Пошаговая инструкция расчета дифференциальной защиты для трансформатора
Присутствует несколько типов защиты трансформатора в зависимости от его технических характеристик и условий использования, требований к общей технике безопасности на производстве или в быту при самостоятельной эксплуатации. Обязательно должен проводится расчет дифференциальной общей защиты трансформатора, ведь только в таком случае можно быть уверенными в надежности и эффективности устройства.
Выбор типа защиты
Трансформаторы и автотрансформаторы, в частности, как относящиеся к одному из подвидов, надежны и конструктивно правильны с точки зрения того, что в них не присутствуют вращающиеся и движущиеся части. Это позволяет избежать внешних ударов и сколов, которые привели бы к повреждению внутренней части.
Также использование блока в качестве основного элемента конструкции позволяет избежать перемещений деталей внутри во время смены положения или передвижения. Но несмотря на это во время эксплуатации нельзя полностью защитить тс от нарушения стабильных режимов работы и внутренних повреждений. Для избежания этой проблемы оборудованию придается специальная релейная защита.
Также в конструкции устройства могут возникать короткие фазовые замыкания. При этом может быть действия между одними фазами, расположенными по соседству, или же между одной или двумя на землю. Также распространены проблемы, касающиеся возникновения коротких замыканий между обмотками с разными напряжениями и между витками одной фазы. Возникают кз и на поверхности шин, на вводах и кабелях.
Безусловно, избавление от замыканий и защита от них потенциально убережет специалистов от получения травм, связанных с токовым импульсом. Но и, кроме этого, по технике безопасности говорится, что защита трансформаторов необходима со стороны оберегания самих механизмов от повреждений, загорания, а окружающих предметов от пожаробезопасной ситуации, которая может возникнуть при поломке.
Выбор средств защиты происходит в зависимости от имеющихся проблем. Но в любом случае трансформатор оснащается определенными кожухами, носящими первичный характер. Остальные средства защиты подбирают, судя по мощности, конструкции и типологии возникающих проблем в устройствах данного типа.
Описание и область применения дифференцииальной токовой защиты
Дифференциальная защита является самой быстродейственной для оборудования. Благодаря ее принципу действия стало возможным применение на любых устройствах, как относящихся к типу обычных силовых тс, так и авто.
Но несмотря на преимущества схемы не универсальны. Имеют место быть не на всех устройствах, а удовлетворяющих таким характеристикам:
Также используется дифференциальная защита в случае, если мощность устройства около тысяч кВА или может несколько выше, но токовая отсечка, которая также установлена в качестве защитного экрана, не обеспечивает нужного показателя чувствительности. Что касается последнего пункта, то в расчет берут то, что максимальная выдержка должна составлять не больше 1 секунды. Если в данном тс показатель превышен, то берется и дифференциальная защита.
Удобство схемы состоит в том, что она может использоваться при параллельной работе устройств. Если рассматривать обратный принцип работы, то выясняется, что при установке дифференциальной защиты происходит не только быстрое прохождение, но и селективное отключение прибора.
Несмотря на то, что дифференциальная защита относится к довольно популярному методу защиты трансформаторов применяться везде она не может. Связано это с тем, что распространяется сфера деятельности на устройства с ограниченными показателем мощности.
Токовая отсечка
Если прибор, в том числе и автомобильный трансформатор, работает при мощности выше 6 300 кВ-А (одиночный) или от 4000 кВ-А (параллельные несколько), то единственно удобным и рациональным способом защиты выступает токовая отсечка.
Действие основано целиком на принципах работы токовой отсечки линий. На вводах при коротком замыкании ток существенно больше, чем со стороны нагрузки. Ток срабатывания отсечки подбирается в зависимости от ее работы при коротком замыкании — она не должна сработать.
В формуле учитываются показатели максимального тока, который проходя через входы передается дальше, коэффициент надежности отсечки (выбирается из табличных данных). Учитывают чувствительность — она характеризуется определенным коэффициентом. Этот показатель не менее двойки.
Газовый
Еще один распространенный способ защиты — газовый. Применяется на различным виде оборудования, но только если присутствует масляное охлаждение с расширителями. Они обязательны с технологической точки зрения для работы таких устройств:
Если на трансформаторе со средними мощностными показателями установлена уже другая защита, например, дифференциальная или отсечки, то использование газовой не нужно. Но если устройство работает внутри цеха, его мощность превышает 630, то обязательна газовая защита, даже если другие виды.
