций и инструкции по оперативному обслуживанию устройств РЗА должны пересматриваться 1 раз в 3 года. В перечне инструкций должна выполняться отметка о наличии инструкции на конкретное устройство РЗА, содержащая дату, должность, фамилию, имя, отчество лица, проводившего проверку. Конкретный состав документов для каждого рабочего места должен определять технический руководитель энергообъекта с учетом местных условий: установленной мощности, организационной и производственной структуры, количеством рабочих мест и зон разграничения оперативного обслуживания оборудования энергообъекта. В соответствии с РД-13.110.00-КТН-141-13 все работы на устройствах РЗА должны проводиться с последующей записью в журнале РЗАиТ (приложение Г). 194 6.10 Формирование графиков проверки устройств РЗА, разработка программ и методик проверки устройств РЗА В соответствии с НД ПАО «Транснефть» техническое обслуживание устройств РЗА должно выполняться в соответствии с утвержденными многолетним и годовым планамиграфиками его проведения. Многолетний план-график ТО устройств РЗА составляется на основе: - периодичности выполнения работ в соответствии с РД-29.020.00-КТН-027-17; - данных о показателях надежности (наработка на отказ за последние 2 года); - информации о выполненных ранее ТО и ремонтных работах, режимах и условиях эксплуатации; - оценки фактического технического состояния устройств РЗА. Многолетний план-график ТО устройств РЗА разрабатывается персоналом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию объектов электроэнергетического хозяйства ОСТ не позднее 15 февраля года, предшествующего первому планируемому году в составе многолетнего периода, и утверждается главным энергетиком и главным инженером ОСТ не позднее 01 марта года, предшествующего первому планируемому году в составе многолетнего периода. Утвержденные ОСТ многолетние планыграфики ТО устройств РЗА направляются на согласование в ООО «ТЭС» не позднее 15 марта года, предшествующего первому планируемому году в составе многолетнего периода. Годовой план-график ТО устройств РЗА разрабатывается персоналом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию объектов электроэнергетического хозяйства ОСТ на основании многолетнего плана-графика ТО устройств РЗА не позднее 15 августа и утверждается главным энергетиком и главным инженером ОСТ не позднее 1 сентября года, предшествующего планируемому. Утвержденные ОСТ годовые планы-графики ТО устройств РЗА направляются на согласование в ООО «ТЭС» не позднее 05 сентября года, предшествующего планируемому. На основании потребности ОСТ в проведения ТО устройств РЗА и в соответствии с утвержденным многолетним планом-графиком формируется перспективная Программа. Годовая Программа на планируемый год формируется в составе очередной перспективной Программы ОСТ на каждый год планируемого перспективного периода, а также в соответствии с утвержденным годовым планом-графиком ТО устройств РЗА ОСТ. Работы в действующих электроустановках по ТО устройств РЗА со сложными внешними связями или требующие координации отдельных этапов работ, особенно охватывающих несколько объектов или связанных с большим объемом работ по сложной реконструкции устройств РЗА, должны выполняться по программам. Перечень таких устройств РЗА должен разрабатываться и утверждаться структурным подразделением (филиалом) ОСТ и пересматриваться не реже 1 раза в 2 года. Программа на проведение ТО устройств РЗА должна составляться ответственным исполнителем и утверждаться техническим руководителем подразделения, проводящего работы по ТО устройств РЗА. Программы составляются в целях обеспечения такого порядка работ в устройствах РЗА действующих электроустановок, который не привел бы к снижению надежности работы подстанций и был бы безопасным для персонала, проводящего эти работы. В программах должны быть указаны объемы и порядок производства тех этапов работ, проведение которых связано с возможным нарушением режимов работы электроустановок и технологических систем обслуживаемого объекта, либо при их проведении возможно ложное действие или отказ какого-либо устройства РЗА при ошибочных действиях персонала, осуществляющего ТО устройств РЗА. Программа работ должна содержать: объект, наименование, цель, объем и последовательность работы (расширение объема по сравнению с объемом, указанным в программе, не допускается); 195 исходное состояние оборудования и устройств РЗА, если это требуется по условиям производства работ; указания о состоянии схемы первичных соединений и режимах работы электрооборудования к моменту окончания работ с устройствами РЗА; перечень мер, предотвращающих непредусмотренные воздействия на оборудование (как работающее, так и выведенное в ремонт) и на цепи других устройств РЗА. Для облегчения составления программ персоналом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию энергетического оборудования обслуживаемого объекта должны быть подготовлены утвержденные типовые программы. Перечень таких программ определяется составом устройств РЗА, находящихся в эксплуатации. При наличии типовых программ составление разовой программы работ упрощается и сводится к ссылке на типовую программу и записи дополнений к ней. Если в типовой программе содержатся исчерпывающие сведения о порядке проведения работы, то допускается рабочую программу не составлять. Проверка МП РЗА должна проводится по методикам, приведенным в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации заводов-изготовителей. 6.11 Современная аппаратура для проверки защитных устройств, в том числе устройства РЕТОМ Комплекс программно-технический измерительный РЕТОМ™-61 (далее – комплекс) предназначен для измерения напряжения постоянного и переменного тока, интервалов времени, а также воспроизведения напряжения и силы переменного и постоянного тока, частоты и времени (см. рисунок 6.8) Комплекс применяется в качестве калибраторов напряжения и силы переменного тока, для проверки характеристик параметров настройки электромеханических, полупроводниковых, микропроцессорных реле и панелей РЗА при эксплуатации энергетических объектов в различных отраслях промышленности. Комплекс состоит из устройства РЕТОМ-61 (далее – устройство), программного обеспечения и имеет следующие функциональные возможности: Генерирует две трехфазные системы тока, трехфазное напряжение и с 3Uo, которые управляются независимо друг от друга по модулю, фазе и частоте. Это позволяет в ручном и автоматическом режиме проверять характеристики устройств РЗА при имитации различного вида аварий и других аномальных режимах энергосистем (качаниях, асинхронном ходе и т.