№ 1. 1.1. Содержание Наименование раздела Содержание Базовые знания. Назначение релейной защиты. Виды повреждений и ненормальные режимы работы электрооборудования. Стр. 2 3 3 Основные требования, предъявляемые к релейной защите. 11 Принципы выполнения защит. 14 1.3.1. Защиты, основанные на физическом и математическом принципе. 13 1.3.2. 15 1.2. 1.3. Способы включения реле тока и напряжения сети. 1.3.3. Способы воздействия защиты на выключатель. 15 1.3.4. Источники оперативного тока. 17 1.4. 21 1.5. 1.6 Основные и резервные защиты. Ближнее и дальнее резервирование защит. Заключение к первой части. 2 24 30 Часть 1. Базовые знания. 1.1. Назначение релейной защиты. Виды повреждений и ненормальные режимы работы электрооборудования. Электрические машины и аппараты, линии электропередач и другие части электроустановок и электрических сетей рассчитаны на длительную работу в определённых условиях. В первую очередь это номинальные ток и напряжение, а также температура, вибрация, влажность, уровни и давления масла, элегаза и др. Если нормальные условия эксплуатации оборудования нарушены, сокращается срок службы оборудования, а при значительных нарушениях может произойти быстрое его повреждение. Повреждения, также, возникают из-за внешних (ветер, дождь, наледь) и внутренних условий (старение и разрушение изоляции, неправильные действия персонала и т.д.). Повреждения в основном ведут к коротким замыканиям, которые сопровождаются значительным увеличением тока и глубоким понижением напряжения в элементах энергосистемы. Следствиями повреждений могут быть: прекращение электроснабжения потребителе; нарушение нормальной работы большого числа потребителей электроэнергии; разрушение поврежденного элемента дугой, часто возникающей при к.з. в месте нарушения изоляции; разрушение оборудования в неповрежденной части сети в результате теплового и динамического действия тока к.з., достигающих иногда больших значений; нарушение устойчивости системы, когда ее нормальная работа может полностью парализоваться и т.д. Ненормальными режимами, связанными с отклонением от допустимых значений тока, напряжения и частоты и представляющими опасность для электроснабжения потребителей электроэнергии и энергосистемы в целом, являются: перегрузка оборудования, повышение напряжения, качания в системе. Перегрузка оборудования – это превышение тока по оборудованию сверх номинального значения. 3 Если ток превышает номинальное значение, то за счёт выделяемого им дополнительного тепла через некоторое время температура токоведущих частей и изоляции превысит допустимую величину, что приведёт к ускоренному износу изоляции и её повреждению. Повышение напряжения – это превышение напряжения на оборудовании сверх допустимого значения. Обычно повышение напряжения возникает на гидрогенераторах при внезапном отключении его нагрузки из-за увеличения частоты вращения и возрастания вследствие этого э.д.с. статора до значений, опасных для его изоляции. Опасное для изоляции повышение напряжения может возникнуть также при одностороннем отключении или включении длинных линий электропередачи с большой ёмкостной проводимостью. При повышениях напряжения необходимо его принудительно снижать (автоматически или вручную) или отключать оборудование от сети. Качания в системах – периодическое изменение ("качание") тока, напряжения, активной и реактивной мощности. Качания возникают при выходе из синхронизма работающих параллельно генераторов и сопровождаются возрастанием тока и снижением напряжения в сети. На эти изменения тока и напряжения защиты реагируют также, как и на симметричное к.з. Следовательно, повреждения и неморальные режимы могут, проводит к возникновению в системе аварий, под которыми, обычно понимаются вынужденные нарушения нормальной работы всей системы или только ее части, сопровождающихся недоотпуском энергии потребителям, недопустимым понижением его качества, за счет чего приносится материальный ущерб в виде непроизведенной продукции. В большинстве случаев аварии или их развитие могут быть ликвидированы быстрым отключением поврежденного участка электрической установки или сети при помощи специальных автоматических устройств, действующих на отключение выключателей и получивших название релейная защита. Первоначально в качестве защитных устройств применялись плавкие предохранители. Однако по мере роста мощности и напряжения электроустановок и усложнения их схем коммутации такой способ стал недостаточным, в силу чего были 4 созданы защитные устройства, выполненные с помощью специальных автоматов – реле. Отсюда и название – релейная защита. Релейная защита — это совокупность устройств и вспомогательных элементов, предназначенных в случае повреждения и опасно ненормальных условиях работы элемента системы (линии, генератора, трансформатора и т.д.) отключить его воздействием на выключатель или действовать на сигнал. Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна нормальная и надежная работа современных энергетических систем. Релейная защита, осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникающие повреждения и ненормальные режимы. Таким образом, основным назначением релейной защиты является выявление места возникновения короткого замыкания и быстрое автоматическое отключение с помощью выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной неповрежденной части электрической установки или сети. Вторым, дополнительным назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу или отключение оборудования с выдержкой времени. Наиболее распространённые виды повреждений: Требующие быстрого отключения междуфазные к.з; витковые замыкания в обмотках электрических машин; замыкания на землю или однофазное КЗ в сетях 110 кВ и выше; значительное снижение уровня масла; значительное снижение давления элегаза. Допускающие сравнительно длительный режим работы (минуты, часы) замыкания на землю в сетях 6-35 кВ; перегруз оборудования токами нагрузки; нагрев оборудования свыше допустимой температуры; незначительное снижение уровня масла или давления элегаза. 5 Причинами повреждений линий электропередачи (ВЛ, КЛ и КВЛ) являются: перекрытия или пробои изоляторов линий в результате прямых ударов молний или перенапряжений; неправильные действия эксплуатационного персонала (включение на заземления, разрыв разъединителем рабочего тока нагрузки); гололед и вибрация проводов; перекрытие изоляции при загрязнении; нарушение изоляции животными или птицами; замыкания проводов стрелами кранов и т.п.; механические повреждения КЛ экскаватором; механические повреждения опор, изоляторов, разъединителей и т.п. Тут надо сделать оговорку, что процент повреждение линий электропередач в эксплуатации является преобладающим по сравнению с другими элементами электрической сети. Степень опасности того или иного вида к.з. на линии характеризуется прежде всего влиянием к.з. на устойчивость системы и работу потребителей, в основном электродвигателей. С этой точки зрения трёхфазные к.з. наиболее тяжёлый и опасный вид повреждения. Ориентировочный критерий сохранения устойчивости при к.з. определяется остаточным напряжением на шинах станций и головных подстанций. Uост.≥0,6Uном. Закон Аррениуса (6-градусное правило). Наиболее подверженным процессу старения элементом трансформатора является целлюлозная изоляция обмоток, фактически определяющая ресурс (срок службы) трансформатора. Основным фактором, влияющим на старение изоляции, является ее нагрев, обуславливающий термический износ изоляции. Для трансформаторов, отвечающим требованиям ГОСТ 11677 [2], принято так называемое 6-градусное правило, согласно которому увеличение температуры наиболее нагретой точки на 6ºC приводит к снижению ресурса трансформатора в 2 раза. Нормативный срок службы трансформатора считается при температуре 98 ºC, что соответствует нормальной скорости износа при температуре охлаждающей среды 20 ºC и превышению температуры наиболее нагретой точки 78 ºC. Это правило справедливо в диапазоне температур 80...140 С. 6 Зависимость относительной скорости износа изоляции от температуры, наиболее нагретой точки: Относительная скорость износа изоляции 98 1,0 104 2,0 110 4,0 116 8,0 122 16,0 128 32,0 134 64,0 140 128 В количественном отношении распределяются следующим образом: трёхфазные– 5%; двухфазные – 10%; двухфазные на землю – 20%; однофазные – 65%. короткие 7 замыкания в сетях Трёхфазное к.з. При трёхфазном к.з. токи и напряжения в фазах равны:I a=Ib=Ic; Ua=Ub=Uc. Ток в каждой фазе отстаёт от напряжения на угол φ определяемый соотношением R и X цепи короткого замыкания. Напряжение в месте к.з. равно нулю. По мере удаления от точки к.з. остаточное напряжение возрастает. Угол к.з. для напряжения 35 кВ составляет 45 , для 110 кВ – 60 , для 220 кВ – 80 , для 500 кВ – 85 (три провода в фазе), для 750 кВ – 88 (пять проводов в фазе). На рисунке 1. показана диаграмма изменений напряжения вдоль элементов системы Двухфазное к.з. При двухфазном к.з. токи и напряжения разных фаз неодинаковы. При к.з. между фазами В-С токи в этих фазах равны и направлены встречно. В неповреждённой фазе А ток равен нулю. Ib=Ic, Ia=0. Междуфазное напряжения Ubc равно нулю, а фазные напряжения равны между собой. На рисунке 2. показана диаграмма изменений напряжения вдоль элементов системы 8 Двухфазное к.з. на землю Для сетей с изолированной нейтралью этот вид к.з. практически не отличается от двухфазного. Токи и напряжения имеют теже значения, что и при двухфазном к.з. В сетях с заземлённой нейтралью двухфазное к.з.на землю значительно более опасное чем просто двухфазное к.з. Причина – значительное снижение междуфазных напряжений в месте к.з., так как одно междуфазное напряжение уменьшается до нуля, а два других до величины фазного напряжения неповреждённой фазы. При к.з. на фазах В-С с землёй ток Ia=0, напряжения Ubc=0; Ub=Uc=0; Uab=Uca=Ua. Однофазные замыкания на землю Однофазные к.з. могут быть только в сетях с заземлённой нейтралью. При этом соотношения токов и напряжений при к.