От сверхтоков
Используется и методика защиты тс от сверхтоков. Она отключает источники подачи электроэнергии, если наблюдаются повреждения внутренней части механизма, в том числе и выключателей, шин.
Перегрузка обычно симметричная, для ограждения от ее используют максимальную токовую защиту по одной фазе. Если оборудование располагается в обслуживаемом помещении, то выдержка действия на сигнал, в не обслуживаемых — на разгрузку или отключение. Тип установки зависит от количества обмоток. Для двух обмоточных они находятся со стороны основного питания, а для трех обмоточных — на стороне обмотки, где нет питания, и со стороны питания. В случае эксплуатации варианты с трехсторонним питанием используется сразу три прибора на всех сторонах.
Дополнительные трансформаторы тока требуются для защиты от замыканий на корпусе. Он вставляется в заземляющую шину между контуром и корпусом. При этом включается токовое рыле на вторичке.
Обратить внимание стоит на то, что механизм защиты выбирается в зависимости от конструктивных особенностей. Определяющими являются и характеристики мощности, силы тока.
Блоками БМРЗ
Дифференциальную используют в качестве основной быстродействующей. Они необходима для защиты выводов, внутренней конструктивной части. Подключение к блоку БМРЗ происходит по схеме звезда. При этом не учитываются группы и схемы соединения.
Главное, чтоб устройство обеспечивало подачу вторичных токов с положительным направлением (в сторону прибора, для ограждения от короткого замыкания которого они предназначены). Двухфазное подключение делается только в том случае, если в треугольнике нужно подать общий токовый импульс фаз А и С в противофазе. Обратить внимание следует на то, что:
Если короткое замыкание внешнее, то ток проходит только по фазам, соединенным по звезде. Если обмотка в типе треугольник, то токи перемещаются по периметру фигуры, при этом на фазах их нет. Токи нулевой последовательности не учитываются при расчетах.
В блоках ДМРЗ есть два вида защиты: ДТО и ДЗТ. Первый останавливают на показатель усиления небаланса в режиме кз, но в любом случае он не всегда приравнивается по коэффициенту чувствительности. Для обеспечения этой цели используют ДЗТ, который срабатывает, когда наблюдается ток торможения.
Расчет производится программным образом, при этом учитываются собственные токи трансформатора. Ток намагничивания есть только в принимающей напряжение обмотке. Блок ставится раздельно для любого контура. В некоторых случаях эффективней перекрестное блокирование.
Выбор первичных ТТ и ПТН блоков БМРЗ
Используемые ТТ обязаны быть соответствующими требованиями по релейной защите. Отдельно рассматриваются вопросы температурной устойчивости. Проводятся расчеты таких показателей:
Принимают в расчет среднее знание погрешности максимальной 0,1, если кратность тока не более номинальной, такие же условия к нагрузке. Погрешность минимальная 0,5.
Настройка определяется программой, если при макс. значения тока ПТН не получается подобрать, то выбирают вариант с кратность тока первички в 10 процентов от погрешности и не более 20 процентов.
Дифференциальная токовая отсечка
ДТО влияет на настройку оборудования и обеспечения защиты разных конструктивных узлов. В частности, отстройка обеспечивается от:
Макс значение принимается из двух возможных для срабатывания отсечки. Выбирается стандартно показатель на уровне четырех или пяти номинальных коэффициентов.
При расчете тока небаланса понимаются во внимания многие характеристики, в том числе и коэффициент отстройки, коэффициент погрешности ТТ при переходе, периодичность тока фазы внешнего давления, максимальное значение погрешности и минимальное, относительные погрешности и токи распределения.
Токовая дифзащита с торможением
Дифференциальная защита вычисляется аналогичны образом. Относительные погрешности определяются как половины диапазона регулирования. Крайние коэффициенты понимают только в том случае, если это не влияет на характеристики чувствительности.
Условия торможения будут различаться в зависимости от того, какое тс используется. Если речь идет о двухобмоточном, то коэффициенты погрешности не учитывают, их принимают равными единицы. Обязательно рассматривают схему соединения обмоток и элементов, только в таком случае возможно правильно подсчитать схемы.
