Размещено на http://www.allbest.ru/

5

Размещено на http://www.allbest.ru/

Самарский государственный технический университет

Учебное пособие

Микропроцессорные устройства релейной защиты элементов энергетической системы

О.Н. Шелушенина

г. Самара

2012

Оглавление

миуропроцессорный уставка релейный трансформатор

Предисловие

Введение

1. Микропроцессорные защиты шкафов типа ШЭ2607 011.021 и ШЭ2607 012.021 фирмы «ЭКРА»

2. Расчет ступенчатых воздушных линии 110 - 220 кв

2.1 Расчет дистанционной защиты

2.2 Пример расчета дистанционной защиты типа ШЭ2607 021

2.3 Расчет токовой отсечки без выдержки времени от междуфазных КЗ для линий с двухсторонним питанием

3. Выбор основной защиты линий 110 - 220 кВ

4. Расчет защит трапнсформатора

4.1 Методика выбора уставок дифференциальной защиты трансформатора шкафа ШЭ2607 041 фирмы «ЭКРА»

4.2 Пример расчета дифференциальной токовой защиты понижающего трансформатора подстанции (защиты шкафа ШЭ2607 041)

4.3 Защиты трансформаторов от сверхтоков при внешних КЗ и перегрузок

4.4 Пример расчета защит от сверхтоков при внешних КЗ трансформатора понижающей подстанции (защиты шкафа ШЭ2607 041)

4.5 Расчет защит от перегрузки

5. Защиты сборных шин электрических станций и подстанций

5.1 Микропроцессорная защита сборных шин типа ШЭ2607 061

5.2 Расчет микропроцессорной защиты сборных шин

5.3 Пример расчета микропроцессорной защиты сборных шин

6. Расчет токов короткого замыкания для выбора уставок релейной защиты

6.1 Принимаемые допущения

6.2 Составление схемы замещения и определение сопротивлений отдельных элементов

7. Задание и методические указания к курсовой работе по курсу «Микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики»

Заключение

Список рекомендуемой литературы



Предисловие

Настоящее учебное пособие охватывает часть курса «Микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики» для магистерской подготовки по направлению 140400 «Электроэнергетика и электротехника».

Пособие написано в соответствии с программой дисциплины и предназначено в помощь студентам при выполнении курсовой работы, для практических занятий и самостоятельной работы.

В пособии рассмотрены принципы выполнения микропроцессорных защит линий электропередач напряжением 110 - 220 кВ, трансформаторов, автотрансформаторов и сборных шин. Подробно рассмотрены методы расчета и выбора уставок защит, приведены технические данные и характеристики защит.

Для сокращения объема учебного пособия в нем рассмотрены защиты только фирмы «ЭКРА», г. Чебоксары, учитывая, что защиты этой фирмы являются наиболее востребованными в России для сетей напряжением 110 кВ и выше.

Пособие рассчитано на студентов, знакомых с основами релейной защиты и автоматики, поэтому пособие содержит лишь краткие сведения о защитах. Но методы расчета защит рассмотрены подробно и дополнены примерами.



Введение

В настоящее время при проектировании и строительстве новых объектов энергетики используются, как правило, микропроцессорные устройства защит и автоматики. Микропроцессорными защитами заменяются также традиционные устройства на действующих энергетических объектах. Однако в существующих учебниках и учебных пособиях нет подробного изложения методов расчета уставок микропроцессорных защит. Указания по расчету защит даются в научных статьях, инструкциях по эксплуатации и руководящих указаниях фирм-изготовителей, что часто не доступно для студентов. В настоящем пособии даются методы расчетов защит, иногда упрощенные, но пригодные для курсового проектирования и практических занятий.

Расчет всех защит в настоящем пособии изложен в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок» [1], «Электротехнического справочника» [2], «Руководящих указаний по релейной защите трансформаторов и автотрансформаторов» [3], рекомендаций по выбору уставок защит фирм-изготовителей микропроцессорных терминалов [6], [11].

В пособии рассмотрены микропроцессорные защиты линий 110 - 220 кВ с относительной селективностью: дистанционные и токовые (отсечка и токовая направленная защита нулевой последовательности). Даны методы и примеры расчета дистанционной защиты и токовой отсечки. Приведены характеристики и технические данные защит. Показаны принципы выбора основных защит с абсолютной селективностью для линий 110 - 220 кВ. Для трансформаторов подстанций показаны особенности и преимущества микропроцессорных дифференциальных защит, дана методика и пример расчета защиты. Рассмотрены также резервные защиты и защиты от перегрузки, даны методы и примеры расчета этих защит.

Рассмотрены принципы выполнения, особенности и преимущества микропроцессорных защит сборных шин, дана методика выбора уставок и пример расчета дифференциальной защиты с торможением для сборных шин 110 - 220 кВ.

В пособии приведены требования и ограничения, используемые при расчете токов короткого замыкания для выбора уставок релейной защиты, даны методы преобразования схем замещения.

В последней главе пособия приводятся варианты заданий и методические указания для выполнения курсовой работы по курсу «Микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики».



1. Микропроцессорные защиты шкафов типа ШЭ2607 011.021 и ШЭ2607 012.021 фирмы «ЭКРА»

Шкафы предназначены для защиты линий 110-220 кВ и управления линейным выключателем [9]. Шкаф состоит из двух комплектов (терминалов). Первый комплект (комплект А1) содержит:

- трехступенчатую дистанционную защиту от междуфазных КЗ;

- четырехступенчатую токовую направленную защиту нулевой последовательности от КЗ на землю;

- токовую отсечку.

Комплект А1 выполняет также функции автоматики управления выключателем (АУВ), АПВ и УРОВ.

Комплект А2 выполняет перечисленные выше функции защит, кроме того организует прием и передачу сигналов ВЧТО, а также автоматику разгрузки при перегрузке по току (АРПТ).

Комплект А1 имеет два обозначения:

ШЭ2607 011 - для выключателей с трехфазным приводом;

ШЭ2607 012 - для выключателей с пофазным управлением электромагнитами включения и отключения выключателей.

Конфигурация и схема подключения шкафа к трансформаторам тока и напряжения линии приведена на рис. 1.1. Для выполнения АПВ с контролем напряжения на линии и с контролем синхронизма шкаф подключается к устройству (шкафу) отбора напряжения ШОН.

Дистанционная защита

Дистанционная защита обоих комплектов включает:

- три основные направленные ступени и дополнительную ненаправленную ступень;

- блокировку при качаниях БК;

- блокировку при неисправностях в цепях переменного напряжения БНН;

- цепи логики.

