Релейная защита как часть общего комплекса автоматизации электрической системы

Проверка взаимодействия проверяемого устройства РЗА с другими устройствами РЗА я коммутационными аппаратами.

Проверку взаимодействия устройств РЗА следует производить, как правило, на выведенных из работы устройствах РЗА и разобранных разъединителями схемах первичных соединений коммутационных аппаратов.

При невозможности опробования действия устройства РЗА непосредственно на другие устройства РЗА и коммутационные аппараты следует произвести это опробование косвенным способом, например, на реле, вольтметр и т. п. при соответствующем положении коммутационного аппарата.

Проверку взаимодействия следует производить как это было изложено в п.3.7

Проверка взаимодействия проверяемого устройства РЗА с включенными в работу устройствами РЗА.

Проверку взаимодействия проверяемого устройства РЗА с включенными в работу устройствами РЗА производить при номинальном напряжении оперативного тока в следующей последовательности:

а) проверить отсутствие подсоединения на рядах выводов устройств РЗА цепей связи с проверяемым устройством;

б) проверить отсутствие (наличие) сигналов на соответствующих выводах проверяемого устройства;

в) подсоединить цепи связи с другими устройствами на рядах выводов проверяемого устройства, предварительно проверив "прозвонкой" правильность маркировки жил и их изоляцию (п. З.б);

13. Механическая регулировка и ремонт реле

Тематический план занятия:

1. Цель занятия освоение механическая регулировка и ремонт реле[2]; Гл8, §1.7.

2. Характеристика механических регулировок и ремонта реле[2]; Гл8, §1.8.

3. Применение механическая регулировка и ремонт реле в системе электроснабжения[2]; Гл8, §1.9.

Механическая регулировка наряду с надежностью в конечном итоге должна обеспечить получение правильных тяговых характеристик контакторов и такую настройку контактов, которая определит их максимальную износоустойчивость. Работу главных контактов различных аппаратов, даже значительно отличающихся по конструкции, характеризуют одни и те же показатели: раствор, провал, перекат, проскальзывание, начальное и конечное нажатие. Правильное соотношение этих величин достигается путем специальной регулировки контактов.

Механическая регулировка и настройка электрических параметров ( уставок) имеют ювои особенности, указанные ниже.

Механическая регулировка тормозов включает тщательную проверку состояния всех деталей, зазоров и натяжения пружин. Кроме того, проверяют состояние изоляции катушек электромагнита, добавочного и разрядного сопротивлений ( при наличии последних), измеряют сопротивление катушек постоянному току. Испытание и регулировку электромагнитных тормозов осуществляют под током. Подрегулировку тормозов производят в процессе эксплуатации.

Механическая регулировка реле обеспечивает при срабатывании блокирующего электромагнита Б механическое застопоривание его якоря, а при срабатывании разблокирующего электромагнита Р - возврат заблокированного якоря электромагнита в исходное состояние.

Механическая регулировка контакторов серии КТ производится в период плановых ремонтов и текущих ревизий. При первоначальной наладке вновь смонтированных контакторов перечисленные ниже операции носят характер проверки.

Механической регулировке подлежит тяжение двух спиральных пружин в центральном приборе ( прибор 6) установки лага.

После механической регулировки каждое реле электрически проверяют на технические условия по паспорту, в. Электрическая проверка дает возможность одновременно проверить исправность обмоток реле, качество паек монтажа и целость всех электрических цепей прибора. При электрических проверках реле необходимо следить за напряжением аккумуляторной батареи, которое должно быть в пределах установленной нормы.

После механической регулировки каждое реле электрически проверяют на соблюдение технических условий по паспорту, в котором указаны токи срабатывания и отпускания, а также время срабатывания и отпускания реле. Электрическая проверка дает возможность одновременно проверить исправность обмоток реле, качество паек монтажа и целость всех электрических цепей прибора. При электрических проверках реле необходимо следить за, напряжением аккумуляторной батареи, которое должно быть в.