Общие принципы выбора уставок ДЗТ
Когда требуется уменьшить составляющую небаланса используют блоки БМРЗ с отдельными характеристиками. К числу таких относят учет положения прибора. Выделяют типы:
К первому типу установки относят все усредненные регулятивные положения (до половины отклонения). При чувствительных выбирают вариации с отклонениями не более 5 процентов от изначального показателя. Чувствительность увеличивается, если снижать ток при расчете положения трансформатора.
Принцип выбора состоит в поиске верной группы переключения. Условия пользования блоками приведены в инструкциях к устройствам. Современные варианты переключаются автоматически, при этом блок сам ответственен на подачу сигнала. Важно провести такие действия как установку первичного тока, установку сигнала небаланса.
Выбор уставки начального тока срабатывания ДЗТ
На этот этапе важной характеристикой становятся условия отстройки. Они вычисляются от максимального показателя тока небаланса при включенной нагрузке. Учет происходит в режимах двух переключателей. Один раз проверяются данные по грубому, а второй по чувствительному типу. После проводится суммирование показателей и вычисляется среднестатистическое.
Показатели тока меняются в зависимости от количества слоев обмотки. Для двухобмоточных или трехобмоточных вариантов будут разными показатели тока.
Выбор уставки коэффициента торможения второго участка, характеристики
Этот коэффициент вычисляется по формулам условий отстройки в зависимости от тока небаланса номинального, который появляется при токе торможения в окончании последнего участка.
Учитывается тип чувствительности установки — расчеты проводятся дважды. Грубыми принимают в том случае, если регуляции напряжения в источники не происходит и не имеет никакого влияния. Обычно для расчетов принимается значение равное минимальному для ввода.
Выбор уставки коэффициента торможением третьего участка, характеристики
Здесь учитываются условия отстройки срабатывания от тока небаланса при условиях максимальных показателей кз. Для вычисления необходимы данные о коэффициенте увеличения погрешности (он принимается стандартно равным 2,5), фазном токе, максимальной погрешности, номинальном вторичном токовом импульсе.
Проверка чувствительности ДЗТ
Чувствительность вычисляется на выводах, когда функционирование ведется в привычном режиме на ответвлении. По стандартам коэффициент не должен превышать двух. Но в ряде случаев снижение невозможно по техническим причинам. Значение принимается равным 1,5 или около того, если:
Если присутствуют другие защитные механизмы, то ее допустимо не использовать. Все внимание уделяется коэффициенту чувствительности и по его особенностям судят о возможности исключения прибора. Расчет коэффициента проводится в случае, если минеральное значение небаланса более десятой доли единицы.
Выбор уставки сигнализации небаланса
Критерии выбираются таким образом, чтоб коэффициент находится в разумных границах. Учитываются показатели коэффициента отстройки (вкладываются дополнительные 10-20 процентов), а также максимум по временным показателям резервов.
Выбор уставок ДЗТ при наличии ТСН в зоне защиты
Коэффициент в таком случае будет равен 1,5. Учитывают периодичность протекания тока по фазам и показатели нормального тока, который подается на первичную обмотку трансформатора. Дополнительно рассматривают данные о рабочем токе, который возникает в режиме нагрузки.
Выбор уставок блокирования ДЗТ при возникновении БТН
Необходимо учитывать все вышеизложенные инструкции, но, кроме этого, инструкции дополнены другими пунктами. Среди них:
Уставка во времени — около одной секунды для оборудования средней и малой мощности, для больших величин стандартно 2 секунды.
Требования к оформлению результатов расчета
Предъявляются определенные требования к оформлению порядка расчетов. Это позволяет проводить вычисления понятно для других радиолюбителей и специалистов, которые будут использовать информацию позже, если этого потребует ситуация.
Выдается специальный бланк задания. Если речь идет о крупном производстве, то этим вопросом занимаются уполномоченные сотрудники. Если расчет производится самостоятельно, то рекомендуется скачать образцы в интернет. Бланк включает в себя информацию об установках и ключах. Специалисты обязуются руководствоваться схематическими решениями, которые представлены в конкретной инструкции.
Примеры расчета
Двухобмоточный трансформатор
Начинается решение задачи с выяснения показателя от броска тока намагничивания и от тока небаланса. Первый равен произведению коэффициента отстройки на данные о номинальном токе тс. Значение второго тоже произведение из коэффициента запаса и тока небаланса.