з. на фазе А следующие: Ib=Ic=0; Ua=0. Однофазные замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью. При замыкании на землю одной фазы (фаза А) фазное напряжение Ua относительно земли становится равным нулю, а напряжения неповреждённых фаз Uв и Uс возрастают в 3 раз и становятся равным междуфазным. Величина тока замыкания определяется как: IЗ.З.=3UфωС, или IЗ.З.=3Uф/ХС. Таким образом, ток замыкания на землю определяется величиной емкостного тока линии, который в свою очередь зависит от ёмкости сети. Рисунок 3. Однофазное замыкание на землю в сети с изолированной нейтралью. 9 Ёмкостной ток на 1 километр кабельной линии можно посчитать по формулам: Для напряжения 6 кВ Iз.з. = 95+2,84𝑆 Uн. 2200+6𝑆 95+1,44𝑆 Для напряжения 10 кВ Iз.з. = 2200+0,23𝑆 Uн. Где, S – сечение кабеля в мм2, Uн – номинальное междуфазное напряжение кабеля. Емкостной ток на 1 километр воздушных линий определяется через удельные значения емкостных токов: Для 6 кВ – 0,015 А/км; Для 10 кВ – 0,025 А/км; Для 35 кВ – 0,1 А/км. Таким образом, однофазные замыкания непосредственной опасности для потребителей и системы не представляют. Учитывая это обстоятельство и возможное отсутствие у потребителей резерва, защиту от замыканий на землю в рассматриваемых типах сетях выполняют обычно действующей на сигнал. Контроль изоляции осуществляется в сетях 6-35кВ с действием на сигнал. 10 1.2. Основные требования, предъявляемые к релейной защите. К релейной защите предъявляются следующие основные требования: 1. Быстродействие. 2. Селективность. 3. Чувствительность. 4. Надежность. Быстродействие – это свойство релейной защиты отключать повреждение с минимально возможной выдержкой времени. Как уже указывалось, быстрое отключение поврежденного оборудования или участка электрической установки предотвращает или уменьшает размеры повреждений, сохраняет нормальную работу потребителей неповрежденной части установки, предотвращает нарушение параллельной работы генераторов. Длительное протекание тока короткого замыкания может привести к повреждению неповрежденных участков оборудования, линий, трансформаторов по которым протекает ток короткого замыкания из-за термического перегрева оборудования. Современные устройства быстродействующей релейной защиты имеют время действия 0,02–0,1 сек. Селективностью – называется способность релейной защиты выявлять место повреждения и отключать его только ближайшими к нему выключателями. Рисунок 4. Так, при КЗ в точке К1 (Рисунок 4.) для правильной ликвидации аварии должна подействовать защита только на выключателе Q1 и отключить этот 11 выключатель. При этом остальная неповрежденная часть электрической установки останется в работе. Такое избирательное действие защиты называется селективным. Если же при КЗ в точке К1 раньше защиты выключателя Q1 или одновременно с ней подействует защита выключателя Q4 и отключит этот выключатель, то ликвидация аварии будет неправильной, так как, кроме поврежденного электродвигателя M1, останется без напряжения неповрежденный электродвигатель М2. Такое действие защиты называется неселективным. Чувствительность – это свойство защиты надежно срабатывать при КЗ в конце защищаемого участка в минимальном режиме работы системы. Защита должна обладать такой чувствительностью к тем видам повреждений и нарушений нормального режима работы в данной электрической установке или электрической сети, на которые она рассчитана, чтобы было обеспечено ее действие в начале возникновения повреждения, чем сокращаются размеры повреждения оборудования в месте КЗ. Чувствительность защиты должна также обеспечивать ее действие при повреждениях на смежных участках. Так, например, если при повреждении в точке K1 (Рисунок 4.) по какой-либо причине не отключится выключатель Q1, то должна подействовать защита следующего к источнику питания выключателя Q4 и отключить этот выключатель. Такое действие защиты называется дальним резервированием смежного или следующего участка. Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительности, определяемым как отношение минимального значения контролируемой величины при КЗ в конце защищаемого участка к уставке защиты (Кч >1). Ток срабатывания защиты должен быть меньше тока короткого замыкания на величину, определяемую коэффициентом чувствительности (Кч). Уставка по напряжению и сопротивлению должна быть больше параметров напряжения и сопротивления срабатывания на такую же величину. Коэффициент чувствительности учитывает погрешности реле, расчета параметров, влияние переходного сопротивления и электрической дуги в месте КЗ и др. Надежность – это свойство защиты гарантированно выполнять свои функции на протяжении всего периода эксплуатации. Защита должна правильно и безотказно действовать на отключение выключателей оборудования при всех его повреждениях и нарушениях нормального режима работы, для действия при которых она предназначена, и не действовать в нормальных условиях, а также при таких 12 повреждениях и нарушениях нормального режима работы, при которых действие данной защиты не предусмотрено, и должна действовать другая защита. Требование надежности обеспечивается совершенством принципов защиты и конструкций аппаратуры, добротностью деталей, простотой выполнения, а также уровнем эксплуатации. Для дальнейшего повышения надежности применяют принципы ближнего или дальнего резервирования. Ближнее резервирование обеспечивается установкой на данном присоединении второй, резервной защиты, а для резервирования отказа выключателя — специального устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ). При дальнем резервировании отказ защиты и выключателя резервируется резервной защитой на вышестоящем, предшествующем элементе. 