После механической регулировки проверяют работу реле на технические условия по паспорту, в котором указаны токи срабатывания и отпускания и время срабатывания и отпускания реле. Электрическая проверка дает возможность одновременно проверить исправность обмоток реле, качество паек монтажа и целость всех электрических цепей прибора. При электрических проверках реле необходимо следить за напряжением аккумуляторной батареи, которое должно находиться в пределах установленной нормы.

Проверка механической регулировки реле производится аналогично проверке реле РТ-40. Зазор между якорем и полюсами электромагнита устанавливается около 0 6 мм.

Проверка механической регулировки рычажного переключателя заключается в измерении давления контактных пружин и измерении расстояния между ними. Измерение давления контактных пружин осуществляется с помощью граммометра, применяемого при регулировке реле ( с пределом измерений, равным 60г), а для измерения расстояния между пружинами нужно иметь набор щупов толщиной от 0 05 до 1 мм.

Закончив механическую регулировку, регулируют электрический ток в рабочей цепи прибора и выключают двигатель.

При механической регулировке необходимо убедиться в наличии и симметричном расположении немагнитных прокладок вокруг сердечника. Неравномерный боковой зазор приводит к одностороннему притяжению - залипанию или частичному затиранию якоря при включении.

При механической регулировке производится затяжка всех гаек, винтов, установка недостающих деталей.

При механической регулировке производится затяжка всех гаек, винтов и установка недостающих деталей.

При механической регулировке производится затяжка всех гаек, винтов, установка недостающих деталей.

При механической регулировке контактов оценка их состояния производится по следующим показателям.

При механической регулировке реле необходимо проследить, чтобы поверхности призмы качания якоря и ее гнезда были гладкими. Якорь должен прилегать к сердечнику по плоскости, в противном случае ребро сердечника быстро сомнет немагнитную прокладку; поверхности прилегания не должны иметь мелких выступов и кривизны.

При механической регулировке реле ( рис. 68) необходимо проверить следующие детали конструкции.

Монтаж и механическая регулировка разъединителей внутренней установки и их приводов должны обеспечивать надежную эксплуатацию аппаратов.

Монтаж и механическая регулировка разъединителей типа РВ и их приводов типа ПР должны обеспечивать надежную эксплуатацию аппарата. При этом ножи разъединителей при включении не должны доходить до упора на 3 - 5 мм; ножи должны правильно ( по центру) попадать в неподвижные контакты и входить в них без ударов и перекосов; неодновременность включения ножей трехполюсных разъединителей не должна превышать 3 мм при измерении этого расстояния между ножом и неподвижным контактом.

В объем механической регулировки входит также установка всех недостающих болтов, гаек и шайб.

При наличии механической регулировки пуск и остановку регулировочного электродвигателя осуществляют при помощи кнопок, располагаемых отдельно от основных кнопок управления прессом. Для контроля пределов регулировки на направляющих ползуна наносят шкалу, а во избежание поломки устанавливают конечные выключатели.

После окончания механической регулировки нужно подсоединить монтажные провода подвижного и неподвижного контактов к зажимам на цоколе реле и установить этикетку, привернув ее двумя винтами.

В объем механической регулировки входит также установка всех недостающих болтов, гаек и шайб.

В объем механической регулировки контакторов входят следующие операции.

Задание по СРС.

· Ответы на контрольные вопросы [2]; Гл8, §1.7.

· Решение задач по [2]; Гл5.

Занятие по КМРО.

Спрашивать и анализировать вопросы по СРС по модулю №13.

14. Схемы релейной защиты

Тематический план по занятию:

1. Цель занятия освоение схем релейной защиты[1]; Гл4, §4.4.

2. Составление принципиальных схем[1]; Гл4, §4.5.

3. Применение схемы релейной защиты в системе электроснабжения[1]; Гл4, §4.6.

Типы устройств релейной защиты трансформаторов. Для защиты понижающих трансформаторов мощностью 1 MB-А и более от повреждений и ненормальных режимов (§ 2) предусматриваются следующие основные типы релейной защиты [1, 3, 10].

Продольная дифференциальная защита -- от КЗ всех видов в обмотках и на их выводах; применяется на трансформаторах начиная с мощности 6,3 MB-А, но может устанавливаться и на трансформаторах меньшей мощности (но не менее 1 MB-А).