Рассчитывается отрицательное положение тока, а ток небаланса включает в себя данные о всех. Учитываются коэффициенты апериодической составляющий и однотипности, трехфазного кз. Далее вычисляется:
Двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой НН
Устройство с расщеплением обмотки низкого напряжения рассматривается как два двухобмоточные. При этом обязательным условием является их питание из общей сети.
Данные вносятся в общую схему, расчет проводится по идентичному алгоритму с предыдущим. Исключение составляет лишь последние этапы, когда проводится обозначение числа витков и влияние на это нагрузки.
Трехобмоточный силовой трансформатор
Расчет дифференциальной защиты тс с тремя обмотками будет немного дольше, так как проводится вычленение коэффициентов для каждой схемы. Алгоритм действий такой:
На последнем этапе определяется, выполняются ли условия сопоставления тока срабатывания в зависимости от приложенной нагрузки. Должно быть более двух.
На понижающих трансформаторах
Понижающие трансформаторы также нуждаются в диф. защите, что и другого типа. Расчет ведется аналогичным образом, то есть сначала вычисляются токи, небаланс, проверяются коэффициенты.
Важно обращать внимание на подключенные нагрузки и их мощностные показатели. При расчете понижающего оборудования — это обязательное условие.
Анализ защиты в программе Fastview
Программа Fastview предназначены для отображения данных с осциллограммы, которые были записаны в специальном формате. Платформа способна проводить расчеты и предоставлять аналитические данные на векторной, частотной диаграммах. Специалист может собрать полученные данные и внести их в форму. Программа сама рассчитает по коэффициентам и данным константы параметры и представит результат в нужном виде. Fastview доступна для скачивания в интернет бесплатно.
ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7
Раздел 3. Защита и автоматика
Глава 3.2. Релейная защита
Общие требования
3.2.2. Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для: ¶
а) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал. ¶
б) реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения. ¶
3.2.3. С целью удешевления электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки, если они: ¶
При использовании предохранителей или открытых плавких вставок в зависимости от уровня несимметрии в неполнофазном режиме и характера питаемой нагрузки следует рассматривать необходимость установки на приемной подстанции защиты от неполнофазного режима. ¶
3.2.4. Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента. ¶
3.2.5. Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент. ¶
Допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим действием АПВ или АВР): ¶
а) для обеспечения, если это необходимо, ускорения отключения КЗ (см. 3.2.4); ¶
б) при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или трансформаторов, отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу. ¶
3.2.6. Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если: при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивается выполнение требований 3.2.4; защита действует в качестве резервной (см. 3.2.15). ¶
3.2.7. Надежность функционирования релейной защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств. ¶
При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой. ¶
3.2.8. При наличии релейной защиты, имеющей цепи напряжения, следует предусматривать устройства: ¶
3.2.9. При установке быстродействующей релейной защиты на линиях электропередачи с трубчатыми разрядниками должна быть предусмотрена отстройка ее от работы разрядников, для чего: ¶
3.2.10. Для релейных защит с выдержками времени в каждом конкретном случае следует рассматривать целесообразность обеспечения действия защиты от начального значения тока или сопротивления при КЗ для исключения отказов срабатывания защиты (из-за затухания токов КЗ во времени, в результате возникновения качаний, появления дуги в месте повреждения и др.). ¶
3.2.11. Защиты в электрических сетях 110 кВ и выше должны иметь устройства, блокирующие их действие при качаниях или асинхронном ходе, если в указанных сетях возможны такие качания или асинхронный ход, при которых защиты могут срабатывать излишне. ¶
Допускается применение аналогичных устройств и для линий ниже 110 кВ, связывающих между собой источники питания (исходя из вероятности возникновения качаний или асинхронного хода и возможных последствий излишних отключений). ¶
Допускается выполнение защиты без блокировки при качаниях, если защита отстроена от качаний по времени (выдержка времени защиты — около 1,5-2 с). ¶