Рис. 1.1. Схема подключения защит шкафа ШЭ2607 011 к трансформаторам тока и напряжения

Каждая из ступеней содержит по три реле сопротивления, включенных на линейные напряжения и разности соответствующих фазных токов. Упрощенная структурная схема защиты приведена на рис. 1.2.

Блокировка при качаниях (БК) пускается при КЗ от чувствительного и грубого реле тока, которые реагируют на скорости изменения во времени векторов токов обратной DI₂ и прямой DI₁ последовательностей.

При КЗ БК срабатывает и вводит в работу быстродействующие (первая и вторая с меньшим временем) ступени на время от 0,2 до 1 с (элементы времени DT-6 и DT-7) с последующим выводом на время от 3 до 12 с (элемент DT-8).

Медленнодействующие ступени (II и III) вводятся при КЗ на время от 3 до 12 с (элемент времени DT-8).

Рис. 1.2. Урощенная структурная схема дистанционной защиты шкафа ШЭ 2607011.021 фирмы «Экра»

Блокировка при неисправностях в цепях напряжения (БНН) реагирует на обрыв одной, двух и трех фаз «звезды» и «разомкнутого треугольника» трансформатора напряжения. При нарушениях в цепях напряжения БНН действует без выдержки времени на вывод из работы всех ступеней защиты и с выдержкой времени 5-9 с, (элемент времени DT-5 (23)) на сигнал.

Измерительный орган БНН сравнивает вектор напряжения, полученный из фазных напряжений «звезды», с вектором напряжения, образованным из линейных напряжений «разомкнутого треугольника».

Векторные диаграммы к алгоритму функционирования БНН приведены на рис. 1.3, б.



Рис. 1.3 Блокировка при неисправностях в цепях напряжения:

а - векторная диаграмма напряжений вторичных обмоток трансформатора напряжения; б - векторная диаграмма напряжений в БНН

Как видно из рис. 1.3 в нормальном режиме напряжение измерительного органа равно нулю. На выходе БНН присутствует сигнал 0, на выходе элемента «И» 17 (рис. 1.2) также сигнал 0, а на выходе «инвертора» 16 появится сигнал 1, который будет подан на элементы 10; 11; 13; и 15 и разрешит защите сработать.

При исчезновении любого из напряжений «звезды» или «разомкнутого треугольника» равенство (1.1) нарушается, появляется напряжение и блокировка срабатывает. На выходе БНН появляется сигнал 1, который через элемент 17 подается на элемент «инвертор» 16. На выходе элемента 16 появится сигнал 0, который, будучи подан на входы элементов 10, 11, 13, 15, запретит работать всем ступеням защиты. С выдержкой времени DT-5 (23) будет подан сигнал «Неисправность цепей напряжения». Накладкой ХВ-3 (рис. 1.2) блокировку можно вывести из действия.

Цепи логики дистанционной защиты приведены на рис. 1.2.

Сигналы при срабатывании трех измерительных органов I ступени (РСI - АВ, ВС, и СА) объединяются на элементе «ИЛИ» 1. I ступень срабатывает через логический элемент «И» 10 с выдержкой времени элемента DT-1 (19). Если I ступень действует без выдержки времени, то на DT-1 устанавливается минимальная уставка 0 с.

На два других входа элемента 10 приходят сигналы от БК и БНН.

Если I ступень действует с выдержкой времени при КЗ в I зоне, то за счет растяжения дуги возможен переход КЗ из первой во вторую зону. Чтобы при этом защита доработала с уставкой по времени I ступени, предусмотрен подхват отключающего импульса РС I ступени от РС ненаправленной ступени. При одновременном срабатывании РСI и РС ненаправленной ступени на выходе элемента «И» 4 появится сигнал 1, который подается на один из входов элемента 1 и удержит I ступень в сработанном состоянии до возврата РС ненаправленной ступени.

Вторая ступень может действовать с двумя выдержками времени:

с меньшей через элемент «И» 11 с выдержкой времени на элементе DT-2 (20) и с большей через элемент «И» 13 и элемент времени DT-3 (21). С помощью программной накладки ХВ-2 вторую ступень можно из действия вывести на элементе «И» 18.

Третья ступень действует через элемент «И» 15 с выдержкой времени DT-4 (22).

Каждая из ступеней ДЗ с соответствующей выдержкой времени через схему «ИЛИ» 25 действует в выходной блок защит на отключение линии и на светодиодную сигнализацию.

Работа защиты.

При КЗ в I зоне сработает РС I ступени и через элемент «ИЛИ» 1 сигнал поступит на элемент «И» 10.

Сработает блокировка при качаниях и на выходе БК_б появится сигнал пуска быстродействующих ступеней, который через элементы «ИЛИ» 5, «И» 9 поступит на элемент «И» 10.

На элементе «И» 9 производится дополнительный контроль срабатывания ненаправленной ступени. Сигнал с выхода элемента 9 подается на вход элемента 5, за счет чего разрешающий сигнал от БК_б будет удерживаться даже по истечение времени ввода и снимается при возврате РС ненаправленной ступени.

На третий вход элемента «И» 10 сигнал поступает от БНН при исправности цепей напряжения.

На выходе элемента «И» 10 появится сигнал, который пустит элемент времени DT-1 (19), после его срабатывания сигнал через элемент «ИЛИ» 25 будет подан в выходные цепи на отключение линии.

Если введена вторая ступень с меньшим временем (накладка ХВ-2 замкнута), то при срабатывании РС II ступени сигнал через элемент «ИЛИ» 2 поступает на элемент «И» 11. Сигнал при срабатывании БК_б поступает на вход «И» 11 через элементы 5 и 9. На третий вход элемента 11 сигнал подан от БНН. На выходе элемента «И» 11 появится сигнал, который через элемент «И» 18 пустит реле времени DT-2 (20). Доработав, реле времени подаст сигнал на отключение через элемент «ИЛИ» 25.

Вторая ступень с большей выдержкой времени действует через элемент «И» 13. Эта ступень относится к медленнодействующим ступеням и вводится блокировкой при качаниях сигналом с выхода БК_м. Сигнал с БК_м поступает через элемент 12 на вход элемента «И» 13. Предусмотрено продление сигнала ввода от БК_м, для чего сигнал с выхода элемента «И» 13 подается на вход элемента 12. Сигнал ввода будет удерживаться до возврата РС II ступени.