Токовая отсечка без выдержки времени -- от КЗ всех видов на выводах трансформатора со стороны питания; применяется на трансформаторах, не оборудованных продольной дифференциальной защитой.

Газовая защита -- от всех видов повреждений внутри бака (кожуха) трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла в баке; в соответствии с ГОСТ 11677--85 газовое реле устанавливается на всех масляных трансформаторах с расширителем начиная с мощности 1 MB-А, в связи с чем для таких трансформаторов должны быть выполнены и электрические цепи газовой защиты. Для сухих трансформаторов выполняется манометрическая защита (§ 2).

Максимальная токовая защита со стороны питания-- от КЗ всех видов на выводах и внутри трансформатора, а также от внешних КЗ, т. е. повреждений на шинах щита НН и на отходящих линиях НН (на случай отказа их собственных защитных и коммутационных аппаратов).

Специальная токовая защита нулевой последовательности-- от КЗ на землю в сети НН, работающей с глухозаземленной нейтралью.

Специальная резервная максимальная токовая защита -- от междуфазных КЗ в сети НН (при недостаточной чувствительности к КЗ в зонах дальнего резервирования максимальной токовой защиты по п. 4).

Максимальная токовая защита в одной фазе -- от свертоков, обусловленных перегрузкой; устанавливается на трансформаторах начиная с мощности 0,4 MB-А, у которых возможно возникновение перегрузки после отключения параллельно работающего трансформатора или подключения дополнительной нагрузки в результате действия сетевого или местного устройства АВР.

Защита (сигнализация) от однофазных замыканий на землю в обмотке или на выводах трансформатора, а также на питающей линии 10 кВ.

Основные защиты -- дифференциальная, газовая, токовые максимальные защиты, и в том числе отсечка, действуют на отключение трансформатора как со стороны высшего напряжения (выключателем), так и со стороны низшего напряжения (автоматом). Защита от перегрузки может действовать на сигнал, на разгрузку, а Р НЕКОТОРЫХ СЛУЧАЯХ НА НЕОБСЛУЖИВАЕМЫХ ПОДСТАНЦИЯХ -- НА ОТКЛЮЧЕНИЕ ТРАНСФОРМАТОРА. НА РИС. 13 ПОКАЗАНЫ ОБМОТКИ ТОКОВЫХ РЕЛЕ ВСЕХ ПЕРЕЧИСЛЕННЫХ ЗАЩИТ, КРОМЕ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ, А ТАКЖЕ УСЛОВНО -- ГАЗОВАЯ ЗАЩИТА 3 И ЦЕПИ СИГНАЛИЗАЦИИ ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ В СЕТИ 10 КВ. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА РАССМАТРИВАЕТСЯ В § 11. КАК ВИДНО ИЗ РИС. 13, НА ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРАХ УСТАНАВЛИВАЕТСЯ НЕСКОЛЬКО ТИПОВ ЗАЩИТ, ДОПОЛНЯЮЩИХ И РЕЗЕРВИРУЮЩИХ ДРУГ ДРУГА. ТАКОЕ РЕЗЕРВИРОВАНИЕ НАЗЫВАЕТСЯ БЛИЖНИМ. НАРЯДУ С НИМ ЗАЩИТА ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ДОЛЖНА ОСУЩЕСТВЛЯТЬ ДАЛЬНЕЕ РЕЗЕРВИРОВАНИЕ, Т. Е. С ДОСТАТОЧНОЙ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТЬЮ ДЕЙСТВОВАТЬ ПРИ ВСЕХ ВИДАХ КЗ НА ЭЛЕМЕНТАХ СЕТИ НН ПРИ ОТКАЗЕ ИХ СОБСТВЕННЫХ ЗАЩИТ ИЛИ КОММУТАЦИОННЫХ АППАРАТОВ. НЕСМОТРЯ НА ТО, ЧТО «ПРАВИЛА» [1] В НЕКОТОРЫХ СЛУЧАЯХ РАЗРЕШАЮТ НЕ РЕЗЕРВИРОВАТЬ УДАЛЕННЫЕ КЗ, В ПОСЛЕДНИЕ ГОДЫ МНОГИЕ ПРОЕКТНЫЕ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОРГАНИЗАЦИИ СТРЕМЯТСЯ К ДОСТИЖЕНИЮ ПОЛНОЦЕННОГО ДАЛЬНЕГО РЕЗЕРВИРОВАНИЯ. ЕЩЕ БОЛЕЕ СЛОЖНЫМ ОКАЗЫВАЕТСЯ ВЫПОЛНЕНИЕ ДАЛЬНЕГО РЕЗЕРВИРОВАНИЯ ЗАЩИТАМИ ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ 10 КВ НЕ ОТКЛЮЧИВШИХСЯ КЗ ЗА ТРАНСФОРМАТОРАМИ 10 КВ, ОСОБЕННО НЕБОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ, А СЛЕДОВАТЕЛЬНО, С БОЛЬШИМ СОПРОТИВЛЕНИЕМ. ОЧЕНЬ МНОГИЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ 10 КВ НЕ ОБЕСПЕЧЕНЫ ДАЛЬНИМ РЕЗЕРВИРОВАНИЕМ, И ПОЭТОМУ ОСОБЕННО ВАЖНО ОБЕСПЕЧИТЬ НАДЕЖНОЕ ФУНКЦИОНИРОВАНИЕ ИХ СОБСТВЕННЫХ ЗАЩИТНЫХ И КОММУТАЦИОННЫХ АППАРАТОВ И ИХ ВЗАИМНОЕ РЕЗЕРВИРОВАНИЕ.