13 1.3. Принципы выполнения защит. 1.3.1. Защиты, основанные на физическом и математическом принципе. По принципу действия защиты могут реагировать на различные факторы, связанные с ненормальными режимами. Эти факторы можно разделить на физические (технологические) и математические (основанные на сравнении измеренных параметров – ток, напряжение, угол между ними). Защиты на физическом принципе: Газовая и струйная защиты трансформатора; Защита от повышения температуры; Защита от снижения уровня масла и давления элегаза; Дуговые защиты. Защиты на математическом принципе: Максимальная токовая защита (МТЗ); Токовая отсечка (ТО); Дифференциальные защиты; Дистанционные защиты и др. Фильтровые защиты и др. Первым простейшим защитным аппаратом, получившим широкое применение, стал предохранитель с плавкой вставкой. Основное достоинство – простота, дешевизна, отсутствие необходимости в настройке и ТО. Недостатки предохранителей – однократность действия, возникновение неполнофазного режима, невозможность проверки, заданной уставки. Более сложное защитное устройство — это автоматический выключатель, имеющий тепловой элемент и электромагнитную отсечку. Защиты, основанные на математическом принципе, получают информацию о изменениях тока и напряжения в сети, с помощью трансформаторов тока и трансформатора напряжения. Защиты, основанные на физическом принципе, получают информацию о изменениях температуры, давления, вспышек дуги и т.д., с помощью специальных устройств и датчиков, контролирующих вышеперечисленные явления. 14 1.3.2. Способы включения реле тока и напряжения сети. Обмотки реле могут включаться на ток и напряжение сети непосредственно или через измерительные трансформаторы тока и напряжения (Рисунок 5.). Реле первого типа называются первичным , второго типа — вторичными. Наибольшее распространение имеют реле вторичные, преимущества которых по сравнению с первичными состоят в том, что они изолированы от высокого напряжения, располагаются на некотором расстоянии от защищаемого элемента, в удобном для обслуживания месте и могут выполняться стандартными на одни и те же номинальные токи 5 или 1 А и номинальные напряжения 100 В независимо от напряжения и тока первичной цепи защищаемого элемента. Рисунок 5. а) – первичные реле; б) – вторичные реле Достоинством первичных реле является то, что для их включения не требуется измерительных трансформаторов, источников оперативного тока и контрольного кабеля. Первичные реле находят применение на электродвигателях, мелких трансформаторах и линиях малой мощности в сетях 3—6—10 кВ, т. е. там, где защита осуществляется по простейшим схемам посредством реле тока и напряжения и не требует большой точности. Во всех остальных случаях применяются вторичные реле. 1.3.3. Способы воздействия защиты на выключатель. Существует два способа воздействия защиты на отключение выключателя: прямой и косвенный. Защита со вторичными реле прямого действия 1 показана на рис. 6 (а). Реле 1 срабатывает, когда электромагнитная сила Fэ, создаваемая обмоткой 15 реле, станет больше силы Fп противодействующей пружины. При срабатывании реле его подвижная система 2 воздействует непосредственно (прямо) на расцепляющий рычаг 3 выключателя, после чего выключатель отключается под действием пружины 4. Реле прямого действия устанавливаются непосредственно в приводе выключателя, поэтому их часто называют встроенными. Защита с вторичным реле косвенного действия изображена на рис. 6 (б) При срабатывании реле 1 его контакты замыкают цепь обмотки электромагнита 2, называемого катушкой отключения выключателя. Под действием напряжения U, подводимого к зажимам этой цепи от специального источника (источники оперативного тока), в катушке отключения 2 появляется ток, сердечник 3 катушки отключения преодолевает сопротивление Fп пружины 5 и, втягиваясь, освобождает защелку 4, после чего выключатель отключается под действием пружины 6. Рисунок 6. а — защита со вторичными реле прямого действия; б — защита с вторичным реле косвенного действия; После отключения выключателя ток в обмотке исчезает и контакты реле размыкаются. Чтобы облегчить их работу по размыканию цепи, в которой проходит ток катушки отключения, предусмотрен вспомогательный блокировочный контакт БК, который размывает цепь катушки отключения еще до того, как начнут размыкаться контакты реле. Как видно из схемы на рис. 6 (б) для защиты с реле косвенного действия необходим вспомогательный источник напряжения — источник