На третий вход элемента «И» 13 сигнал поступает от БНН. На выходе элемента «И» 13 появится сигнал. Он пустит элемент времени DT-3 (21), после срабатывания которого защита подаст сигнал на отключение через элемент «ИЛИ» 25.

При КЗ в третьей зоне сработает РС III ступени, а также блокировка при качаниях БК_м, и ступень через элементы 14, 15, элемент времени DT-4 (22) и элемент «ИЛИ» 25 подаст сигнал на отключение линии.

В защите предусмотрены ускорения при включении выключателя и оперативное ускорение (на схеме не показаны).

Токовая отсечка

Токовая отсечка состоит из трех реле максимального тока, включенных на токи фаз А, В и С, и объединенных по схеме ИЛИ 102), рис. 1.4. Токовая отсечка может быть задействована постоянно или только при включении выключателя на время 1 - 2 с.

Рис. 1.4. Упрощенная структурная схема токовых защит шкафа ШЭ2607 011 фирмы «ЭКРА»

Выбор режима ТО определяется программируемой накладкой ХВ53. Если накладка ХВ53 разомкнута, то отсечка будет действовать через элемент И (113) при включении выключателя.

При отключенном выключателе реле KQT (РПО - реле положения отключено) находится в сработанном состоянии, реле с выдержкой времени на возврат готово к действию (на выходе ДТ-10 (80) сигнал 1).

При включении выключателя реле KQT отпадает, на его выходе появляется сигнал 0. А на выходе реле времени ДТ-10 будет сохраняться сигнал 1 в течение времени действия реле времени на возврат. Если линия включается на КЗ, то отсечка срабатывает через элемент И (113).

Если накладка ХВ53 замкнута, то отсечка будет готова к действию через элемент И (114) постоянно.

Токовая направленная защита нулевой последовательности

Четырехступенчатая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП) содержит (рис. 1.4):

- реле тока I ступени;

- реле тока II ступени;

- реле тока III ступени;

- реле тока IV ступени;

- разрешающее реле направления мощности (РНМНП);

- блокирующее реле направления мощности (РНМНП).

Реле тока нулевой последовательности реагируют на ток нулевой последовательности 3I_0.

Реле направления мощности нулевой последовательности реагирует на величины векторов тока нулевой последовательности и напряжения нулевой последовательности, а также угол сдвига фаз между ними. Напряжение нулевой последовательности берется от «разомкнутого треугольника» трансформаторов напряжения (рис. 1.1).

Разрешающее реле направления мощности срабатывает при КЗ на защищаемой линии, когда мощность нулевой последовательности направлена от линии к шинам. Блокирующее реле направления мощности срабатывает при КЗ «за спиной», когда мощность нулевой последовательности направлена от шин в линию.

Каждая из четырех ступеней ТНЗНП может работать как направленная, так и ненаправленная, что определяется, соответственно, программируемыми накладками ХВ44, ХВ45, ХВ46 и ХВ47 для I, II, III и VI ступеней (рис. 1.4).

Направленность I и II ступеней обеспечивается только от разрешающего реле направления мощности, а III и IVступеней от разрешающего и блокирующего (ступень сработает при срабатывании разрешающего реле или несрабатывания блокирующего). Контроль от блокирующего реле направления мощности можно вывести программируемыми накладками ХВ48 и ХВ49.

Ступени ТНЗНП действуют с выдержками времени ДТ11, ДТ12, ДТ13, ДТ14 соответственно для I, II, III и VI ступеней через элемент ИЛИ (117) в выходной блок защиты на отключение выключателя, пуск УРОВ и светодиодную сигнализацию.

В защите предусмотрено ускорение II или III ступени защиты при включении выключателя, а также оперативное ускорение (на схеме рис. 1.4 не показаны).



2. Расчет ступенчатых защит воздушных линий 110 - 220 кВ

2.1 Расчет дистанционной защиты

Характеристики и технические данные

В настоящем пособии приводится методика расчета трехступенчатой дистанционной защиты (Д3), составленные по [2].

Характеристики срабатывания реле сопротивления (РС) представлены на рис. 2.1.

В цифровых защитах уставки устанавливаются отдельно по оси R и Х, поэтому сопротивление срабатывания защиты должно быть представлено в виде ортогональных составляющих.

Рис. 2.1. Характеристики трехступенчатой микропроцессорной защиты фирмы «ЭКРА»

Характеристика срабатывания каждой ступени РС (рис. 2.1) представляет собой параллелограмм, верхняя сторона которого параллельна оси R и пересекает ось Х в точке с координатой Х_уст, а правая сторона наклонена под углом ц₁ к оси R и пересекает ее в точке с координатой R_уст.

Характеристики РС направленных ступеней ограничены с помощью двух отрезков, исходящих из начала координат под углами ц₂ и ц₃ (см. табл. 2.1). Отсчет всех углов производится от оси R против часовой стрелки.

Основные параметры ДЗ шкафа указаны в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Ступени	Диапазон изменения параметров
	Rуст (Ом на фазу)	Хуст (Ом на фазу)
I, II	0,2 ч100 (Iном=5 А) 1 ч500 (Iном=1 А)	0,2 ч100 (Iном=5 А) 1 ч500 (Iном=1 А)	45 ч 89	- 89 ч 0	91 ч 179
III				- 89 ч + 89

Характеристика РС дополнительной ненаправленной ступени имеет форму параллелограмма, смещенного в третий квадрат на величину не более 0,1 Х_уст, а ее уставки по R, X и ц₁ совпадают с аналогичными для РС направленой II ступени.

Время срабатывания РС при работе на угле линии электропередачи не более 0,025 с.

Коэффициент возврата РС для всех ступеней, определяемый при номинальном токе, находится в пределах 1,01 - 1,05. При расчетах брать k_в = 1,05.

Выбор сопротивлений срабатывания и проверка чувствительности реле сопротивления

Расчет ступени дистанционной защиты

Первичное сопротивление срабатывания ступени ДЗ выбирается по условию отстройки от металлического КЗ на шинах подстанции в противоположном конце линии

Расчет ступени дистанционной защиты

Первичное сопротивление срабатывания ступени выбирается в зависимости от конфигурации сети. Для одиночных линий (рис. 2.2) сопротивление срабатывания второй ступени находится по двум условиям:

а) по условию согласования с ступенью защиты предыдущей линии

б) по условию отстройки от КЗ на шинах ВН (СН) автотрансформатора подстанции, примыкающей к противоположенному концу линии (точка К2), или отстройки от КЗ на стороне НН трансформатора подстанции (точка К3).