Рис. 13. Типы и реле защит трансформаторов 10/0,4 кВ (обозначения приведены в тексте)

Функциональные схемы релейной защиты трансформаторов 10 кВ. Релейная защита трансформаторов может выполняться с помощью вторичных реле прямого или косвенного действия. Вторичными называются реле, включенные через измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Реле прямого действия выполняют функции измерительного органа тока (напряжения) и одновременно -- электромагнита отключения выключателя (ЭО). В нашей стране выпускаются вторичные токовые реле прямого действия мгновенные (РТМ) и с выдержкой времени (РТВ). Они используются, для защиты понижающих трансформаторов с высшим напряжением 6 и 10 кВ, имеющих на стороне ВН выключатель.

Рис. 14. Функциональные схемы релейной защиты понижающего трансформатора с реле прямого (а) и косвенного (б) действия

В некоторых случаях с помощью реле прямого действия осуществляется защита трансформаторов 35 кВ, также при наличии выключателя на стороне ВН.

Токовые реле прямого действия используются для выполнения токовой отсечки и максимальной токовой защиты (без пускового органа напряжения) на трансформаторах мощностью, как правило, не более 1,6 MB-А. Это объясняется тем, что реле прямого действия менее точные, чем реле косвенного действия, имеют меньший коэффициент возврата и, следовательно, защита с реле прямого действия получается менее чувствительной (§ 8). Функциональная схема защиты с реле прямого действия очень проста (рис. 14,а).

Для защиты более мощных трансформаторов 10/0,4 кВ, 10/6 кВ, 10/10 кВ (§ 1) используются реле косвенного действия. Релейная защита на этих реле имеет значительно более сложную функциональную схему (рис. 14,6). Измерительная часть защиты состоит из измерительных органов (реле), которые не прерывно получают информацию о состоянии защищаемого объекта от трансформаторов тока ТТ и трансформаторов напряжения ТН.

Рис. 15. Примеры выполнения логических операций с помощью контактных схем и условные обозначения операций

Когда измеряемая величина (ток, напряжение) достигнет заранее заданного значения, называемого параметром срабатывания или уставкой, измерительный орган срабатывает и подает сигнал на логическую часть защиты.

Логическая часть релейной защиты предназначена для выполнения логических операций -- сложения, умножения, отрицания и задержки.

Логическая операция сложения осуществляется элементом «ИЛИ» и соответствует параллельному соединению замыкающих контактов двух или трех реле (рис. 15, а). Эта операция осуществляется, например, в схемах максимальных и дифференциальных токовых защит трансформаторов, в которых для отключения трансформатора достаточно срабатывания лишь одного из токовых реле: А, или В, или С.