оперативного тока. Защита с реле прямого действия не требует источника оперативного тока, но реле 16 этой защиты должны развивать большие усилия для того, чтобы непосредственно расцепить механизм выключателя. Поэтому реле прямого действия не могут быть очень точными и имеют большое потребление мощности Усилия, развиваемые реле косвенного действия, могут быть незначительными, поэтому они отличаются большей точностью и малым потреблением. Кроме того, в защитах, которые состоят из нескольких реле, взаимодействие между ними проще осуществляется при помощи оперативного тока, а не механическим путем. В силу изложенного наиболее широко применяется защита со вторичными реле косвенного действия. Для простых токовых защит имеются вполне надежные конструкции токовых реле прямого действия, которые часто применяются в сетях среднего напряжения 6, 10, 35 кВ там, где отмеченные недостатки защит прямого действия не являются существенными. В рассмотренном примере работы защиты используется электромагнитное реле, которое достаточно простое и наглядное для понимания, но вот если брать современные микропроцессорные РЗА, то тут все будет выглядеть достаточно сложно, поэтому главное помнить, что итог и в том и в другом случае будет один: срабатывания защиты и отключения выключателя присоединения или просто действие защиты на сигнал. 1.3.4. Источники оперативного тока. Оперативным током называется ток, питающий цепи дистанционного управления выключателями, оперативные цепи релейной защиты, автоматики, телемеханики и различные виды сигнализации. Питание оперативных цепей и особенно тех ее элементов, от которых зависит отключение поврежденных линий и оборудования, должно отличаться особой надежностью. Поэтому главное требование, которому должен отвечать источник оперативного тока, состоит в том, чтобы вовремя к. з. и при ненормальных режимах в сети напряжение источника оперативного тока и его мощность имели достаточную величину как для действия вспомогательных реле защиты и автоматики, так для надежного отключения и включения соответствующих выключателей. Для питания оперативных цепей применяются источники постоянного и переменного тока. 17 Питание релейной защиты (далее - терминал) от оперативного постоянного тока (Рисунок 6.1), является наиболее надежным видом электроснабжения. Питается терминал оперативным постоянным током от системы оперативного постоянного тока (СОПТ), а тот в свою очередь получает питание от шин собственных нужд через зарядно-выпрямительную установку. Данная система включает в себя, как правило: зарядно-выпарительные установки, шины постоянного тока и подключенную параллельно шинам аккумуляторную батарею. То есть, в случае, если у нас пропадёт напряжение на шинах собственных нужд, питание шин постоянного тока будет осуществляться не через зарядно-выпрямительную установку, а через аккумуляторную батарею. А к шинам постоянного тока как раз и подключен терминал РЗА. Как мы можем видеть все очень надежно и самое главное автономно от внешних возможных не приятных факторов, которые могут случится в электрической сети. Рисунок 6.1. Питание терминала от постоянного тока. Но в использовании оперативного постоянного тока есть большой минус – это цена самого СОПТа. При постройке подстанций напряжением 6-35 кВ, процент затрат на установку СОПТа от общей суммы затрат очень велик, поэтому используют оперативный переменный ток. Для питания оперативных цепей переменным током используется ток или напряжение сети. При этом в качестве источников переменного оперативного тока служат: трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд. Однако, трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд непригодны для питания оперативных цепей защит от к.з, т.к. при к.з. 18 напряжение в сети резко снижается и может в неблагоприятных случаях становиться равным нулю. В то же время при повреждениях и ненормальных режимах, не сопровождающихся глубокими понижениями напряжения в сети, трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд могут использоваться для питания таких защит как, например, защиты от перегрузки, от замыканий на землю, повышения напряжения и др. Трансформаторы тока являются весьма надежным источником питания оперативных цепей для защит от к.з. При к.з. ток и напряжение на зажимах трансформаторов тока увеличиваются, поэтому в момент срабатывания защиты мощность трансформаторов тока возрастает, что и обеспечивает надежное питание оперативных цепей. Однако трансформаторы тока не обеспечивают необходимой мощности при повреждениях и ненормальных режимах, не сопровождающихся увеличением тока на защищаемом присоединении. Поэтому их нельзя использовать для питания защит от замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью, защит от витковых замыканий в трансформаторах и генераторах или защит от таких ненормальных режимов, как повышение или понижение напряжения и понижение частоты. Питание терминала от оперативного переменного тока, является менее надежным видом электроснабжения, правда, и, тут уже научились выходить