3.2.12. Действие релейной защиты должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатываний или другими устройствами в той степени, в какой это необходимо для учета и анализа работы защит. ¶
3.2.13. Устройства, фиксирующие действие релейной защиты на отключение, следует устанавливать так, чтобы сигнализировалось действие каждой защиты, а при сложной защите — отдельных ее частей (разные ступени защиты, отдельные комплекты защит от разных видов повреждения и т. 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. ¶
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. Например, если в качестве основной защиты от замыканий между фазами применена дифференциально-фазная защита, то в качестве резервной может быть применена трехступенчатая дистанционная защита. ¶
Если основная защита линии 110 кВ и выше обладает относительной селективностью (например, ступенчатые защиты с выдержками времени), то: ¶
3.2.16. Для линии электропередачи 35 кВ и выше с целью повышения надежности отключения повреждения в начале линии может быть предусмотрена в качестве дополнительной защиты токовая отсечка без выдержки времени при условии выполнения требований 3.2.26. ¶
3.2.17. Если полное обеспечение дальнего резервирования связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно, допускается: ¶
1) не резервировать отключения КЗ за трансформаторами, на реактированных линиях, линиях 110 кВ и выше при наличии ближнего резервирования, в конце длинного смежного участка линии 6-35 кВ; ¶
2) иметь дальнее резервирование только при наиболее часто встречающихся видах повреждений, без учета редких режимов работы и при учете каскадного действия защиты; ¶
3) предусматривать неселективное действие защиты при КЗ на смежных элементах (при дальнем резервном действии) с возможностью обесточения в отдельных случаях подстанций; при этом следует по возможности обеспечивать исправление этих неселективных отключений действием АПВ или АВР. ¶
3.2.18. Устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ) должны предусматриваться в электроустановках 110-500 кВ. Допускается не предусматривать УРОВ в электроустановках 110-220 кВ при соблюдении следующих условий: ¶
1) обеспечиваются требуемая чувствительность и допустимые по условиям устойчивости времена отключения от устройств дальнего резервирования; ¶
2) при действии резервных защит нет потери дополнительных элементов из-за отключения выключателей, непосредственно не примыкающих к отказавшему выключателю (например, отсутствуют секционированные шины, линии с ответвлением). ¶
На электростанциях с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток статоров, для предотвращения повреждений генераторов при отказах выключателей 110-500 кВ следует предусматривать УРОВ независимо от прочих условий. ¶
При отказе одного из выключателей поврежденного элемента (линия, трансформатор, шины) электроустановки УРОВ должно действовать на отключение выключателей, смежных с отказавшим. ¶
Если защиты присоединены к выносным трансформаторам тока, то УРОВ должно действовать и при КЗ в зоне между этими трансформаторами тока и выключателем. ¶
Допускается применение упрощенных УРОВ, действующих при КЗ с отказами выключателей не на всех элементах (например, только при КЗ на линиях); при напряжении 35-220 кВ, кроме того, допускается применение устройств, действующих лишь на отключение шиносоединительного (секционного) выключателя. ¶
При недостаточной эффективности дальнего резервирования следует рассматривать необходимость повышения надежности ближнего резервирования в дополнение к УРОВ. ¶
3.2.19. При выполнении резервной защиты в виде отдельного комплекта ее следует осуществлять, как правило, так, чтобы была обеспечена возможность раздельной проверки или ремонта основной или резервной защиты при работающем элементе. При этом основная и резервная защиты должны питаться, как правило, от разных вторичных обмоток трансформаторов тока. ¶
Питание основных и резервных защит линий электропередачи 220 кВ и выше должно осуществляться, как правило, от разных автоматических выключателей оперативного постоянного тока. ¶
3.2.20. Оценка чувствительности основных типов релейных защит должна производиться при помощи коэффициента чувствительности, определяемого: ¶
Расчетные значения величин должны устанавливаться, исходя из наиболее неблагоприятных видов повреждения, но для реально возможного режима работы электрической системы. ¶
3.2.21. При оценке чувствительности основных защит необходимо исходить из того, что должны обеспечиваться следующие наименьшие коэффициенты их чувствительности: ¶
1. Максимальные токовые защиты с пуском и без пуска напряжения, направленные и ненаправленные, а также токовые одноступенчатые направленные и ненаправленные защиты, включенные на составляющие обратной или нулевой последовательностей: ¶