д.); Выполняет поиск как статических параметров срабатывания защиты при плавном изменении входных параметров, так и динамических, - при подаче сигналов толчком; С помощью дискретных сигналов имитирует различные режимы работы внешних элементов схемы защиты, создавая корректные условия проверки различных ее функций; Принимает и обрабатывает поступающие дискретную и аналоговую информацию, контролируя реакцию защиты на текущее воздействие; 196 Рисунок 6.8 - Внешний вид РЕТОМ-61 Измеряет временные характеристики защиты и регистрирует работу его дискретных выходов; Выполняет проверки защиты при различных уровнях питающего напряжения; Осциллографирует как выдаваемые, так и внешние аналоговые сигналы, позволяя сопоставить их с данными регистратора дискретных сигналов, что позволяет легко проанализировать работу защиты; Выполняет измерения величины постоянного и переменного напряжения, постоянного и переменного тока (с помощью клещей), основную частоту и спектральный состав сигнала, фазовый угол между двумя сигналами и т.д; Большой набор программных модулей позволяет автоматически оценивает правильность защитных функций и точность параметров и уставок практически всех видов устройств РЗА и создавать протоколы их испытаний. При этом предоставлена возможность наблюдать на экране компьютера весь ход проверки, анализировать промежуточные результаты и, в необходимых случаях, корректировать условия проверки; Совместно с устройством РЕТОМ-61 позволяет в реальном времени обмениваться с проверяемой защитой логическими сигналами в виде GOOSE-сообщениями и подавать цифровые данные тока и напряжения в виде SV-потока в соответствии с МЭК 61850; Совместно с устройством РЕТ-GPS можно создать диагностическую систему, состоящую из 2 и более комплексов расположенных по концам линии, которые работают одновременно и абсолютно синхронно, что очень важно при проверке устройств защит типа ДФЗ-201. 197 Структура и принцип работы комплекса Структура комплекса представлена на рисунке 6.9 Рисунок 6.9 – Структура комплекса РЕТОМ-61 Пользователь с помощью программы управления комплексом задает режим его работы. Компьютер в соответствии с заданным алгоритмом делает необходимые вычисления и передает данные на внутренний контроллер устройства РЕТОМ-61. По полученной информации внутренний контроллер рассчитывает массив цифровых выборок тока и напряжения. Интерфейсный модуль передает эти выборки на цифро-аналоговые преобразователи, которые формируют аналоговый сигнал для соответствующих усилителей. На выходе усилителей появляются аналоговые сигналы тока IA, IB, IC, IA1, IB1, IC1 и напряжения UA, UB, UC, 3UО заданных величин, которые подаются на измерительные входы проверяемой защиты. Состояние дискретных выходов проверяемого устройства защиты и входы АЦП опрашиваются внутренним контроллером, который синхронизирует это все с реальным временем, обрабатывает и передает данные в компьютер. Полученная информация анализируется в соответствии с алгоритмом работы, и регистрируются в виде параметров срабатывания для протокола испытаний. Для создания определенных условий работы проверяемой защиты контроллер управляет своими дискретными выходами, имитируя работу различных сигналов, таких как ускорение, РПО, РПВ, блокировка и т.п. В устройстве имеются два типа дискретного выхода: реле и транзистор. Последние предназначены для подачи сигнала с минимальными временными задержками, но они могут коммутировать только небольшой ток. 198 Назначение элементов управления устройства РЕТОМ-61 Все операции по подключению проверяемого устройства РЗА к устройству РЕТОМ-61 осуществляются на его лицевой панели (рисунок 6.10). На панели цветовыми фрагментами выделены функционально объединенные элементы. Перечень основных элементов: 1 – выключатель «Сеть»; 2 – клемма заземления; 3 – разъём для подключения устройства к сети 220 В; 4 – кнопка экстренного обнуления выдаваемых значений тока (поз. 14, 15, 16), напряжения (поз. 6, 8, 9) и источника питания (поз.13) 5 – предохранитель сетевой; 6 – клеммы выхода источника напряжения 3UО; 7 – индикатор « » - наличие на выходах опасного напряжения; 8 – разъём для подключения внешнего силового кабеля источников напряжения (фазы А, В, С), 9 – клеммы выходов источников напряжения (дубль поз.8); 10 – предохранитель источника напряжения оперативного питания =U; 11 – индикатор «К.З.» - короткое замыкание источника питания; 12 – индикатор « » - включение источника питания; 13 – клеммы выхода источника питания =U; 14 – клеммы выхода фазы А источника тока (частичный дубль поз.16); 15 – разъём для подключения внешнего силового кабеля источников тока (фазы А1, В1, С1); 16 – разъём для подключения внешнего силового кабеля источников тока (фазы А, В, С); 17 – клеммы аналоговых входов; 18 – дискретные входы, к которым подключается РЕТ-GPS; 19 – клеммы дискретных входов 1, 2 (частичный дубль поз. 20); 20 – разъёмы дискретных входов 1-8, 9-16; 21 – клеммы дискретных выходов 1, 2 (частичный дубль поз. 22); 22 – разъём дискретных выходов 1 – 4; 23 – разъём дискретных выходов быстрых 5 – 8; 24 – разъёмы синхронизации; 25 – разъём для подключения РЕТ-64/32, РЕТ-61850 и РЕТОМ-61850; 26 – индикатор «ГОТОВНОСТЬ» - готовность к работе с программами РЕТОМ-61; 27 – разъём Ethernet для подключения к компьютеру; 28 – кнопка "АССОЦИАЦИЯ" - "привязка" компьютера к РЕТОМ-61 Рисунок 6.10 – Лицевая панель РЕТОМ-61 Каналы тока Каналы тока имитируют для проверяемого устройства РЗА сигналы первичных измерительных трансформаторов тока. В устройстве 6 каналов, которые могут использоваться индивидуально для создания системы из 6-и независимых источников тока или двух 199 трехфазных систем. В некоторых случаях для увеличения мощности и как следствие большего значения тока, до 72 А, их можно объединить попарно IA+ IA1 ,IB + IB1, IC+ IC1, и получить одну трехфазную систему. Если необходимо еще большая величина тока, то всех их можно объединить параллельно. В этом случае в пределе можно получить более 200 А, но использовать такую величину можно только кратковременно. Каналы тока имеют нелинейную нагрузочную характеристику (рисунки 6.11, 6.12). По мере увеличения выходного тока максимальная величина выходного напряжения плавно снижается таким образом, что выходная мощность каждого из шести каналов не превышает 700 ВА. Превышение этого напряжения приводит к срабатыванию защиты по перегрузке с выдачей сигнала обрыва (ХХ). Рисунок 6.11 – Характеристика предельных режимов каналов тока Рисунок 6.12 – Нагрузочная характеристика усилителей тока Все подключения к проверяемому объекту при подаче сигналов тока должны быть выполнены с помощью кабелей из комплекта поставки. Это позволит избежать поломки клемм, а также их перегрева. Назначение контактов силовых разъёмов (поз. 15, 16, рисунок 6.10) указано на рисунке 6.13. Подключение к разъемам производится с помощью кабелей КСТ-04-1, КСТ-04-2. 