из многих не приятных ситуаций. Выходом из неприятных ситуаций, которые могут произойти при КЗ, является использование питания терминала РЗА одновременно от трансформаторов тока и от трансформаторов собственных нужд через специальный блок питания (существуют и другие схемы). Допустим, если подключить терминал только к шинам собственных нужд, то в случае близких КЗ к шинам подстанции или на шинах собственных нужд происходит просадка напряжения до нуля как раз в тот момент, когда наша защита должна вступить в действие. Соответственно наша защита просто не сработает без напряжения, а если даже и сработает, не получится отключить выключатель. Если же подключить терминал только к трансформатору тока и в момент близкого КЗ использовать энергию короткого замыкания, то в принце все получится, только как отключать удаленные короткие замыкания? Вот это уже другой вопрос! Поэтому сегодня используют специальные блоки питания (Рисунок 6.2), к которым приходит питание и от ТТ и от ШСН. При удаленных КЗ или при работе в нормальных режимах питание терминала осуществляется от ШСН через блок 19 питания, а при КЗ вызвавших исчезновение напряжения на входе блока питания, энергоснабжение осуществляется от ТТ. Все просто! Самое интересное, что внутри таких блоков имеются конденсаторы, которые подзаряжаются и в случае исчезновения энергии и от ТТ и от ШСН, осуществляют питание терминалов определенное расчётное время. Так же в блоках питания (БПК5-Т) имеются конденсаторы для питания электромагнитов отключения выключателей, т.е. если не хватает мощности отключить электромагнит от шин собственных нужд, всегда будет возможно отключить выключатель при помощи энергии второго конденсатора. Рисунок 6.2. 20 1.4. Основные и резервные защиты. Для защиты трансформаторов, генераторов, электродвигателе, линий электропередач и шин применяют защиты, подразделяемые на основные и резервные защиты. Основная защита присоединения Согласно определению ПУЭ (п. 3.2.14) – “На каждом из элементов электроустановки должна быть предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем, меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит.” Таким образом на любом присоединении всегда есть основная защита. Это любая защита, которая защищает весь участок и действует быстрее, чем другие защиты. Все просто и понятно. Теперь примеры. Для линии 0,4, 6 или 10 кВ основная защита – это максимальная токовая защита (МТЗ). Защищает всю линию и работает быстрее остальных защит. Токовая отсечка срабатывает быстрее (0,1 с), чем МТЗ (0,9 с), но она защищает только часть линии, т.е. не может являться основной защитой (Рисунок 7). То же самое с защитой от перегрузки – хоть и реагирует на повреждения на всем участке, но срабатывает намного медленнее, чем МТЗ. Рисунок 7. МТЗ вообще является основной защитой для большей части присоединений 0,4-6 кВ, за исключением генераторов и мощных двигателей, там основная защита – 21 дифференциальная. Как это получается? МТЗ остается на присоединении, она реагирует на все виды КЗ, но появляется еще одна защита – дифференциальная. Дифференциальная защита двигателя или генератора также реагирует на КЗ на всем участке, но срабатывает быстрее, чем МТЗ. Звание основной защиты переходит ей, а МТЗ становится резервной. Еще один пример с защитой силовых трансформаторов. Трансформаторы мощностью до 6,3 МВА имеют в качестве основной защиты МТЗ, а вот начиная с 6,3 МВА и выше добавляется дифференциальная. Она и становится основной вместо МТЗ, а МТЗ переходит в разряд резервных. Резервная защита присоединения Опять же давайте сначала посмотрим определение (ПЭУ п.3.2.15) – “Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов следует предусматривать резервную защиту, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия. Если основная защита элемента обладает абсолютной селективностью (например, высокочастотная защита, продольная и поперечная дифференциальные защиты), то на данном элементе должна быть установлена резервная защита, выполняющая функции не только дальнего, но и ближнего резервирования, т. е. действующая при отказе основной защиты данного элемента или выведении ее из работы…” Рисунок 8. 22 Чаще всего резервной защитой присоединения является основная защита вышестоящего присоединения. Получается последовательная цепочка защит в которой все ступени “наползают” друг на друга. К примеру, при возникновении к.з. на шинах РТП-1 и отказе выключателя В2 в отключении к.