Рис. 2.2. К расчету II ступени дистанционной защиты 1

Если на п/ст Б отсутствует подпитка точки КЗ, то через защиты 1 и 3 при КЗ в точке К1 будет протекать один и тот же ток (=) и коэффициент токораспределения k_ток будет равен единице (k_ток=1).

Из полученных значений в данном случае и во всех последующих случаях за расчетное принимается минимальное значение.

При недостаточном k_ч ступени её сопротивление можно выбрать следующим образом:

а) если расчетным условием было согласование с ступенью защиты предыдущей ЛЭП, то теперь ступень нужно согласовывать по сопротивлению срабатывания и по времени со ступенью защиты предыдущей ЛЭП;

б) если расчетным было условие отстройки ступени от КЗ за автотрансформатором на шинах СН (ВН), то согласование может производиться с ступенью ДЗ на автотрансформаторе.

Кроме того надо проверить, что характеристика срабатывания ступени отстроена от минимально возможного сопротивления в максимальном нагрузочном режиме.

Отстроенность II второй ступени реле сопротивления от нагрузки может быть проверена графически, для чего следует начертить характеристику (в масштабе) и на нее нанести вектор Z_{нагр.расч} под углом _{нагр.расч.} (определяется по формуле (2.11), см. стр. 21).

Расчет ступени дистанционной защиты

Третья ступень ДЗ отстраивается от максимального нагрузочного режима. При характеристике ступени в виде усеченного параллелограмма (см. рис. 2.1) прежде всего рассматривается возможность отстройки по углу. Для этого выбирается угол ц₂ наклона правой боковой стороны характеристики реле сопротивления

ц₂= _{нагр.расч.} + _доп.,

где _доп. = 5° ч 10° - дополнительный угол, который должен превышать сумму погрешностей реле сопротивления, измерительных трансформаторов, расчетов и запаса.

Значение угла _{нагр.расч.} может быть определено в условиях перегрузки из соотношения

Первичное сопротивление срабатывания ступени выбирается по условию обеспечения требуемой чувствительности при каскадном отключении металлического КЗ в конце зоны резервирования.

Пример построения характеристик времени действия дистанционных защит показан на рис. 2.3.

Первая ступень дистанционной защиты действует без выдержки времени t_c,з = 0.

Рис. 2.3. Характеристики времени действия дистанционных защит:

а - схема системы; б - характеристики времени действия нечетных защит; в-то же, но для четных защит

На чертеже откладывается собственное время срабатывания защиты, которое не превышает 0,025 с.

Вторая ступень действует с выдержкой времени, равной сумме времени действия УРОВ и ступени селективности

t_c.з = t _УРОВ + t,

где t_УРОВ - время действия УРОВ равно 0.3 0.5 с.

t = 0,2 ч 0.3 с - ступень селективности по времени.

Выдержка времени ступени защиты выбирается по встречно-ступенчатому принципу:

t_{с.з 1} = t_c.з,3 + t

t_{c.з 1} = t_{с.з. отх. присоед п/ст Б} + t

Из двух полученных значений t_c.з за расчетное принимается большее.

Расчет дистанционных защит должен заканчиваться построением временных характеристик защит t_c,з = (l) для нечетных и четных комплектов защит линий.

При построении временных характеристик следует учитывать реальные, а не фиктивные сопротивления на зажимах защит.

Например, для ступени дистанционной защиты 1 (рис. 2.2)

Z_р = Z_W1 + (Z_c,з1 - Z_W1) k_ток

где Z_р - реальное сопротивление на зажимах защиты, которое откладывается при построении временных характеристик;

k_ток - коэффициент токораспределения из расчета Z_c.з1.

Характеристики времени действия дистанционных защит приведены на рис. 2.3, б для нечетных защит и на рис. 2.3, в для четных защит.

2.2 Пример расчета дистанционной защиты типа ШЭ2607 021

Рассчитаем дистанционную защиту1 линии W1 для участка сети, схема которого приведена на рис. 2.2.

Данные для расчета

Напряжение линий 115 кВ.

Линия W1: длина 30 км, провод АС-185.

Линия W2: длина 44 км, провод АС-185.

На подстанции Б установлен автотрансформатор АТДЦТН - 125000/220/110 кВ, S_ном = 125 МВА, u _k(ВН-СН) = 11%.

Токи КЗ при повреждении в точке К1 (конец 1 ступени ДЗ линии W2, определяются по расчетным кривым) равны

I_I⁽³⁾ = 1.02 кА; I_II⁽³⁾ = 2,83 кА.

Токи КЗ при повреждении за автотрансформатором подстанции Б (точка К2) равны:

I_I⁽³⁾ = 1,32 кА; I_T⁽³⁾ = 11 кА.

Все токи приведены к напряжению 115 кВ.

Коэффициент трансформации трансформаторов тока, установленных на линии K_I = 1000/5.

Коэффициент трансформации трансформатоторов напряжения, установленных на шинах п/ст А равен K_U = 110000/100.

Расчет

1. Определяем сопротивления линий W1 и W2.

Из табл. 7.38 [15] находим для провода АС сечением 185 мм².

R_уд = 0,162 Ом/км; X_уд = 0,413 Ом/км.

Сопротивления линий

Z_W1 = Z_уд l_W1 = 0,444 30 = 13,3 Ом;

Z_W2 = Z_уд l_W2 = 0,444 44 = 19,5 Ом.

2. Первичное сопротивление срабатывания I ступеней дистанционных защит 1 и 3 определяем по (2.1).

3. Первичное сопротивление срабатывания ступени защиты 1 выбирается для сети данной конфигурации по двум условиям:

по условию согласования с I ступенью защиты 3 (защиты предыдущей линии) по (2.2).

по условию отстройки от КЗ на стороне ВН автотрансформатора подстанции Б по (2,3).

Сопротивление автотрансформатора приведено к напряжению линии.

Защита удовлетворяет требованиям чувствительности.

Проверим отстроенность II ступени защиты от сопротивления нагрузки.

Расчетное сопротивление нагрузки

I_раб.max= k_сзп I_доп.дл.

Примем коэффициент самозапуска k_сзп = 1,1

Допустимый длительный ток из табл. 7.35 15 для провода АС-185 равен I_доп.дл =510 А.

Сопротивление нагрузки, следовательно, ступень от сопротивления нагрузки отстроена.