200 а) основные источники тока б) дополнительные источники тока Рисунок 6.13 – Разъемы для подключения силовых кабелей тока Каналы напряжения Каналы напряжения имитируют для проверяемого устройства РЗА сигналы первичных измерительных трансформаторов напряжения. В устройстве имеется три зависимых источника с объединенной общей точкой и один независимый гальванически развязанный источник. С их помощью легко создается трех фазная система напряжения с 3U0 с выходным уровнем до 135 В на фазу, если надо увеличить напряжение то включив два противофазно можно получить 270 В, а с применением трех источников – 405 В. Этого хватает для проверки всех типов реле напряжения. Назначение контактов силового разъёма (поз. 8, рисунок 6.10) указано на рисунке 6.14. Подключение к разъему производится с помощью кабеля КСН-04. Рисунок 6.14 – Разъем для подключения силового кабеля напряжения Канал напряжения имеет нелинейную нагрузочную характеристику. В диапазоне от 0 до 60 В характеристика имеет прямую зависимость выходной мощности от выходного напряжения. При этом ток срабатывания защиты канала напряжения от КЗ на выходе неизменен и равен 1 А. В диапазоне от 60 В ток срабатывания защиты линейно уменьшается до 0,6 А при 135 В (рисунок 6.15). Такая характеристика позволяет полнее реализовать энергетические возможности усилителя при проверках устройств РЗА. 201 Рисунок 6.15 – Нагрузочная характеристика усилителей напряжения Каждый канал напряжения содержит реле, которое отключает выход усилителя от выходной клеммы при возникновении аварийной ситуации. Дискретные входы РЕТОМ-61 имеет 16 входов дискретных сигналов, выведенных на разъем Входы дискретные (поз. 19, 20, рисунок 6.10). Для удобства и оперативности подключения 2 из них продублированы клеммами. Входы позволяют считывать состояние не только свободных («сухих») контактов, но и контактов под напряжением постоянного тока до =300 В, выходы транзисторов и интегральных микросхем с открытым коллектором, а также сигналы TTLуровня. Опрос состояния проводится каждые 100 мкс. Все каналы независимы и гальванически разделены. Ниже приведены цоколевка и назначение контактов разъема Входы дискретные. Рисунок 6.16 – Разъем для подключения к дискретным входам кабелей информационных КИ-04 (вид со стороны лицевой панели) 202 Таблица 6.5 – Назначение контактов разъема «Входы дискретные» Номер контакта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Назначение контакта Двх1 Двх1 GND Двх2 Двх2 GND Двх3 Двх3 GND Двх4 Двх4 GND Двх5 Двх5 GND Двх6 Двх6 GND Двх7 Двх7 GND Двх8 Двх8 GND Надпись 1..8 1..8 1..8 1..8 1..8 1..8 1..8 1..8 1..8 1..8 1..8 1..8 1..8 1..8 1..8 1..8 Номер контакта 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 Назначение контакта Двх9 Двх9 GND Двх10 Двх10 GND Двх11 Двх11 GND Двх12 Двх12 GND Двх13 Двх13 GND Двх14 Двх14 GND Двх15 Двх15 GND Двх16 Двх16 GND Надпись 9..16 9..16 9..16 9..16 9..16 9..16 9..16 9..16 9..16 9..16 9..16 9..16 9..16 9..16 9..16 9..16 Дискретные выходы РЕТОМ-61 имеет 8 дискретных выходов (поз. 21, 22, 23, рисунок 6.10): 4 релейных и 4 транзисторных (быстрых). Разъемы Выходы дискретные и Быстрые. Два релейных выхода дополнительно выведены на клеммы. Коммутационные возможности релейных выходов представлены на рисунках 6.17 и 6.18. Рисунок 6.17 – Коммутационная способность выходных реле 203 Рисунок 6.18– Коммутационная износостойкость выходных реле Цоколевка контактов разъемов Выходы дискретные и Быстрые и их назначение приведены ниже. Рисунок 6.19 – Разъем для подключения к дискретным выходам кабелей коммутации КК-04-1, КК-04-2 БЫСТРЫЕ (вид со стороны лицевой панели) Таблица 6.6 – Назначение контактов разъемов Выходы дискретные и Быстрые Номер контакта 1 2 3 4 5 6 7 8 Надпись Двых1 Двых2 Двых3 Двых4 - Номер контакта 9 10 11 12 13 14 15 16 Надпись Двых5 Двых6 Двых7 Двых8 - 204 Аналоговые входы Входы потенциальные, изолированные (поз. 17, рисунок 6.10). Каждый вход имеет автоматический переключатель пределов измерения. Максимально допустимое входное напряжение составляет 1000 В. Защита входов обеспечивается входным сопротивлением. Каналы независимы и гальванически разделены. Измерение тока при необходимости производится при помощи токовых клещей или шунта. ПО комплекса также позволяет использовать аналоговые входы для осциллографирования входных сигналов. Частота дискретизации составляет 100 мкс. Совместная работа нескольких устройств РЕТОМ-61 При необходимости выполнения некоторых сложных видов испытаний устройств РЗА возможно одновременное использование до 9 устройств РЕТОМ-61. На лицевой панели устройства имеются разъемы вход и выход синхронизации (поз. 24, рисунок 6.10). Это позволяет синхронизировать частоту и фазу воспроизводимых сигналов при совместной работе нескольких устройств РЕТОМ-61, а также совместить временные метки регистрируемых параметров. Для соединения устройств используется кабель синхронизации из комплекта ЗИП или блок временной GPS-синхронизации РЕТ-GPS при удаленных проверках. Кроме того, в устройство встроена схема синхронизации РЕТОМ-61 с питающей сетью, что позволяет устройству генерировать сигналы токов и напряжений с частотой сети, и даёт возможность проводить проверки устройств РЗА, требующих синхронных с сетью сигналов, либо проверку несколькими устройствами РЕТОМ-61. При совместной работе устройства РЕТОМ-61 могут управляться от индивидуальных компьютеров или от одного компьютера с достаточной производительностью. Синхронизация устройств возможна в обоих случаях. 205 Занятие №7 Производство оперативных переключений в цепях РЗА Продолжительность: 2 часа Выписка из Оперативное состояние устройств РЗА. программы Производство операций с устройствами РЗА. Вывод в ремонт отдельных устройств РЗА и ввод их в работу. Операции с устройствами РЗА при выполнении переключений по выводу в ремонт и вводу в работу различных видов оборудования. Оформление документации: журнал РЗА, протоколы, изменения в оперативной схеме. Порядок действий при отыскании «земли» в цепях постоянного оперативного тока. Соблюдение правил безопасности при производстве оперативных переключений. 