Для максимальных токовых защит трансформаторов с низшим напряжением 0,23-0,4 кВ наименьший коэффициент чувствительности может быть около 1,5. ¶
2. Ступенчатые защиты тока или тока и напряжения, направленные и ненаправленные, включенные на полные токи и напряжения или на составляющие нулевой последовательности: ¶
3. Дистанционные защиты от многофазных КЗ: ¶
Для дифференциальной защиты генераторов и трансформаторов чувствительность следует проверять при КЗ на выводах. При этом вне зависимости от значений коэффициента чувствительности для гидрогенераторов и турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток ток срабатывания защиты следует принимать менее номинального тока генератора (см. 3.2.36). Для автотрансформаторов и повышающих трансформаторов мощностью 63 МВ•А и более ток срабатывания без учета торможения рекомендуется принимать менее номинального (для автотрансформаторов — менее тока, соответствующего типовой мощности). Для остальных трансформаторов мощностью 25 МВ•А и более ток срабатывания без учета торможения рекомендуется принимать не более 1,5 номинального тока трансформатора. ¶
Допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты трансформатора или блока генератор – трансформатор до значения около 1,5 в следующих случаях (в которых обеспечение коэффициента чувствительности около 2,0 связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно): ¶
Для режима подачи напряжения на поврежденные шины включением одного из питающих элементов допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты шин до значения около 1,5. ¶
Указанный коэффициент 1,5 относится также к дифференциальной защите трансформатора при КЗ за реактором, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора и входящим в зону его дифференциальной защиты. При наличии других защит, охватывающих реактор и удовлетворяющих требованиям чувствительности при КЗ за реактором, чувствительность дифференциальной защиты трансформатора при КЗ в этой точке допускается не обеспечивать. ¶
5. Поперечные дифференциальные направленные защиты параллельных линий: ¶
6. Направленные защиты с высокочастотной блокировкой: ¶
7. Дифференциально-фазные высокочастотные защиты: ¶
8. Токовые отсечки без выдержки времени, устанавливаемые на генераторах мощностью до 1 МВт и трансформаторах, при КЗ в месте установки защиты — около 2,0. ¶
9. Защиты от замыканий на землю на кабельных линиях в сетях с изолированной нейтралью (действующие на сигнал или на отключение): ¶
10. Защиты от замыканий на землю на ВЛ в сетях с изолированной нейтралью, действующие на сигнал или на отключение, — около 1,5. ¶
3.2.22. При определении коэффициентов чувствительности, указанных в 3.2.21, п. 1, 2. 5 и 7, необходимо учитывать следующее: ¶
1. Чувствительность по мощности индукционного реле направления мощности проверяется только при включении его на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей. ¶
2. Чувствительность реле направления мощности, выполненного по схеме сравнения (абсолютных значений или фаз), проверяется: при включении на полные ток и напряжение по току; при включении на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей — по току и напряжению. ¶
3.2.23. Для генераторов, работающих на сборные шины, чувствительность токовой защиты от замыканий на землю в обмотке статора, действующей на отключение, определяется ее током срабатывания, который должен быть не более 5 А. Допускается как исключение увеличение тока срабатывания до 5,5 А. ¶
Для генераторов, работающих в блоке с трансформатором, коэффициент чувствительности защиты от однофазных замыканий на землю, охватывающей всю обмотку статора, должен быть не менее 2,0; для защиты напряжения нулевой последовательности, охватывающей не всю обмотку статора, напряжение срабатывания должно быть не более 15 В. ¶
3.2.24. Чувствительность защит на переменном оперативном токе, выполняемых по схеме с дешунтированием электромагнитов отключения, следует проверять с учетом действительной токовой погрешности трансформаторов тока после дешунтирования. При этом минимальное значение коэффициента чувствительности электромагнитов отключения, определяемое для условия их надежного срабатывания, должно быть приблизительно на 20% больше принимаемого для соответствующих защит (см. 3.2.21). ¶
3.2.25. Наименьшие коэффициенты чувствительности для резервных защит при КЗ в конце смежного элемента или наиболее удаленного из нескольких последовательных элементов, входящих в зону резервирования, должны быть (см. также 3.2.17): ¶