з., Защита фидера-1 выступит в роле резервной защиты и отключит место повреждение выключателем В-1, пусть не селективно, но самое главное, что повреждение будет устранено (Рисунок 8). Таким образом резервная защита присутствует также всегда и для любого присоединения. Однако, если основная защита присоединения выполняется в виде дифференциальной или дифференциально-фазной защиты, то нужна еще одна защита, чтобы выполнить резервирование нижестоящего участка. Эта защита должна быть ступенчатой потому, что только ступенчатые могут выполнять дальнее резервирование. Об этом мы будем говорить ниже. Данную статью написал инженер-проектировщик Дмитрий Василевский Сайт: www.pro-rza.ru 23 1.5. Ближнее и дальнее резервирование защит. Резервирование релейных защит производится для увеличения надежности всего комплекса РЗА на подстанции, а надежность, как известно, — одно из четырех основных требований к релейной защите. Резервирование защит повышает живучесть всей энергосистемы и является одним из самых эффективных средств для уменьшения повреждений при коротких замыканиях и сохранения надежности потребителей. Основные причины отказа релейной защиты: Отказ аппаратной или программной (для цифровых терминалов) части релейной защиты; Отказ привода выключателя присоединения или обрыв его цепей управления; Повреждение токовых цепей от трансформатора тока к релейной защите; Повреждение цепей напряжения от трансформатора напряжения к релейной защите; Потеря напряжения оперативного тока на подстанции. Каким образом мы может устранить короткое замыкание на нашем присоединении если произошло одно из этих событий? Ответ – мы должны выполнить резервирование защит и выключателя нашего присоединения. Давайте разбираться как это делается. Дальнее резервирование Под дальним резервированием понимается такой способ резервирования, при котором в случае отказа в срабатывании (или неработоспособности) защиты или отказа в отключении выключателя поврежденного элемента, короткое замыкание ликвидируется действием защит, установленных на смежных элементах сети. Другими словами, короткое замыкание ликвидируется защитами не на объекте с отказавшим устройством, а защитами на других удаленных подстанциях. Защита фидера 1 на ПС-1 осуществляет дальнее резервирование защит ввода и СВ и, частично, защит отходящих линий РТП-1 (Рисунок 9). Для этого защита 24 фидера 1 должна иметь достаточную чувствительность к коротким замыканиям на смежном участке, что регламентируется ПУЭ (п.п. 3.2.15 и 3.2.25) Рисунок 9. При замыкании на шинах 10 кВ РТП-1, и отказе защит ввода защита фидера 1, на ПС-1, с выдержкой времени отключит фидер и устранит короткое замыкание. При этом ни одна из пяти основных причин отказа защит на РТП-1 не может повлиять на защиту фидера 1 ПС-1 потому, что защиты установлены на разных подстанциях. Таким образом мы имеем полноценное резервирование! Главное преимущество дальнего резервирования в том, что не нужно тратить средства на дополнительные релейные защиты – резервирование осуществляется вышестоящими защитами, которые помимо своего участка защищают еще и смежный. Справедливости ради стоит отметить, что защиты на одном объекте так же осуществляют дальнее резервирование нижестоящих присоединений, например, защиты ввода и СВ РТП-1 резервируют защиты отходящих линий. Однако, при этом они могут одновременно отказать, например, из-за потери напряжения оперативного тока. То же самое можно сказать и о дистанционных и токовых направленных защит, установленных на одной подстанции или станции. Неисправность трансформатора напряжения или его цепей может привести к нарушению принципа дальнего резервирования смежных защит (ввода и линии, СВ и линии), установленных на одной секции. 25 Таким образом, защиты, установленные на одном объекте, не всегда могут осуществлять полноценное дальнее резервирование, как это выполняется для смежных защит на разных объектах. Это, однако, не отменяет необходимость иметь достаточную чувствительность защит при КЗ на смежном участке, что проверяется соответствующим расчетом При всех преимуществах дальнее резервирование имеет и недостатки. Вот основные их них: Отключение слишком большого числа потребителей при сложных первичных схемах подстанции и наличии на одной линии нескольких отпаечных подстанций (обычно характерно для классов напряжения 110-220 кВ и выше) Сравнительно большое время отключения короткого замыкания по сравнению с непосредственными защитами присоединения. Например, токовая отсечка линии 10 кВ отключает близкое КЗ практически без выдержки времени, а защита ввода, осуществляющая дальнее резервирование – 1-2 с. Не всегда получается обеспечить достаточную чувствительность вышестоящих защит для осуществления дальнего резервирования, особенно для протяженных и разветвленных сетей В связи с этим для ответственных присоединений применяется ближнее резервирование релейных защит. Ближнее резервирование Ближнее резервирование – это наличие на защищаемом элементе второго комплекса защит от всех видов КЗ. Обычно эти комплекты выполнены на других принципах работы нежели основные защиты. Когда вы слышите про основную и резервную защиту трансформатора или линии, то речь идет именно о ближнем резервировании. Например, ближнее резервирование трансформатора 40 МВА осуществляется максимальной токовой защитой с пуском по напряжению. Данная защита резервирует основные защиты трансформатора, такие как дифференциальная (ДЗТ, ДТО) и газовая (Рисунок 10). 