Логическая операция умножения осуществляется логическим элементом «И» и соответствует последовательному соединению замыкающих контактов (рис. 15,6). Такая операция используется, например, в схеме максимальной токовой защиты Т с пусковым органом напряжения Н. Для отключения трансформатора необходимо одновременное срабатывание и токового органа Т, и органа напряжения Я.

Логическая операция отрицания «НЕ» выполняется в тех случаях, когда необходимо запретить действие какого-либо одного устройства при срабатывании другого. Например, запретить автоматическое повторное включение (АПВ) трансформатора при срабатывании защит от внутренних повреждений -- газовой и дифференциальной. Эта операция осуществляется с помощью промежуточного реле П, размыкающий контакт которого включается в выходную цепь запрещаемого устройства защиты или автоматики (рис. 15, в).

Логические операции задержки выполняются в основном с помощью различных органов (реле) времени, а при небольших задержках -- с помощью специальных промежуточных реле.

Логическая часть действует на отключение выключателей через исполнительный орган защиты, в задачу которого входит усиление и размножение командных сигналов. Исполнительный орган состоит из промежуточных реле, контакты которых рассчитаны на относительно большие токи, потребляемые 30 выключателей. Исполнительный орган действует таким образом, чтобы отключить поврежденный трансформатор со всех сторон (рис. 14,6).

Сигнальный орган защиты предназначен для фиксирования и сигнализации срабатывания отдельных элементов и всей защиты в целом. По сигналам этого органа дежурный персонал узнает о повреждениях и ненормальных режимах на подстанции, а персонал службы релейной защиты анализирует действия защитных устройств.

Логическая часть, исполнительный и сигнальный органы защиты, а также электромагниты управления коммутационных аппаратов должны иметь источник питания, который бы обеспечивал их оперативным током. Для измерительной части, выполненной на полупроводниковых элементах, также требуется источник питания (штриховая линия на рис. 14,6).

Оперативный ток. Оперативным называется ток, обеспечивающий работу логической (иногда и измерительной) части релейной защиты, ее исполнительного и сигнального органов, а также электромагнитов управления коммутационных аппаратов (рис. 14,6). Очевидно, что надежное функционирование устройства релейной защиты в целом во многом определяется надежностью источников питания и схемы оперативного тока.

Источники оперативного токя должны всегда, в любых аварийных режимах обеспечивать такие значения напряжения и мощности, которые гарантируют надежное действие релейной защиты и электромагнитов управления коммутационных аппаратов.

На подстанциях распределительных сетей могут применяться следующие виды оперативного тока и их источники:

постоянный -- аккумуляторные батареи;

переменный -- измерительные трансформаторы тока ТТ и трансформаторы напряжения ТН, а также трансформаторы собственных нужд ТСН;

выпрямленный -- блоки питания (токовые называются БИТ, напряжения --БПН, БПНС) и другие выпрямительные устройства;

ток разряда конденсаторов -- предварительно заряженные конденсаторы, собранные в блоки (БК), которые устанавливаются совместно с блоками для заряда конденсаторов (УЗ, БПЗ).

Из всех перечисленных источников оперативного тока самым надежным является аккумуляторная батарея. Это автономный источник, обеспечивающий работу устройств защиты, автоматики и управления даже при полном отключении подстанции от питающей электрической сети. К сожалению, промышленность не выпускает достаточно надежных, дешевых и простых в обслуживании аккумуляторных батарей для подстанций распределительных сетей. Аккумуляторные батареи устанавливаются только на электростанциях и на крупных районных подстанциях, где защиты всех элементов, и в том числе трансформаторов 10 и 6 кВ, выполняются на постоянном оперативном токе.