При оценке чувствительности ступеней резервных защит, осуществляющих ближнее резервирование (см. 3.2.15), следует исходить из коэффициентов чувствительности, приведенных в 3.2.21 для соответствующих защит. ¶
3.2.26. Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме. ¶
3.2.27. Если действие защиты последующего элемента возможно из-за отказа вследствие недостаточной чувствительности защиты предыдущего элемента, то чувствительности этих защит необходимо согласовывать между собой. ¶
Допускается не согласовывать между собой ступени этих защит, предназначенные для дальнего резервирования, если неотключение КЗ вследствие недостаточной чувствительности защиты последующего элемента (например, защиты обратной последовательности генераторов, автотрансформаторов) может привести к тяжелым последствиям. ¶
3.2.28. В сетях с глухозаземленной нейтралью должен быть выбран исходя из условий релейной защиты такой режим заземления нейтралей силовых трансформаторов (т. е. размещение трансформаторов с заземленной нейтралью), при котором значения токов и напряжений при замыканиях на землю обеспечивают действие релейной защиты элементов сети при всех возможных режимах эксплуатации электрической системы. ¶
Для повышающих трансформаторов и трансформаторов с двух- и трехсторонним питанием (или существенной подпиткой от синхронных электродвигателей или синхронных компенсаторов), имеющих неполную изоляцию обмотки со стороны вывода нейтрали, как правило, должно быть исключено возникновение недопустимого для них режима работы с изолированной нейтралью на выделившиеся шины или участок сети 110-220 кВ с замыканием на землю одной фазы (см. 3.2.63). ¶
3.2.29. Трансформаторы тока, предназначенные для питания токовых цепей устройств релейной защиты от КЗ, должны удовлетворять следующим требованиям: ¶
1. В целях предотвращения излишних срабатываний защиты при КЗ вне защищаемой зоны погрешность (полная или токовая) трансформаторов тока, как правило, не должна превышать 10%. Более высокие погрешности допускаются при использовании защит (например, дифференциальная защита шин с торможением), правильное действие которых при повышенных погрешностях обеспечивается с помощью специальных мероприятий. Указанные требования должны соблюдаться: ¶
Для дифференциальных токовых защит (шин, трансформаторов, генераторов и т. п.) должна быть учтена полная погрешность, для остальных защит — токовая погрешность, а при включении последних на сумму токов двух или более трансформаторов тока и режиме внешних КЗ — полная погрешность. ¶
При расчетах допустимых нагрузок на трансформаторы тока допускается в качестве исходной принимать полную погрешность. ¶
2. Токовая погрешность трансформаторов тока в целях предотвращения отказов защиты при КЗ в начале защищаемой зоны не должна превышать: ¶
3. Напряжение на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока при КЗ в защищаемой зоне не должно превышать значения, допустимого для устройства РЗА. ¶
3.2.30. Токовые цепи электроизмерительных приборов (совместно со счетчиками) и релейной защиты должны быть присоединены, как правило, к разным обмоткам трансформаторов тока. ¶
Допускается их присоединение к одной обмотке трансформаторов тока при условии выполнения требований 1.5.18 и 3.2.29. При этом в цепи защит, которые по принципу действия могут работать неправильно при нарушении токовых цепей, включение электроизмерительных приборов допускается только через промежуточные трансформаторы тока и при условии, что трансформаторы тока удовлетворяют требованиям 3.2.29 при разомкнутой вторичной цепи промежуточных трансформаторов тока. ¶
3.2.31. Защиту с применением реле прямого действия, как первичных, так и вторичных, и защиты на переменном оперативном токе рекомендуется применять, если это возможно и ведет к упрощению и удешевлению электроустановки. ¶
3.2.32. В качестве источника переменного оперативного тока для защит от КЗ, как правило, следует использовать трансформаторы тока защищаемого элемента. Допускается также использование трансформаторов напряжения или трансформаторов собственных нужд. ¶
В зависимости от конкретных условий должна быть применена одна из следующих схем: с дешунтированием электромагнитов отключения выключателей, с использованием блоков питания, с использованием зарядных устройств с конденсатором. ¶
3.2.33. Устройства релейной защиты, выводимые из работы по условиям режима сети, селективности действия или по другим причинам, должны иметь специальные приспособления для вывода их из работы оперативным персоналом. ¶
Для обеспечения эксплуатационных проверок и испытаний в схемах защит следует предусматривать, где это необходимо, испытательные блоки или измерительные зажимы. ¶