4. Третья ступень ДЗ имеет характеристику в виде параллелограмма, наклон правой боковой грани которого можно регулировать, поэтому можно отстроить третью ступень защиты от сопротивления нагрузки по углу.

В этом случае первичное сопротивление срабатывания III ступени выбирается по условию обеспечения требуемой чувствительности в конце зоны резервирования по (2.12).

5. Сопротивление срабатывания реле сопротивления (уставки) рассчитаны в табл. 2.2.

Таблица 2.2

Ступень ДЗ
Первичное сопротивление срабатывания защиты Zс.з., Ом	11,3	46,1	81
Вторичое сопротивление срабатывания (уставка), Ом	2,03	8,38	14,23
Уставка по оси Х	1,79	7,41	12,58
	0,9	3,75	6,29
ц1 = цл	69є	69є	69є
ц2	-22є	-22є	+40є
ц3	115є	115є	120є

Характеристика трехступенчатой дистанционной защиты, построенная по рассчитанным данным, представлена на рис. 2.4.

Рис. 2.4. Рассчитанные характеристики трехступенчатой дистанционной защиты

6. Выбор выдержек времени.

I ступень дистанционной защиты действует без выдержки времени.

t ^I = 0,

при этом собственное время срабатывания защиты не превышает

t_с.з.^I = 0,025 c.

II ступень действует с выдержкой времени на ступень селективности t большей, чем время действия I ступени. При наличии на подстанции устройства резервирования отказов выключателей (УРОВ) время действия II ступени выбирается по (2.14):

t_с.з.^II = t_УРОВ + t = 0,3 + 0,2 = 0,5 с.,

где t_УРОВ = 0,3 с; t = 0,2 с.

7. Определим длины зон действия I и II ступеней защиты для построения временных характеристик.

Для I ступени l₍₁₎^I = 0,85 l_(W1) = 0,85 30 = 25,5 км.

Пример построения характеристик времени действия защит приведен на рис. 2.3.

2.3 Расчет токовой отсечки без выдержки времени от междуфазных КЗ для линий с двухсторонним питанием

Токовая отсечка без выдержки времени от междуфазных КЗ в составе защит шкафа ШЭ2607.011.021 используется как вспомогательная защита и служит, в основном, для устранения мертвых зон при КЗ вблизи места установки защиты. Поэтому она выполняется ненаправленной и должна быть отстроена от максимального тока, проходящего через защиту при внешних КЗ с двух сторон защищаемой линии.

Технические данные токовой отсечки [9].

Схема токовой отсечки содержит (рис. 1.4):

- три реле максимального тока;

- цепи логики.

Диапазон уставок по току срабатывания реле максимального тока от 0,35 до 30 I_ном.

Коэффициент возврата реле максимального тока не менее 0,9.

Время срабатывания реле максимального тока при подаче входного тока, равного 2 I_ср не более 0,025 с

Время возврата реле максимального тока при сбросе входного тока от 10 I_ср до 0 не более 0,04 с.

В защите обеспечен диапазон уставок по выдержке времени токовой отсечки от 0.0 до 1,0 с.

Токовая отсечка может быть введена в работу постоянно или только при включении выключателя. Время ввода отсечки при включении выключателя задается в диапазоне от 0,7 до 2,0 с.

Выбор параметров срабатывания

Ток срабатывания отсечки без выдержки времени выбирается большим из расчета по двум условиям:

а) по условию отстройки от трехфазных КЗ вне защищаемой линии

Рис. 2.5. К расчету токовых отсечек

б) по условию отстройки от уравнительного тока при качаниях в системе:

I_c.з = k_отсI_кач.max



где k_отс = 1.1,

I_кач.max - максимальный уравнительный ток качаний при асинхронном режиме системы.

Максимальный ток качаний при условии, что векторы ЭДС двух частей системы расходятся на 180, а ЭДС генераторов на 5% больше номинального напряжения.

Рис. 2.6. К расчету токов качаний: а - поясняющая схема; б - схема замещения

Из двух полученных значений тока срабатывания отсечки за расчетный ток принимается его большее значение. Как видно из рис. 2.5, обе ненаправленные отсечки 1 и 2, установленные с двух сторон защищаемой ЛЭП, выбираются по одним и тем же условиям и имеют одинаковый ток срабатывания:

I_c.з.1 = I_с.з.2

Зона действия отсечки может быть определена графически по кривым изменения токов КЗ в минимальном режиме. Если длина зоны отсечки менее (20 40)% защищаемой ЛЭП, то отсечка не используется.

Пример расчета токовой отсечки без выдержки времени от междуфазных КЗ

Данные для расчета

Рассчитаем токовую отсечку для линии с двухсторонним питанием W1. Схема участка сети для этого случая приведена на рис. 2.7.

Параметры линии:

Напряжение линии 230 кВ, длина 80 км,

удельное сопротивление провода Х_уд = 0,4 Ом/км.

Коэффициент трансформации трансформаторов тока K_I = 1000/5.

Токи трехфазного КЗ для замыканий в различных точках можно рассчитать на ЭВМ по программе, имеющейся на кафедре, или выполнить вручную. Рекомендации по расчету токов КЗ даны в главе 6.

Максимальные значения токов трехфазного КЗ по линии W1 для каждой точки КЗ (К1, К2, К3), рассчитанные отдельно от станции и от системы, приведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3

Точка КЗ	К1	К2	К3
Ток от станции, кА	4,845	3,06	2,24
Ток от системы, кА	2,05	2,72	4,04

Максимальный ток качаний I_{кач max} = 2,6 кА.

Расчет тока срабатывания токовых отсечек.

Ток срабатывания отсечки без выдержки времени выбирается по двум условиям:

а) по условию отстройки от внешнего трехфазного КЗ, при этом из двух токов внешнего КЗ выбираем больший = 2,24 кА.

б) по условию отстройки от уравнительного тока при качаниях.

Из двух полученных значений за расчетный ток срабатывания принимаем больший. Обе ненаправленные отсечки, установленные с двух сторон защищаемой ЛЭП, будут иметь одинаковый ток срабатывания.

На рис. 2.7 построены расчетные кривые токов трехфазного и двухфазного КЗ и определены зоны действия отсечек.

Как видно из рисунка, обе отсечки имеют достаточные зоны действия и их следует устанавливать.

Рис. 2.7. Рассчитанные кривые токов трехфазного КЗ и зоны действия мгновенных токовых отсечек

Можно оценить эффективность отсечек по коэффициенту чувствительности при двухфазном КЗ вблизи места установки отсечки.