Источники переменного оперативного тока -- измерительные трансформаторы тока и- напряжения ТТ и ТН, а также трансформаторы собственных нужд ТСН могут обеспечить надежное питание устройств релейной защиты только при их совместном использовании. Например, при близких трехфазных КЗ не смогут обеспечить защиту оперативным током ТН и ТСН, так как в этих случаях происходит глубокое, вплоть до нуля, снижение напряжения на подстанции. Но зато ТТ, через первичную обмотку которых проходит основной ток КЗ, могут обеспечить работу и устройств релейной защиты, и электромагнитов управления. Схемы, в которых измерительные трансформаторы тока используются также как источники оперативного тока, называются схемами с дешунтированием электромагнитов управления (см. далее). Если же повреждение трансформатора не сопровождается большими токами КЗ, как, например, при витковом замыкании в одной из фаз его обмоток, или вообще не происходит увеличения тока сверх нормального, например, при уходе масла из бака трансформатора, то в качестве источников оперативного тока для работы соответствующих устройств защиты могут использоваться ТН или ТСН. По этому же принципу строится схема питания устройств защиты выпрямленным оперативным током. Для защиты трансформаторов 10 кВ выпрямленный ток применяется редко. Также редко используется на подстанциях 10 кВ энергия предварительно заряженных конденсаторов, которая может обеспечить работу устройств защиты и автоматики при полном погашении подстанции, например при отключении части электродвигателей перед повторной подачей напряжения на подстанцию, чтобы облегчить пуск (самозапуск) более ответственных электродвигателей. При необходимости отключения электродвигателей 0,4 кВ при погашениях подстанций 10/0,4 кВ, как правило, используют механическую энергию, запасенную в предварительно сжатых пружинах привода магнитных пускателей или автоматических выключателей. Для освобождения пружины используются так называемые нулевые расцепители, срабатывающие при исчезновении напряжения.

Схемы с дешунтированием электромагнитов от включения (ЭО). Для выполнения защиты трансформаторов 10 (6) кВ, как и других элементов этого класса напряжения, широко используется принцип дешунтирования ЭО контактами специальных реле с целью подключения ЭО к трансформаторам тока. Принцип работы схемы с дешунтированием 30 показан на рис. 16 (условно только для одной фазы). На рис. 16, а положение контактов дешунтирующего специального реле Р показано при нормальном рабочем режиме, когда по защищаемому элементу проходит рабочий ток /раб. Электромагнит ЭОшунтирован размыкающим контактом / специального реле Р. Дополнительно цепь 30 разомкнута замыкающим контактом 2 этого же реле для того, чтобы на 30 не было подано напряжение и не создавалась возможность излишнего срабатывания 30 при нарушении цепи шунтирующего контакта 1. В этом режиме вторичный ток I2Раб проходит только через релеP.

При возникновении КЗ на защищаемом элементе (трансформаторе, линии) реле Рсрабатывает и переключает свои контакты 1 и 2 в положение, показанное на рис. 16,6. При переключении сначала замыкается контакт 2, а затем размыкается контакт / для того, чтобы не создавался даже кратковременно опасный режим работы трансформатора тока ТТ с разомкнутой вторичной обмоткой. При замыкании контакта 2 и размыкании контакта / электромагнит 30 дешунтируется и по нему проходит тот же вторичный ток КЗ /2к, что и по катушке реле Р. Применяемые схемы рассчитаны таким образом, что мощность, отдаваемая трансформатором тока ТТ, достаточна для срабатывания стандартного 30 выключателя 6--35 кВ.

В качестве 30 выключателей используется либо специальный электромагнит для схем с дешунтированием (ЭОтт, ТЭО), либо токовое мгновенное реле прямого действия РТМ. Наименьший ток срабатывания РТМ равен 5 А, ЭОтт и ТЭО --3 А.

Рис. 16. Принцип работы схемы с дешунтированием электромагнита отключения ЭО (для одной фазы): а -- положение контактов реле Р в нормальном режиме; б -- после срабатывания реле Р при коротком замыкании

Для схем с дешунтированием 30 применяют два типа стандартных электромеханических реле [11]: РТ-85, РТ-95 -- индукционные реле косвенного действия, позволяющие осуществить простую двухступенчатую защиту трансформатора 10 кВ (линии, блока линия -- трансформатор), состоящую из токовой отсечки мгновенного действия и максимальной токовой защиты с обратнозависимой от тока выдержкой времени (§ 7, 8);

РП-341 -- специальные промежуточные реле со встроенным маломощным выпрямительным устройством, которые выполняют роль исполнительного органа более сложных защит, например максимальной токовой защиты трансформатора с независимой от тока выдержкой времени или дифференциальной защиты (§ 8).