7.1 Оперативное состояние устройств РЗА. Основные положения Каждое устройство релейной защиты и автоматики может находиться в состоянии: – включенном (введенном) в работу; – отключенном (выведенном) из работы; – отключенном для технического обслуживания. Устройство РЗА считается включенным в работу, если все выходные цепи, в том числе контакты выходных реле этого устройства, с помощью накладок (блоков, ключей) подключены к цепям управления включающих или отключающих электромагнитов управления коммутационных аппаратов. Устройство РЗА считается отключенным, если все выходные цепи, в том числе контакты выходных реле этого устройства, отключены накладками (блоками, ключами) от включающих или отключающих электромагнитов управления коммутационных аппаратов. Устройство РЗА считается отключенным для технического обслуживания (эксплуатационной проверки), если его нельзя включить в работу из-за неисправности самого устройства или его цепей, а также для проведения профилактических работ на устройстве или в его цепях. Переключения в нормальном режиме работы электроустановки при переводе оборудования и устройств РЗА из одного состояния в другое, а также переключения, связанные с изменением эксплуатационных режимов работы оборудования и устройств РЗА, выполняются оперативным персоналом по распоряжению оперативного руководителя, в оперативном управлении которого находится это оборудование и устройства РЗА. 206 • У оперативного персонала на рабочих местах должны быть необходимые инструкции по обслуживанию всех устройств РЗА, установленных на ЭС и ПС • Инструкции, разрабатываемые СРЗА Системного оператора – Нетиповые – Типовые • Инструкции, разрабатываемые МС РЗА – Местные инструкции – Местные дополнения к типовой инструкции, отражающие уточнения и дополнения, вызванные конкретными условиями • На каждой ЭС и ПС должны быть перечни, в которых указываются все инструкции по оперативному обслуживанию устройств РЗА, установленных на данной ЭС, ПС • Для повторяющихся сложных переключений должны быть программы (типовые, разовые), бланки переключений, например: • Вывод из работы и ввод в работу линии электропередачи или автотрансформатора, шунтирующего реактора • Вывод из работы и ввод в работу выключателя в схемах с двумя выключателями, полуторной схемы и т.д. • Замена релейной защиты присоединения защитами шиносоединительного или обходного выключателя при оставлении выключателя присоединения в работе • Вывод из работы выключателя присоединения с заменой его шиносоединительным или обходным выключателем с их релейной защитой и выведением из работы релейной защиты и автоматики присоединения вывод из работы выключателя присоединения с заменой его шиносоединительным или обходным выключателем, с переводом устройств РЗА присоединения на эти выключатели • Различные опробования шин и оборудования после ремонтов, при вводе в работу оборудования и т.п. • Все исправные устройства должны быть включены в работу в соответствии с инструкциями по обслуживанию за исключением тех, которые нормально выведены из работы и вводятся в работу при предусмотренных инструкциями изменениях схемы или режима работы ЭЭС. • Наличие в работе всех исправных устройств обеспечивает: – требуемую селективность действия – требуемое быстродействие отключения КЗ – требуемую надежность в ликвидации технологических нарушений. • При выводе из работы или неисправности отдельных устройств защит оставшиеся в работе устройства должны обеспечить полноценную защиту электрооборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений, либо должны быть приняты дополнительные меры: – ввод в работу оперативного ускорения; – перевод присоединения через шиносоединительный или обходной выключатель; – замена лишенного защиты оборудования или ВЛ резервными; – включение дополнительной защиты. 7.2 Производство операций с устройствами РЗА. Вывод в ремонт отдельных устройств РЗА и ввод их в работу Все операции с устройствами РЗА, состоящими из двух и более полукомплектов, расположенных на разных концах ВЛ, должны выполняться по возможности одновременно. Перед отключением по любым причинам устройства РЗ и ПА, пускающих УРОВ, необходимо предварительно отключить пуск УРОВ от них. 207 Все операции с разъединителями и воздушными выключателями, опробования оборудования после ремонта или длительного нахождения без напряжения должны выполняться при включенных в работу быстродействующих защитах и УРОВ либо ввести в работу оперативное ускорение резервных защит или временную быстродействующую защиту. Устройства РЗА могут быть выведены из работы: – по оперативной заявке для выполнения различных работ – по указаниям инструкции по обслуживанию, по указаниям в оперативной заявке или программе – при неисправности устройства или его цепей. Оперативный персонал должен знать, что перед отключением коммутационного аппарата для исключения ложного срабатывания устройства автоматики на включение (АПВ, АВР, ВНР) или отключение вышестоящего выключателя (УРОВ) он обязан вывести устройство автоматики. Оперативный персонал вводит устройство автоматики (АПВ, АВР, ВНР) только после включения коммутационного аппарата и отсутствии признаков короткого замыкания. УРОВ вводится перед включением коммутационного аппарата. 7.3 Порядок действий при отыскании «земли» в цепях постоянного оперативного тока На ЗВУ (ЩПТ) ведется автоматический контроль изоляции. При снижении изоляции на «+» или «-» (к.п. менее 20 кОм) на ЗВУ (ЩПТ) срабатывает сигнализация «Земля на шинах оперативного тока». При появлении «земли» в цепях оперативного тока оперативный персонал должен определить в каких цепях произошло замыкание и сообщить энергодиспетчеру, ответственному за электрохозяйство НПС. При появлении «земли» в цепях постоянного тока следующий порядок поиска и устранения ее: должны быть прекращены все работы во вторичных цепях, кроме работ по отысканию «земли»; определить по прибору контроля изоляции (срабатыванию световой индикации) на ЗВУ (ЩПТ) замкнувший полюс и характер замыкания на «землю». Если замыкание связано с увлажнением изоляции (попадание воды, снега в оборудование) то показания прибора (срабатывание сигнализации) носят неустойчивый характер. Эти замыкания, как правило, имеют место на открытой части ПС. Если же показания прибора контроля изоляции стабильны, то имеет место металлическое замыкание или замыкание через переходное сопротивление; сообщить энергодиспетчеру, лицу, ответственному за электрохозяйство НПС и согласовать с ними действия по поиску неисправности; после получения распоряжения приступить к отысканию места замыкания на землю путем поочередного отключения потребителей. Поврежденное присоединение определяется по исчезновению «земли» в момент кратковременного его отключения. Отключения выполнять в следующей последовательности: отключить на ЗВУ (ЩПТ) поочередно питание шинок сигнализации, если сопротивление изоляции восстановилось, определить, на каком присоединении; отключить поочередно шинки питания (ШП) приводов выключателей (действие производится, если питание ШП осуществляется от ЗВУ (ЩПТ); дальнейший поиск необходимо производить, кратковременным отключением цепей управления (ШУ) по присоединениям (при наличии соответствующего распоряжения от энергодиспетчера/лица, ответственного за электрохозяйство). Отключение ДЭМ ШУ работающих ЭД запрещено для исключения ложного срабатывания защит на отключение. 208 При выявлении (не выявлении) участка с замыканием на землю данный участок остается под напряжением и ДЭМ производит доклад энергодиспетчеру, лицу, ответственному за электрохозяйство. 