3. Выбор основной защиты линий 110 - 220 кВ

На линиях связи станции с системой 220 кВ и выше, как правило, устанавливается в качестве основной быстродействующая высокочастотная или микропроцессорная продольная дифференциальная защита.

На линиях 110 кВ можно использовать дистанционную защиту в качестве основной, если это допустимо по условиям устойчивости, что определяется при расчете устойчивости на ЭВМ.

Однако, можно оценить условие сохранения устойчивости упрощенным образом. Для этого находится остаточное напряжение на шинах подстанции при трехфазном КЗ в минимальном режиме в конце I ступени дистанционной защиты.

Рис. 3.1. Принципиальная схема цепей тока и напряжения защит линии 110-220 кВ с использованием шкафов ШЭ2607.081 и ШЭ2607.012.021

Если U_ост 60% U_ном, то по условиям сохранения устойчивости допустимо отключение повреждения в конце линии с небольшой выдержкой времени, а следовательно, дистанционная защита может быть использована в качестве основной.

Принципиальная схема подключения защит линий 110 - 220 кВ к трансформаторам тока и напряжения приведена на рис. 3.1. При двухстороннем питании на одиночной или одной из параллельных линий, отходящих от шин станции или подстанции установлены две защиты: основная высокочастотная защита типа ШЭ2607.081 и резервная типа ШЭ2607.012.021 фирмы «ЭКРА» (рис. 3.1). При этом каждая защита подключается к своей группе вторичных обмоток трансформаторов тока и имеет раздельные цепи напряжения.

На линии с односторонним питанием устанавливается защита типа ШЭ2607.011.021, которая используется в качестве основной и резервной.

Высокочастотные (в.ч.) защиты являются защитами с абсолютной селективностью, срабатывают при всех видах КЗ. Защиты быстродействующие, обладают высокой чувствительностью, но дорогие, поэтому их применение должно быть обосновано.

Фирма «ЭКРА» (г. Чебоксары) выпускает два вида в.ч. защит:

- дифференциально-фазную в.ч. защиту типа ШЭ2607.081;

- направленную в.ч. защиту типа ШЭ2607.031.

Защиты состоят из двух полукомплектов, расположенных с двух сторон защищаемой линии. Связь между полукомплектами выполняется с помощью токов высокой частоты, которые передаются по одной фазе защищаемой линии. Каждый полукомплект в.ч. защиты состоит из высокочастотной и релейной частей. Высокочастотная часть включает передатчик (генератор) токов высокой частоты и в.ч. приемник, которые подключаются к фазе защищаемой линии через фильтр присоединения и конденсатор связи.

Принцип действия и упрощенные структурные схемы защит приведены в [4], техническая документация в [17].



4. Расчет защит трансформатора

4.1 Методика выбора уставок дифференциальной защиты трансформатора шкафа ШЭ 2607 041 фирмы «ЭКРА»

Схема подключения дифференциальной защиты, входящей в состав шкафа ШЭ2607 041, к трансформаторам тока и напряжения приведена на рис. 4.1.

Методика выбора уставок в настоящей главе изложена на основании рекомендаций фирмы «ЭКРА» [8].

Трансформаторы тока для каждой из сторон защищаемого трансформатора выбираются на разные номинальные токи и имеют разные коэффициенты трансформации. В результате вторичные токи в плечах дифференциальной защиты различаются по величине.

Силовые трансформаторы могут иметь обмотки, собранные по схемам Y/? или ?/Y, что приводит к несовпадению по фазам вторичных токов в плечах дифференциальной защиты.

Для правильной работы дифференциальной защиты в микропроцессорных устройствах производится выравнивание вторичных токов по величине и по фазе программным способом.

Выравнивание различий по величине во вторичных токах

В терминалах фирмы «ЭКРА» выравнивание вторичных токов по величине производится двумя способами:

- грубое выравнивание выполняется выбором числа витков первичной обмотки входных трансформаторов тока терминала;

- точное выравнивание - программным (цифровым) способом.

Входные ТТ терминала имеют число витков первичной обмотки = 16 витков с отводами от 1 и 4 витков. По значениям, рассчитанным по (4.2), выбирается требуемый отвод.

Таким образом, в терминале обеспечивается грубое выравнивание токов в диапазоне от 0,251 до 16 А.

В случае, если значение тока выходит за пределы диапазона, можно использовать внешние выравнивающие трансформаторы или автотрансформаторы (АТ-31 или АТ-32).

Порядок расчета рассматривается для трехобмоточного трансформатора, схема которого приведена на рис. 4.1.

В терминалах в качестве общих уставок вводятся:

- группа соединений защищаемого трансформатора (например, Y/-11, Y/Y-0, ?/?-0);

- базисные токи сторон ВН, СН, НН1, НН2 (вторичные токи в плечах дифференциальной защиты);

- наличие (отсутствие) сторон ВН, СН, НН1, НН2.

Вторичные обмотки трансформаторов тока со всех сторон защищаемого трансформатора должны быть собраны по схеме «звезда» (коэффициент схемы трансформаторов тока). Варианты, когда вторичные обмотки трансформаторов тока могут быть собраны в треугольник, в настоящем пособии не рассматриваются.



Рис. 4.1. Схема подключения шкафа ШЭ2607 041 (комплект А1) к цепям тока и напряжения

Базисные токи вводятся в терминал в качестве уставок. Погрешность выравнивания вторичных токов в плечах защиты составляет не более ±2% от базисного тока стороны.

Выравнивание вторичных токов по фазе

Вторичные обмотки трансформаторов тока со всех сторон защищаемого трансформатора должны быть собраны по схеме «звезда». При группе соединений защищаемого трансформатора по схеме Y/Y/?-11 между первичными токами стороны «звезды» и стороны «треугольника» силового трансформатора будет сдвиг по фазе 330°. Для компенсации углового сдвига вторичные обмотки трансформаторов тока, обычно, собираются в «треугольник», при этом линейный ток, поступающий в реле, оказывается в несколько раз больше фазного тока в трансформаторах тока. Компенсация фазового сдвига и коэффициента схемы для сторон ВН и СН в микропроцессорных защитах выполняется программно, то есть в терминале цифровым способом собирается «треугольник» по выражениям (при этом учитывается коэффициент).

Выбор уставок дифференциальной токовой защиты

Реле дифференциальной токовой защиты (ДТЗ) трансформатора содержит чувствительный орган с токозависмой характеристикой и дифференциальную отсечку.

ДТЗ срабатывает при всех видах КЗ в зоне действия защиты.