Эти реле имеют специальные усиленные переключающие контакты, способные переключить ток КЗ, вторичное значение которого не превышает 150 А при условии, что полное сопротивление дешунтируемых ЭО не превышает 4,5 Ом при токе 3,5 А и 1,5 Ом при токе 50 А [11]. Вторичное значение тока КЗ определяется по выражению (без учета погрешности трансформаторов тока)

где I1К-- ПЕРВИЧНОЕ МАКСИМАЛЬНОЕ ЗНАЧЕНИЕ ТОКА ЧЕРЕЗ ЗАЩИТУ ПРИ КЗ В МЕСТЕ ЕЕ УСТАНОВКИ, А; KСХ- КОЭФФИЦИЕНТ СХЕМЫ, ПОКАЗЫВАЮЩИЙ, ВО СКОЛЬКО РАЗ ТОК В РЕЛЕ ПРЕВЫШАЕТ ВТОРИЧНЫЙ ТОК ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА ПРИ ТРЕХФАЗНОМ КЗ НА ЗАЩИЩАЕМОМ ЭЛЕМЕНТЕ (§ 7); NТ.Т -- КОЭФФИЦИЕНТ ТРАНСФОРМАЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА.

Для защиты трансформаторов 10 кВ, подключенных вблизи крупных районных подстанций 110/10 кВ, условие I2к ?150 А не всегда может быть выполнено. Действительно, при мощности трансформатора 110 кВ более 10 MB-А первичные токи КЗ на шинах 10 кВ превышают 5 кА. При использовании на трансформаторе 10 кВ мощностью 1 MB-А трансформаторов тока с nт.т = 100/5 и при kсх=1 (стандартная схема неполной звезды) вторичное значение тока КЗ I2к, вычисленное по выражению (20), намного превысит допустимое--150 А. Для уменьшения значения тока I2к можно было бы увеличить коэффициент трансформации Nе,но при этом следует предварительно убедиться в достаточной чувствительности не только реле защиты, но и дешунтируемого электромагнита отключения ЭО при КЗ в конце защищаемой линии и в зонах дальнего резервирования.

На действующих трансформаторных подстанциях 10 кВ, где в результате реконструкции питающей электрической сети могут возрасти токи КЗ (например, при замене на ближайшей питающей подстанции ПО кВ трансформаторов мощностью 10 MB-А на трансформаторы мощностью 16 или 25 MB-А), следует оценить новое значение I2к с учетом токовой погрешности трансформаторов тока [9, 12]. Эта рекомендация обосновывается тем, что уже при токе I2к = 150 А кратность тока КЗ по отношению к стандартному вторичному номинальному току трансформаторов тока (5 А) составляет 30, а при такой большой кратности большинство трансформаторов тока этого класса напряжения работает с повышенным насыщением магнитопровода и токовыми погрешностями более 10%. Решить вопрос о возможности оставления в работе схемы с дешунтированием ЭО можно путем вычисления уточненного значения вторичного тока КЗ I2К с учетом действительного значения токовой погрешности ТТ (§ 8).

Возможность применения схем с дешунтированием ЭО определяется не только условием I2к ?150 А, но еще двумя следующими требованиями:

после дешунтирования ЭО, несмотря на возможное снижение вторичного тока ТТ из-за увеличения их токовой погрешности, не должен произойти возврат сработавших токовых (промежуточных) реле, дешунтирующих ЭО (рис. 16,6);

должна быть обеспечена достаточная чувствительность ЭО после их дешунтирования, опять-таки с учетом того, что после дешунтирования вторичный ток ТТ может значительно снизиться по сравнению с режимом до дешунтирования ЭО.

Для оценки возможностей выполнения этих требований необходимо вычислить значение токовой погрешности трансформаторов тока ТТ после дешунтирования ЭО.

Размещено на Allbest.ru