7.4 Соблюдение правил безопасности при производстве оперативных переключений Все исправные устройства РЗА, находящиеся в эксплуатации, должны быть постоянно введены в работу. Исключение составляют устройства, нормально выведенные из работы и вводимые в работу при изменениях схемы или режима работы в соответствии с действующими инструкциями. Переключения в цепях устройств РЗА оперативный персонал выполняет с использованием только предназначенных для этих целей переключающих устройств (ключ, испытательный блок, переключатель, накладка, кнопка, виртуальный ключ или накладка в видеокадре АРМ и т.п.), указанных в инструкции по оперативному обслуживанию соответствующего устройства РЗА. Мероприятия с устройствами РЗА, необходимые при изменении схемы первичных соединений, разрабатываются заранее и включаются в инструкции по оперативному обслуживанию устройств РЗА. Для контроля соответствия положения переключающих устройств в цепях РЗА режиму работы оборудования должны применяться режимные карты (таблицы положения переключающих устройств) или другие наглядные методы контроля. При выводе из работы или неисправности отдельных видов устройств РЗ оставшиеся в работе устройства РЗ должны обеспечить защиту оборудования и линий электропередачи от всех видов повреждений. Мероприятия, обеспечивающие защиту от всех видов повреждений (например, ввод в работу оперативного ускорения резервных защит, замена собственного выключателя шиносоединительным или обходным с их защитами, использование подменных панелей или резервных терминалов и другие), разрабатываются заранее и включаются в инструкции по оперативному обслуживанию устройств РЗА. Если соответствующие мероприятия выполнить невозможно, элемент сети, оставшийся без защиты от всех видов повреждений, должен быть отключен. Нормально введенные устройства РЗА выводятся из работы: для выполнения технического обслуживания; при неисправностях устройства РЗА или его цепей указанных в инструкции по оперативному обслуживанию устройства РЗА; при изменениях схемы первичных соединений или режима работы электростанции, подстанции, электрической сети, энергосистемы, указанных в инструкции по оперативному обслуживанию РЗА. Устройства РЗА или их ступени, которые по параметрам настройки и принципу действия могут ложно срабатывать из-за несимметрии токов и напряжений, возникающей при операциях с переключающими устройствами в цепях устройств РЗА и коммутационными аппаратами первичной цепи, должны на время этих операций выводиться из работы в соответствиями с требованиями оперативных указаний. Сложные переключения по выводу/вводу устройств РЗА выполняются по программам (типовым программам) и бланкам (типовым бланкам) переключениям по выводу/вводу устройств РЗА. Программы (типовые программы) переключений и бланки (типовые бланки) переключений по выводу/вводу устройства РЗА разрабатываются, подписываются и утверждаются в соответствии с требованиями НД Для повторяющихся сложных переключений с устройствами РЗА на объектах электроэнергетики разрабатываются типовые бланки переключений по выводу/вводу устройств РЗА. 209 Программы (типовые программы) переключений по выводу/вводу устройств РЗА предназначены для обеспечения: правильной последовательности выдачи и правильного функционального содержания команд на выполнение операций с устройствами РЗА; координации операций оперативного персонала объектов электроэнергетики с устройствами РЗА; контроля последовательности выполненных оперативным персоналом объекта электроэнергетики операций при выводе/вводе устройств РЗА; контроля соответствия состава выведенных устройств РЗА режиму работы энергосистемы и содержанию работ на устройствах РЗА. При подготовке к техническому обслуживанию (подготовке к вводу в работу после технического обслуживания) сложных устройств РЗА персоналом подразделения РЗА объекта электроэнергетики (закрепленным за объектом электроэнергетики) должна составляться рабочая программа вывода из работы (ввода в работу) устройств РЗА. Рабочая программа вывода из работы (ввода в работу) устройств РЗА должна содержать разделы по проверке операций, выполненных оперативным персоналом по выводу из работы (вводу в работу) устройств РЗА и операции персонала подразделения РЗА с неоперативными переключающими устройствами и вторичными цепями устройства РЗА при его подготовке к техническому обслуживанию (подготовке к вводу в работу после технического обслуживания). (изм. см. приказ N 201 от 29.04.2014) Бланк (типовой бланк) переключений по выводу из работы (вводу в работу) устройства РЗА должен разрабатываться на основании программы (типовой программы) переключений по выводу из работы (вводу в работу) устройства РЗА, а также рабочей программы по выводу из работы (вводу в работу) устройств РЗА (для сложных устройств РЗА). Перед началом выполнения работ на устройствах РЗА, состоящих из нескольких взаимосвязанных устройств, расположенных на разных концах ЛЭП, эти устройства должны быть выведены из работы на всех концах ЛЭП, кроме случаев, указанных в п.5.2.22 Стандарта. При работах на каналах связи (проводных, высокочастотных, волоконно-оптических), по которым передаются команды (сигналы) и управляющие воздействия устройств РЗА, необходимо выводить из работы все устройства РЗА, функционирование которых обеспечивается с использованием этих каналов. Перед выводом из работы по любой причине устройства РЗ, действующего на пуск УРОВ, предварительно необходимо вывести пуск УРОВ от этой защиты. Ввод цепей пуска УРОВ выполняется только после ввода в работу устройства РЗ, действующего на пуск УРОВ. При выводе в ремонт силовых трансформаторов оперативный персонал ЦУС, НСО следит за соответствием режима заземления нейтралей данной электроустановки или участка сетей. В местных инструкциях по производству переключений указываются мероприятия, которые выполняются при отключении или включении трансформаторов. При выводе в ремонт трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора), не имеющего собственного выключателя или подключенного к РУ, выполненного по схемам: полуторной, треугольника, четырехугольника и т.