В реле формируются дифференциальный и тормозной токи по следующему принципу:

- из токов сторон трансформатора выбирается наибольший и ему присваивается название;

- из суммы оставшихся токов сторон получается ток.

На рис. 4.2 показано расположение векторов и при внешнем КЗ (а) и при КЗ в зоне действия защиты (б).

Рис. 4.2. Расположение векторов в различных режимах КЗ:

а) внешнее КЗ (б =180°); б) КЗ в зоне (б = 0).

Дифференциальная отсечка срабатывает при больших токах повреждения в зоне действия защиты с минимальным временем. Отсечка отстраивается от броска тока намагничивания по уставке.

Рис. 4.3. Характеристика срабатывания ДТЗ

Начальный ток срабатывания чувствительного органа выбирается из следующих соображений. При небольших повреждениях напряжение на шинах не будет сильно снижаться и ток нагрузки не изменится. Ток нагрузки будет являться сквозным током. Переход с горизонтального участка тормозной характеристики на наклонный происходит при тормозном (сквозном) токе ? 1. Трансформаторы тока, при токе близком к номинальному, не должны насыщаться, поэтому их погрешность можно принять равной 0,05 (5%).

1. Ток начала торможения принимается, за исключением пускорезервных трансформаторов, на которых возможно несинхронное АВР на стороне НН.

2. Ток торможения блокировки определяется по условию отстройки от максимально возможного сквозного тока нагрузки с учетом перегрузки трансформатора при действии АВР секционного выключателя или АПВ питающей линии.

3. Коэффициент торможения. С помощью правильного выбора коэффициента торможения обеспечивается несрабатывание защиты в диапазоне значений до максимального тока КЗ. Если по защищаемому трансформатору протекает сквозной ток равный максимальному току внешнего КЗ,

Максимальное значение сквозного тока в относительных единицах равно току внешнего металлического КЗ, приведенному к базисному току стороны внешнего КЗ.

4. Уровень блокировки по второй гармонике по опыту эксплуатации принимается равным 15%.

5. Ток срабатывания дифференциальной отсечки выбирается по двум условиям:

- отстраивается от броска тока намагничивания силового трансформатора при включении под напряжение

За ток срабатывания отсечки берется большее значение, получаемое по условиям (4.17) и (4.18). Ток срабатывания отсечки может регулироваться в диапазоне от 6,2 до 12,0 с шагом 0,01.

Коэффициент возврата ДТЗ не менее 0,6.

4.2 Пример расчета дифференциальной токовой защиты понижающего трансформатора подстанции (защиты шкафа ШЭ 2607 041)

В настоящем примере приведен расчет дифференциальной токовой защиты понижающего трансформатора подстанции энергосистемы.

Трансформатор установлен на двухтрансформаторной подстанции. Питание трансформатора осуществляется со стороны ВН. Трансформатор выполнен с расщепленной обмоткой низшего напряжения и питает две секции НН1 и НН2 напряжением 10,5 кВ. На подстанции предусмотрены устройства АВР секционных выключателей.

Трансформаторы тока на стороне 220 кВ выполнены на вторичный номинальный ток 5 А.

Тип трансформатора ТРДНС - 63000/220/10,5 - 10,5 кВ;

Трансформатор с расщепленной обмоткой стороны НН имеет встроенное регулирование напряжения под нагрузкой (РПН) в нейтрали высшего напряжения в пределах ±16%.

Защита трансформатора выполнена с помощью микропроцессорных терминалов, размещенных в шкафу ШЭ 2607 041 фирмы «ЭКРА», г. Чебоксары.

Схема подключения комплекта А1 шкафа к трансформаторам тока и напряжения приведена на рис. 4.4.

Рис. 4.4. Схема подключения комплекта А1 шкафа ШЭ 2607.041 к трансформаторам тока и напряжения

Схема соединения трансформатора ВН/НН1-НН2-Y/?-?.

Вторичные обмотки трансформаторов тока на всех сторонах силового трансформатора собраны по схеме «звезда».

1. Расчет первичных токов трансформатора, базисных токов и чисел витков первичных обмоток входных ТТ терминала.

2. Выбор уставок дифференциальной защиты с торможением трансформатора

Угол наклона тормозной характеристики б будет равен б = arctg 0,6 = 31°.

Общие положения

В микропроцессорных устройствах, предназначенных для защит трансформаторов («Сириус - Т», «Сириус - Т3», защиты фирмы «ЭКРА» и т.д.) максимальные токовые защиты (МТЗ) предусматриваются для всех сторон защищаемого трансформатора. Схема подключения МТЗ для двухобмоточного трансформатора приведена на рис. 4.5а, а для двухобмоточного трансформатора с расщепленными обмотками на рис. 4.5б, для трехобмоточного трансформатора - на рис. 4.1. В последнем случае МТЗ устанавливаются на каждом расщеплении стороны НН.

Рис. 4.5. Максимальная токовая защита: а - для двухобмоточного понижающего трансформатора; б - для двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН

Резервные защиты трансформаторов в микропроцессорных терминалах выполняются на тех же принципах, что и защиты на электромеханических реле. Поэтому методы расчетов микропроцессорных резервных защит, в основном, не отличаются от методов расчета электромеханических и полупроводниковых защит, изложенных в «Руководящих указаниях» [3], на основании которых написана настоящая глава.

МТЗ в рассматриваемых терминалах являются резервными защитами и служат для отключения трансформатора при его повреждении и отказе основных защит, а также при КЗ на сборных шинах СН и НН или на отходящих от них присоединениях, если защиты или выключатели этих присоединений отказали в работе.

МТЗ сторон НН и СН являются единственными защитами секций своего напряжения, а также резервными защитами при отказах защит или выключателей отходящих присоединений.

В ряде терминалов МТЗ стороны НН выполняется двухступенчатой. В этом случае с помощью МТЗ одной ступени можно организовать чувствительную и быстродействующую логическую защиту секции.

На двухобмоточных трансформаторах с расщепленными обмотками стороны НН МТЗ устанавливаются в цепи каждой обмотки (рис. 4. 5б).

МТЗ НН1 и МТЗ НН2 с первой выдержкой времени действуют на отключение своих выключателей (Q1 или Q3), а со второй (на ступень селективности большей) - на отключение выключателя ВН Q2. МТЗ стороны ВН действует с выдержкой времени, равной второй выдержке времени МТЗ НН, тем самым осуществляя резервирование основных защит трансформатора и МТЗ стороны НН.