26 Рисунок 10. Ближнее резервирование. Для линии 220 кВ ближнее резервирование осуществляется комплектом ступенчатых защит – дистанционной и ТЗНП. В качестве основной защиты могут быть ДЗЛ, ДФЗ или защита с ВЧ-блокировкой. По сути вы не просто добавляете еще один комплект защит, но и делаете так, чтобы это комплект работал на другом принципе. Дифференциальная защита линии (ДЗЛ) не зависит от цепей напряжения, но зависит от канала связи (обычно ВОЛС). При это дистанционная защита и ТЗНП зависят от цепей напряжения, но им для работы не нужен канал связи. Вот это и есть ближнее резервирование. именно: Ближнее резервирование лишено недостатков дальнего резервирование, а отключает свой участок при отказе основной защиты, без излишнего действия; отключает присоединение с выдержками времени меньшими, чем защиты дальнего резервирования; всегда имеют достаточную чувствительность потому, что имеет ту же основную зону срабатывания, что и основная защита, в отличии от защит дальнего резервирования, которые резервируют защиты при КЗ в смежной зоне (работают со сниженной чувствительностью). 27 При этом, чтобы устранить влияние всех пяти основных причин отказа защит комплекты ближнего резервирования должны удовлетворять следующим условиям: Должны быть реализованы на разных аппаратах (на разных терминалах для цифровых защит и на разных панелях для электромеханических) Иметь независимые от основных защит цепи отключения на свой выключатель Иметь независимые от основных защит токовые цепи (от разных трансформаторов тока или от разных вторичных обмоток одного ТТ) Иметь разные принципы работы с основными защитами присоединения Получать питание от разных секций шкафа оперативного тока на подстанции При выполнении всех этих требований мы получим полноценное ближнее резервирование защит присоединения. Когда применяется дальнее и ближнее резервирование? Дальнее резервирование должно применяется абсолютно во всех случаях, для любого класса напряжения и любого присоединения. Ближнее резервирование применяется не всегда, из-за высокой стоимости комплексного решения. Стоит отметить, что если на присоединении установлен комплект ближнего резервирования основных защит, то этот же самый комплект может осуществляет и дальнее резервирование нижестоящих защит. Это связано с тем, что в качестве комплектов ближнего резервирования обычно используются ступенчатые защиты. Какие виды релейных защит могут осуществлять дальнее и ближнее резервирование? Из вышесказанного понятно, что дальнее резервирование осуществляют только ступенчатые защиты, с относительной селективностью – максимальные токовые (МТЗ) и дистанционные. Токовая отсечка не может осуществлять дальнее резервирование потому, что по принципу настройки не захватывает смежный элемент. 28 Защиты с абсолютной селективностью (дифференциальные, дифференциально-фазные, с логической селективностью и т.д.) не могут осуществлять дальнее резервирование по принципу действия. Невозможность осуществления дальнего резервирования смежных защит – одно из самых больших недостатков защит с абсолютной селективностью. Ближнее резервирование могут осуществлять любые релейные защиты, но обычно его также выполняют ступенчатые защиты. Защиты с абсолютной селективностью (ДЗТ, ДЗЛ, ДФЗ, ДЗШ и т.д.) осуществляют ближнее резервирование только если на присоединении, по требованиям, установлены две основные защиты, например, когда речь идет о защите шин КРУЭ или защите АТ мощностью 80 МВт и выше. Резервирование при отказе выключателя Даже если вы установите три комплекта защит на присоединение, с выполнением всех необходимых требований, неисправный выключатель не позволит вам устранить короткое замыкание подобными системами ближнего резервирования. Поэтому к дополнительным комплектам защит добавляется еще одна система ближнего резервирования – УРОВ. Устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ) предназначено для отключения смежных выключателей, питающих присоединение, при отказе собственного выключателя. Обычно УРОВ отключает присоединение быстрее, чем защиты дальнего резервирования, что улучшает условия работы энергосистемы. Данную статью написал инженер-проектировщик Дмитрий Василевский Сайт: www.pro-rza.ru 29 1.6. Заключение к первой части. Друзья, в первой части мы с вами изучили базовые знания по релейной защите, теперь мы переходим к более сложному второму разделу, в котором рассмотрим основные и резервные защиты, применяемые в электрических сетях от 6 кВ и до 750 кВ. Многие вопросы я намерено упустил в первой части, так как рассматривание их без примеров в различных защитах было бы делом не совсем удобным и быстро забываемым. Хотелось бы поблагодарить: Николая Васильевича Чернобровова, за создание книги по релейной защите, которая и легла в основание написания этого курса. Инженера-проектировщика, Дмитрия Василевского, статьями которого я так же потчевал своих читателей. Вячеслава Борисовича Сукенника, Эксперта ВУЦ Филиала ОАО «РусГидро» – «КорУнГ» за его замечательный конспект «Конспект лекции по теме: Основные принципы работы и структурные схемы релейной защиты и автоматики, противоаварийной системной автоматики». Спасибо за внимание! 30