п., с последующим замыканием поля, принимаются меры по предотвращению отключения соответствующих выключателей от РЗА и технологических защит выведенного в ремонт трансформатора (автотрансформатора, шунтирующего реактора). На время выполнения операций разъединителями с ручным приводом, находящимися под напряжением, необходимо выводить АПВ (кроме АПВ с контролем синхронизма) и АВР со всех сторон, откуда может быть повторно подано напряжение на разъединитель. При операциях шинными разъединителями с ручным приводом необходимо на время операций выводить АПВ шин. Необходимость вывода АПВ при наличии дистанционного управления разъединителем определяется субъектом электроэнергетики из условий сохранности оборудования. При выводе в ремонт ЛЭП, подключенной к распределительному устройству через два 210 выключателя с последующим замыканием поля, выводится АПВ данных выключателей. При выводе в ремонт выключателя присоединения и замене его обходным выключателем следует придерживаться следующего порядка выполнения операций с устройствами РЗА: 1) для опробования напряжением обходной системы шин от рабочей системы шин, на которую включено присоединение с выводимым в ремонт выключателем: включить обходной выключатель с уставками опробования, введенной защитой шин, включенной по оперативным цепям на отключение обходного выключателя и введенным пуском УРОВ от защит; 2) отключается обходной выключатель и включается на обходную систему шин разъединитель присоединения; 3) до включения обходного выключателя параллельно выключателю заменяемого присоединения: ввести цепи трансформаторов тока обходного выключателя в схему защиты шин с помощью испытательных блоков; на защитах обходного выключателя выставить уставки, соответствующие уставкам защит переводимого присоединения; вывести основную защиту (ДФЗ, ДЗЛ, ВЧБ и др.) односторонне на данном объекте электроэнергетики ; (изм. см. приказ N 201 от 29.04.2014) ________________ Необходимость вывода основной защиты со всех сторон ЛЭП при выполнении операций по данному подпункту, как и необходимость ввода оперативных ускорений, должны быть обоснованы и отражены в местной инструкции по производству переключений. (изм. см. приказ N 201 от 29.04.2014) 4) после включения обходного выключателя и отключения выключателя присоединения, выводимого в ремонт: переключить токовые цепи основных защит присоединения на трансформаторы тока обходного выключателя и оперативные цепи основных защит с действием на обходной выключатель и ввести основные защиты в работу. При отключении или выводе в ремонт выключателя, ЛЭП, AT (Т) непосредственно после отключения, до снятия оперативного тока и выполнения операций с разъединителями выключателя, необходимо зафиксировать ремонтное состояние выключателя, ЛЭП, AT (Т) в ФОВ, ФОЛ, ФОТ. При вводе из ремонта в работу выключателя, ЛЭП, AT (Т) после выполнения операций с разъединителями и подачи на него оперативного тока непосредственно перед его включением под нагрузку необходимо расфиксировать ремонтное состояние выключателя, ЛЭП, AT (Т) в ФОВ, ФОЛ, ФОТ. При выводе передатчика УПАСК предварительно должны быть выведены приемники УПАСК по всем выходным цепям данного канала на всех концах ЛЭП. Ввод в работу передатчика должен выполняться в обратной последовательности. (изм. см. приказ N 201 от 29.04.2014) При выводе приемника УПАСК необходимость вывода передатчика УПАСК данного канала определяется местными инструкциями по производству переключений исходя из условий производства работ. При выводе в ремонт ЛЭП с установкой заземления на участке ЛЭП после ВЧзаградителя в сторону ЛЭП должны быть выведены приемники УПАСК по всем выходным цепям со всех сторон ЛЭП до установки заземления. Перед вводом в работу ЛЭП после отключения заземляющих разъединителей следует проверять работоспособность высокочастотного канала УПАСК. После включения ЛЭП под нагрузку необходимо выполнять обмен ВЧ-сигналами между приемопередатчиками защит. Порядок вывода устройств РЗА для технического обслуживания: 1) отключить (отсоединить) выходные цепи (цепи УРОВ, цепи отключения, включения коммутационных аппаратов и т.п.); 2) отключить цепи оперативного тока; 211 3) отключить цепи тока от измерительных ТТ; 4) отключить цепи напряжения от измерительных ТН; 5) отсоединить другие цепи, связывающие проверяемые устройства РЗА с другими устройствами РЗА, если это необходимо по условиям производства работ (цепи сигнализации, пуска осциллографов и фиксирующих приборов и т.п.). Порядок ввода устройств РЗА в работу после технического обслуживания (изм. см. приказ N 201 от 29.04.2014): 1) подключить цепи напряжения от измерительных ТН; 2) подключить цепи тока от измерительных ТТ; 3) подключить цепи оперативного тока; 4) проверить состояние устройства РЗА на соответствие схеме и режиму; 5) подключить цепи сигнализации; 6) подключить цепи связей данного устройства РЗА с другими устройствами РЗА (цепи пуска осциллографов и фиксирующих приборов и т.п.); 7) подключить цепи отключения, включения коммутационных аппаратов, цепи УРОВ и т.п. На время выполнения операций переключающими устройствами в токовых цепях устройств РЗА: 1) в токовых цепях ДЗШ (ДЗОШ) не требуется вывод ДЗШ (ДЗОШ); 2) в токовых цепях дифференциальной защиты шунтирующего реактора необходимо выводить дифференциальную защиту шунтирующего реактора без ввода оперативных ускорений; 3) в токовых цепях ДЗТ необходимо выводить ДЗТ. Работа Т (АТ) на время операций в токовых цепях без ДЗТ допускается: 1) при вводе оперативных ускорений соответствующих резервных защит; 2) без ввода оперативных ускорений соответствующих резервных защит, если выполняются следующие условия: - не производятся переключения в первичной схеме электрических соединений и в цепях РЗА распределительных устройств, к которым подключен данный Т (АТ), кроме операций, связанных с выводом/вводом ДЗТ, - обеспечен следующий порядок выполнения операций: "вывод ДЗТ - переключения в токовых цепях - проверка отсутствия срабатывания ДЗТ (при наличии технической возможности) - ввод ДЗТ". Перед отключением ЛЭП и оборудования, факт отключения которых является пусковым органом ПА, а также перед отключением/включением отдельных выключателей и разъединителей, повреждение которых может привести к отключению этих ЛЭП или оборудования, необходимо выполнить контроль несработанного состояния ступеней КПР соответствующей ПА (отсутствия набранных управляющих воздействий в соответствующей ПА). 7.5 Оформление документации: изменения в оперативной схеме журнал РЗА, карты уставок, Оформление карт уставок релейной защиты и автоматики В соответствии с РД-29.020.00-КТН-027-17 определен следующий порядок оформления карт уставок РЗА: Карты уставок РЗА должны быть оформлены до ввода электротехнического оборудования всех классов напряжений на НПС и МН в эксплуатацию. Карты уставок РЗА должны быть составлены на основании проектных данных и рекомендаций пуско-наладочной организации. Перед вводом сооружений НПС и МН в эксплуатацию, начальник ЭЛ УРНЭО БПО и инженер-энергетик НПС (ЛПДС) должны подготовить информацию об лектрооборудовании, установленном на НПС (электроустановки, ЭД, трансформаторы, кабельные и воздушные 212 ЛЭП и т. д.) по форме карты уставок РЗА и представить в отдел главного энергетика филиала ОСТ (РНУ) для утверждения. Форма карты уставок РЗА приведена в приложении Б Карты уставок РЗА для каждой электроустановки НПС должны разрабатываться: - начальником ЭЛ УРН ЭО БПО РНУ; - инженером-энергетиком НПС (ЛПДС). Карты уставок РЗА для каждой электроустановки НПС должны