МТЗ стороны ВН трансформаторов 110-220 кВ должна подключаться к трансформаторам тока, вторичные обмотки которых соединены в «треугольник», что предотвращает неселективное действие защиты при КЗ на землю в сети с заземленной нейтралью. Для микропроцессорных терминалов трансформаторы тока со всех сторон защищаемого трансформатора рекомендуется собирать в «звезду». В этом случае «треугольник» собирается внутри терминала программным способом.

В микропроцессорных терминалах предусмотрено автоматическое ускорение МТЗ при включении своего выключателя, благодаря чему ускоряется его отключение в случае подачи напряжения на поврежденные шины. Ускорение выполняется с выдержкой времени с для отстройки от броска тока при включении.

Расчет максимальной токовой защиты

Ток срабатывания МТЗ определяется по условию отстройки от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска питаемых двигателей.

Рис. 4.6. Нагрузка трансформатора при работе АВР. СВ нормально отключен

Ток срабатывания МТЗ стороны ВН выбирается по (4.19), где I_раб.max - максимальный рабочий ток стороны ВН.

Кроме того, максимальная токовая защита стороны ВН трансформатора должна быть согласована по чувствительности с аналогичной защитой, установленной на стороне НН трансформатора.

В соответствии с ПУЭ [1] требуется обеспечить наименьший коэффициент чувствительности:

- при выполнении защитой функций основной защиты шин - примерно 1,5 (при КЗ на шинах);

- при выполнении защитой функций резервирования - примерно 1,2 (при КЗ в конце зоны резервирования).

Если чувствительность защиты оказывается недостаточной, то следует применить другие, более чувствительные защиты (МТЗ с пуском по напряжению, токовую защиту обратной последовательности, дистанционную).

Выдержка времени выбирается из условий селективности на ступень большее наибольшей выдержки времени защит отходящих от шин присоединений.

Если на подстанции предусмотрено АВР (рис. 4.6), то выдержка времени МТЗ секционного выключателя выбирается по (4.23), а первая выдержка времени МТЗ стороны НН выбирается на ступень селективного Дt больше, чем МТЗ секционного выключателя.

С этой выдержкой времени защита отключает выключатель стороны НН. Со второй выдержкой времени защита действует на отключение выключателя ВН.

Для трехобмоточного трансформатора выдержка времени стороны СН согласуется с временем действия защит присоединений, отходящих от шин СН.

При использовании в защите пуска по напряжению защита от самозапуска электродвигателей отстраивается по напряжению, поэтому ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от номинального тока трансформатора:

Для защиты, как правило, используется комбинированный пуск по напряжению, выполненный с помощью реле минимального напряжения, включенного на междуфазное напряжение, и реле напряжения, реагирующего на напряжение обратной последовательности.

Напряжение срабатывания минимального реле напряжения выбирается по двум условиям:

- возврата реле после отключения внешнего КЗ;

- отстройки от напряжения при самозапуске двигателей после действия АВР.

В соответствии с ПУЭ [1] коэффициенты чувствительности по напряжению должны быть такими же, как по току.

Чувствительность указанных реле напряжения при КЗ на шинах низшего и среднего напряжения трансформатора, как показывают расчеты, всегда обеспечивается. Поэтому проверка их чувствительности в учебном проектировании может не производиться.

Согласование защит сторон трансформатора по чувствительности и по времени выполняется так же, как и у максимальных токовых защит.

4.4 Пример расчета защит от сверхтоков при внешних КЗ трансформатора понижающей подстанции (защиты шкафа ШЭ2607 041)

В настоящем примере приведен расчет резервных защит трансформатора подстанции с высшим напряжением 220 кВ.

Трансформатор типа ТРДНС - 63000/220/10,5-10,5.

Данные расчета приведены в примере параграфа 4.2. Схема для расчета приведена на рис. 4.4.

Трансформатор установлен на двухтрансформаторной подстанции; предусматривается питание трансформаторов со стороны ВН.

Трансформаторы выполнены с расщепленными обмотками стороны НН и питают две секции НН каждый. На секционных выключателях стороны НН предусмотрена автоматика АВР.

В защите использован микропроцессорный терминал шкафа ШЭ 2607.041 фирмы «ЭКРА».

Расчет защит от сверхтоков при внешних КЗ

В устройстве ШЭ 2607.041 для понижающего трансформатора подстанции используются следующие защиты:

- защита от внешних КЗ, установленная со стороны обмотки ВН (МТЗ-ВН) - максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению. Защита имеет два пусковых органа по напряжению, которые подключаются к трансформаторам напряжения, установленным со стороны НН каждой из расщепленных обмоток. Защита действует с выдержкой времени на отключение всех выключателей трансформатора;

- защиты, устанавливаемые на каждой расщепленной обмотке - максимальные токовые защиты (обычно без пуска по напряжению), МТЗ НН1 и МТЗ НН2, которые действуют на отключение выключателей соответствующей стороны.

МТЗ сторон НН

Первичный ток срабатывания защиты отстраивается от максимального рабочего тока с учетом самозапуска двигателей при включении секционного выключателя от устройства АВР по (4.20).

Чувствительность защиты определяется при двухфазном КЗ на секции в минимальном режиме (точка К7, рис. 4.4). Ток КЗ равен кА.

Защита не проходит по чувствительности, поэтому МТЗ стороны НН выполняется с пуском по напряжению.

Напряжение срабатывания минимального реле напряжения (подключается к трансформаторам напряжения на сторонах НН) согласно (4.30).

Время срабатывания МТЗ НН выбирается на ступень селективности больше, чем время действия защиты секционного выключателя.

МТЗ стороны ВН

МТЗ стороны ВН выполняется с пуском по напряжению.

Для пуска МТЗ ВН по напряжению используются два пусковых органа напряжения от защит МТЗ НН1 и МТЗ НН2.

4.5 Расчет защит от перегрузки

На понижающем трансформаторе с расщепленной обмоткой стороны НН защита от перегрузки устанавливается на каждом вводе стороны НН и на стороне ВН трансформатора.

Защиты от перегрузки действуют на сигнал с выдержкой времени 9 с.



5. Защиты сборных шин электрических станций и подстанций

5.1 Микропроцессорная защита сборных шин типа ШЭ2607 061

В настоящее время в качестве защит шин электрических станций и крупных подстанций применяются, как правило, дифференциальные токовые защиты с торможением. КЗ на шинах подстанций, выполненных по упрощенным схемам, отключаются резервными защитами питающих присоединений.

...