согласовываться: - главным энергетиком филиала ОСТ (РНУ); - начальником отдела АСУТП РНУ. Карты уставок РЗА для каждой электроустановки НПС должны утверждаться главным инженером филиала ОСТ (РНУ). Утвержденные карты уставок РЗА должны направляться на НПС (ЛПДС) и в ЭЛ УРН ЭО БПО за 5 рабочих дней до начала ПНР. Уставки устройств РЗА электрооборудования ОСТ, находящегося в оперативном управлении или в оперативном ведении диспетчера сетевой организации, должны быть согласованы с соответствующей службой РЗА сетевой организации. Карты уставок устройств РЗА электрооборудования ОСТ перед вводом в эксплуатацию новых и после реконструкции устройств РЗА и/или изменении уставок в рамках реализации объектов технического перевооружения и реконструкции должны быть согласованы с АО «Гипротрубопровод». Начальник ЭЛ УРН ЭО БПО РНУ и инженер-энергетик НПС (ЛПДС) обеспечивают приведение параметров настройки систем РЗА в соответствии с полученной картой уставок РЗА, с введением их в действие с даты ввода электрооборудования НПС и МН в эксплуатацию. Перед вводом в работу новых и после реконструкции устройств РЗА, представитель службы РЗА должен подробно проинструктировать оперативный персонал с демонстрацией (имитацией) на месте операций, предусмотренных местной инструкцией по оперативному обслуживанию устройства РЗА. Инструктаж проводится для одной работающей смены оперативного персонала. Остальным сменам инструктаж передается инженером-энергетиком НПС при сдаче-приемке дежурства. По окончании работ проводивший их представитель службы РЗА должен сделать запись в журнале релейной защиты о проведенной работе, состоянии устройства РЗА и его готовности к включению в работу, об изменениях в порядке обслуживания. Запись в журнале релейной защиты также должны произвести ответственные исполнители наладочной организации и представители службы РЗА УРНЭО БПО, принявшей в эксплуатацию устройство РЗА. С записью в журнале РЗА должен ознакомиться весь оперативный персонал НПС, в зону обслуживания которого входит вводимое устройство РЗА, и расписаться об ознакомлении. При внесении изменений в устройство РЗА, приводящих к изменению условий его обслуживания, должны быть внесены соответствующие изменения в инструкции по оперативному обслуживанию этого устройства. Порядок пересмотра карт уставок РЗА Пересмотр карт уставок РЗА проводится в следующих случаях: - при вводе в эксплуатацию электрооборудования после замены и реконструкции; - при изменении электрической схемы; - при вводе в эксплуатацию дополнительного электрооборудования; - при обнаружении неполадок или ликвидации неправильной работы устройств РЗА; - при введении в действие новых эксплуатационных документов, характеризующей параметры работы оборудования (внесение изменений в паспорт электрооборудования изготовителем, замена рабочих колес насосных агрегатов и др.). Карты уставок РЗА подлежат пересмотру не реже 1 раза в 3 года. 213 При необходимости пересмотра карты уставок РЗА начальник ЭЛ УРН ЭО БПО РНУ и инженер-энергетик НПС, на которой произошли изменения, за 10 рабочих дней до ввода в эксплуатацию нового оборудования (объекта) представляет в отдел главного энергетика филиала ОСТ (РНУ) откорректированную карту уставок РЗА. Откорректированная карта уставок РЗА должна составляться с учетом опыта эксплуатации и рекомендаций пусконаладочной организации. Отдел главного энергетика филиала ОСТ (РНУ) согласовывает откорректированную карту уставок РЗА с отделом АСУТП, утверждает главным инженером филиала ОСТ (РНУ) и направляет за 5 рабочих дней до начала ПНР на НПС и в ЭЛ УРН ЭО БПО с указанием даты введения. Откорректированные карты уставок устройств РЗА электрооборудования ОСТ должны быть согласованы с АО «Гипротрубопровод». Начальник ЭЛ УРНЭО БПО РНУ и инженер-энергетик НПС (ЛПДС) обеспечивают приведение параметров настройки систем РЗА в соответствие с откорректированной картой уставок РЗА, с введением их в действие с даты ввода нового оборудования (объекта) в эксплуатацию. Хранение карт уставок РЗА Оригиналы карт уставок РЗА хранятся на участке ЭЛ УРНЭО БПО РНУ. Копии карт уставок по одному экземпляру хранятся: - в отделе главного энергетика филиала ОСТ (РНУ); - на рабочем месте инженера-энергетика НПС (ЛПДС); - на рабочем месте оперативного электротехнического персонала (на подстанциях, в распределительных устройствах или в помещениях, отведенных для обслуживающего электроустановки персонала). Копии карт уставок РЗА, согласованные с сетевой организацией, могут передаваться в соответствующую диспетчерскую службу и службу РЗА сетевой организации. Ответственность за хранение карт уставок РЗА возлагается: - в отделе главного энергетика филиала ОСТ (РНУ) – на начальника отдела; - на рабочем месте инженера-энергетика НПС и на рабочих местах оперативного электротехнического персонала НПС (ЛПДС) – на инженера-энергетика НПС; - на участке ЭЛ УРН ЭО БПО РНУ – на начальника ЭТЛ. Внесение изменений в оперативную схему Оперативная схема - схема электрических соединений, выполненная на мнемосхеме объекта электроэнергетики, на диспетчерском щите, в электронной форме отображения в АРМ, бумажном носителе и т.д., на которых диспетчерским и оперативным персоналом в режиме реального времени отражаются все изменения положения коммутационных аппаратов, заземляющих разъединителей и устройств РЗА, а также наложение/снятие переносных заземлений. В соответствии с п.п. 8.5 РД-13.110.00-КТН-141-13 оперативная схема электрических соединений электроустановок НПС (ЛПДС, ПС, объекта) выполняется компьютерным способом на листе формата А3 с нанесением всех диспетчерских наименований и назначения присоединений, утверждается ответственным за электрохозяйство филиала. Оперативных схем может быть несколько. В этом случае они нумеруются и при приемке/сдаче смены указывается соответствие всех оперативных схем фактическим. Действительные положения коммутационных аппаратов, отключенных устройств релейной защиты и автоматики, а также заземляющих устройств обозначаются нанесением на оперативную схему условных знаков рядом с графическим обозначением соответствующего аппарата (устройства). Знаки и примеры нанесения их на оперативные схемы электроустановок приведены на рисунке 7.1. 214 АВ-1 АВ-1 ВВ-10 яч№3 АВ-1 АВ-1АВ-1 ВВ-10 яч№3 А! З! к и л к №1 КЛ-0.4 кВ ВБбШв 4х185 L =350 м КЛ-0.4 кВ ВБбШв 4х185 LКЛ-0.4 =350 м кВ ВБбШв 4х185 L =350 м №1 №1 КЛ-0.4 кВ ВБбШв 4х185 L =350 м КЛ-0.4 кВ ВБбШв 4х185 L =350 м №1 ОПН яч№3 ЗН яч№3 А! З! ОПН яч№3 ЗН яч№3 а) м мб) л автоматики а) устройство и релейная защита выведена; б) устройство автоматики и релейная защита введены в работу Рисунок 7.1 - Примеры нанесения условных знаков на оперативную схему Знаки наносятся карандашом, чернилами или пастой красного цвета рядом с графическим обозначением соответствующего аппарата. Знак «З!» – устройство релейной защиты отключено. Наносится рядом с графическим обозначением защищаемого оборудования (трансформатор, линия, сборные шины). Знак «А!» – устройство автоматики отключено. Наносится рядом с графическим обозначением выключателя, на который воздействует автоматическое устройство. При снятии с оборудования переносного заземления, а также при включении в работу отключенного ранее устройства релейной защиты или автоматики соответствующие знаки на оперативной схеме перечеркиваются карандашом, чернилами или пастой синего цвета. Не допускается исправление ошибочно нанесенных знаков. Ошибочные знаки должны обводиться кружком синего цвета, а рядом должны наноситься правильные знаки. Срок действия оперативной схемы не ограничивается 215 Приложение А (рекомендуемое) Лист осмотра устройств РЗА наименование объекта наименование обслуживаемого объекта, РНУ, ОСТ от «_____» _______________ 20 г. 1. Наличие внешних механических повреждений аппаратуры и элементов _________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 2. Состояние контактных соединений проводов и кабелей на аппаратуре и элементах _________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 3. Наличие механических повреждений, раковин на контактных поверхностях реле _____________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ 4. Степень загрязнения контактных поверхностей (нагар, оксидная пленка) _________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________ 5. Внешнее состояние изоляции и токоведущих частей контрольных кабелей _________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________ 6. Наличие маркировок кабелей и цепей вторичной коммутации _________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 7. Герметичность уплотнений шкафов, ящиков _________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ 8. Наличие надписей на панелях, шкафах, ящиках и аппаратуре _________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________ _____________________________________________________________________ 9. Положение сигнальных элементов указательных реле, испытательных блоков, накладок, рубильников, кнопок и других элементов, состояние ламп _________________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________________ ____________________________________________________________________ 10. Наличие технической документации Карта уставок_______________________________________________________________ Инструкция по РЗА___________________________________________________________ Релейный журнал____________________________________________________________ Исполнительные схемы _______________________________________________________ Типовые бланки переключений в цепях РЗА______________________________________ Рабочая программа на вывод в проверку (ввода в работу) сложных устройств УРЗА _____________________________________________________________________________ Осмотр выполнил _________________ ____________________ (Должность) (Подпись) ________________ (Ф.И.О.) 216 Приложение Б (рекомендуемое) Форма паспорта–протокола РЗА присоединения 6 (10) кВ ПАСПОРТ–ПРОТОКОЛ РЗА Присоединение ________________ Объект ________________ I. Общие данные Напряжение фидера кВ, максимальный рабочий ток Уставки защиты выполнены на основании Наименование защит Ток уставки первичный/вторичный, А А, чертеж № Уставка по напряжению, В Уставка времени, с Действие защиты II. Паспортные данные оборудования Напряжение, кВ Ток, А Ток отключения, кА Заводской № Номинальные данные Тип Заводской № Тип Назначение выключателя 1. Выключатель с приводом Паспортные данные: Выключатель Привод Номинальное напряжение соленоидов, В Вкл. Откл. 2. Трансформаторы тока и напряжения Монт. символ Назначение Фаза Тип Зав. № Коэффициент трансформации максим. установл. Класс точности Кратн. насыщ Нагруз., В∙А Характеристики намагничивания сняты и приведены в приложении № 3. Реле Указываются типы реле (МП РЗА, РН, РТ, РП, РВ и др.), их характеристики 4. Резисторы 217 R, Ом фактическое R, Ом заводские данные Монтажный символ Включено в схему реле R, Ом фактическое R1), Ом заводские данные Монтажный символ Включено в схему реле П р и м е ч а н и е – R – сопротивление резистора 5. Автоматические выключатели Назначение Тип Номинальный ток, А Параметры электромагнитного расцепителя, А/с Параметры теплового расцепителя, А/с III. Проверка наличия актов ревизии и протоколов испытания Наименование работ Кем произведено Дата и № протокола Заключение Ревизия выключателей Испытание повышенным напряжением ошиновки с ТТ Испытание повышенным напряжением изоляции главных цепей выключателя V. Сведения о проведенных работах на РЗА присоединения Наименование работ Кем произведено Дата и № протокола Заключение 6. Приложения (протоколы, акты проверок отдельных элементов РЗА присоединения, не отраженных в протоколе): 218 Приложение В (рекомендуемое) Форма карта уставок релейных защит, блокировок и автоматики электрооборудования НПС и МН СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДАЮ Главный энергетик филиала ОСТ (РНУ) Главный инженер филиала ОСТ (РНУ) ______________________ / _____________ Ф.И.О. _________________ / _____________ подпись Ф.И.О. Ф.И.О. подпись подпись «_____»__________20__ г. «_____»__________20__ г. КАРТА уставок релейных защит, блокировок и автоматики электрооборудования НПС НПС_____________, магистральный нефтепровод ___________________________ РНУ, ОСТ Номинальн № ая нагрузка Присоединение п/п присоедине ния, А 1 2 3 Начальник ЭЛ УРН ЭО БПО РНУ Тип защиты 4 Трансформаторы Уставки срабатывания тока/напряжения (А), (В) Уставка по Коэффиц времени, иент Тип Первичная Вторичная с трансфор мации 5 6 7 8 9 1) Диспетчерское наименование электроустановки __________________ / ______________ Ф.И.О. Инженер-энергетик НПС подпись __________________ / ______________ 9 СОГЛАСОВАНО Начальник отдела АСУТП филиала ОСТ (РНУ) Ф.И.О. подпись __________________ / ______________ Ф.И.О. 1) Здесь и далее указания по заполнению приведены курсивом. подпись Примечание Тип реле защиты Символ защиты 10 11 Действи е защиты Расчетное значение 12 13 Приложение Г (обязательное) Форма журнала релейной защиты, автоматики и телемеханики В.1 Форма титульного листа _________________________________________ _________________________________________ наименование организации структурное подразделение ЖУРНАЛ релейной защиты, автоматики и телемеханики Начат « » 20 г. Окончен « » 20 г. В.2 Форма последующих листов № п/п Дата и время записи Содержание заявки или распоряжения, фамилия, должность и подпись Содержание выполненных работ по заявке или распоряжению Подпись и фамилия лица, проводившего работу 1 2 3 4 5 9 Подписи, фамилии ответственного за электрохозяйство и оперативного персонала 6 Примечание 7
