Циркуляр № Ц-03

Сборник
директивных и информационных материалов,
выпущенных
Минэнерго СССР и Минэнерго РФ, РАО "ЕЭС России"
в 19901999 гг.
Москва ВВЦ
РЗА-2000
СРЗА ЦДУ ЕЭС России
Адрес: 103074, г. Москва, К-74, Китайгородский пр-д, 7
Телефон: (095) 220-5002
23-55 (АТС ЦДУ)
Факс: (095) 220-6542
E-mail:pro@cdu.elektra.ru
Содержание.
1. Циркуляр № Ц-03-90(э) О предотвращении потери оперативного постоянного
тока из-за неселективной работы автоматических выключателей серии АВМ
ввода питания на щиты постоянного тока электростанций и подстанций.
2. Циркуляр № Ц-04-90(э) О предотвращении ложных срабатываний
технологических защит от воздействия высокочастотного магнитного поля,
создаваемого коротковолновой радиостанцией.
3. Решение № Э-1/91 О внесении дополнений и изменений в циркуляр № Ц-0390(Э) "О предотвращении потери оперативного постоянного тока из-за
неселективной работы автоматических выключателей серии АВМ ввода питания
на щиты постоянного тока электростанций и подстанций"
4. Циркуляр № Ц-03-92(Э) Об устранении недостатков однообмоточных
двухпозиционных реле РП-8.
5. Циркуляр № Ц-04-92(Э) О контроле зажимов ЗН-24.
6. Циркуляр № Ц-01-94(Э) О предотвращении ложных срабатываний
высокочастотных защит линий 500-1150 кВ ПДЭ 2003 и НДЗ 751.
7. Циркуляр № Ц-04-94(Э) О предотвращении излишних действий защит ДФЗ
линий 110-500 кВ при внешних КЗ.
8. Циркуляр № Ц-01-95(Э) О допустимых эксплуатационных повышениях
напряжения промышленной частоты на электрооборудовании 500-750 кВ ЕЭС
России.
9. Циркуляр № Ц-04-95(Э) О предотвращении отказов реле типа РВ-132.
10. Циркуляр № Ц-01-96 О защите от неполнофазных режимов со стороны
высшего напряжения подстанций 10-35/0,4 кВ с предохранителями.
11. Циркуляр № Ц-02-96 О внедрении экспериментальных методов проверки токов
КЗ и защитных характеристик автоматических выключателей присоединении 0,4
кВ электростанций и подстанций.
12. Циркуляр № Ц-03-96 Об обеспечении надежного питания цепей оперативного
постоянного тока второго комплекса панели защиты ЭПЗ1636-67/2.
13. Информационное письмо ИП-1-96(э) О совершенствовании ближнего и
дальнего резервирования работы устройств РЗА распределительных сетей 6-110
кВ.
14. Информационное письмо ИП-14-97(Э) О выполнении п-5.4.18 ПТЭ 15-го
издания.
15. Циркуляр № Ц-01-97(Э) О предотвращении ложных срабатываний защиты
типа ЗЗГ-1 от замыканий на земли в обмотке статора генератора.
16. Информационное письмо ИП-0З-98 (Э) О выполнении селективной защиты от
замыканий на землю в обмотке статора турбогенераторов, работающих на
сборные шины.
17. Письмо "Главгосэнергонадзора России" № 22-6/24-ЭТ О лабораториях РЗАИ.
18. Циркуляр № 01-99(э) О повышении точности коммерческого и технического
учета электроэнергии.
Министерство энергетики и электрификации СССР
Главное научно-техническое управление энергетики и электрификации
Циркуляр № Ц-03-90(э)
О предотвращении потери оперативного
постоянного тока из-за неселективной работы
автоматических выключателей серии АВМ
ввода питания на щиты постоянного тока
электростанций и подстанций
г. Москва
27.06.90 г.
Срок введения установлен
с 01.08.90 г. до 01.08.95 г.
На ряде электростанций были случаи неселективных отключений
автоматических выключателей серии АВМ ввода рабочего или резервного питания
на щиты постоянного тока при коротких замыканиях, что приводило к потере
оперативного постоянного тока, прекращению работы устройств релейных защит и
систем управления, а при возникновении пожара в кабельном хозяйстве – к
многочисленным повреждениям электрооборудования. Вместе с тем, обследования
показали, что расцепители с независимой от тока выдержкой времени
автоматических выключателей АВМ не обеспечивают требуемую чувствительность
защит.
В эксплуатации находятся автоматические выключатели вводов питания на щит
постоянного тока с разрегулированными часовыми механизмами расцепителей с
обратно зависимой от тока характеристикой времени срабатывания, неисправным
либо изношенным анкерным устройством механизмов расцепителей, неверно
выставленными уставками по времени на часовых механизмах, с
неоткалиброванными рабочими уставками по току и времени срабатывания. В ряде
случаев работы по настройке расцепителей автоматических выключателей и расчету
уставок их срабатывания закреплены не за местной службой РЗАИ (ЭТЛ), а за
службой ремонта.
В целях повышения надежности питания щитов постоянного тока
электростанций и подстанций Главтехуправление предлагает:
1.
Произвести расчет чувствительности и селективности защиты цепей
вводов рабочего и резервного питания щитов постоянного тока (приложение 1).
2.
Вывести из работы расцепитель с независимой от тока выдержкой
времени срабатывания, установленный на автоматических выключателях серии
АВМ вводов питания на щит постоянного тока, и взамен его установить выносную
защиту, действующую на независимый расцепитель автоматического выключателя
(приложение 2).
3.
Произвести калибровку рабочих уставок по току и времени
срабатывания расцепителей с обратно зависимой от тока характеристикой времени
срабатывания автоматических выключателей (приложение 3).
4.
Возложить
ответственность
за
расчет
уставок,
проверку
чувствительности и селективности расцепителей автоматических выключателей
вводов питания щитов постоянного тока на местные службы РЗАИ (ЭТЛ)
электростанций и подстанций.
Заместитель начальника Главтехуправления
К.М. Антипов
Приложение 1
Методика выбора уставок срабатывания и оценки
чувствительности защит, установленных в цепи ввода питания
на щит постоянного тока.
Функции основной защиты от коротких замыканий на шинах щита постоянного
тока возлагаются на выносную защиту, действующую на независимый расцепитель
автоматического выключателя серии АВМ. Расцепитель с обратно зависимой от
тока характеристикой времени срабатывания выполняет функции максимальной
токовой защиты и является резервной защитой от коротких замыканий на шинах
щита постоянного тока.
Ток срабатывания выносной защиты ( Iср.з ) определяется по формуле:
I ср . з 
К H IT
,
KB
(П1.1)
где КН = 1,25 – коэффициент надежности;
КВ – коэффициент возврата токового реле (для РТ-40 КВ=0,85);
IТ = Iрасч+ Iпуск – ток толчка, наибольший ток кратковременной перегрузки;
Iрасч – наибольший расчетный ток длительной нагрузки установившегося
аварийного режима;
Iпуск – наибольший пусковой ток электромагнита включения масляного
выключателя или пусковой ток наиболее мощного резервного масляного
насоса либо другого мощного потребителя сети постоянного тока.
Значение Iрасч определяется по формуле:
Iрасч = Iп.нагр+ Iав.осв +Iав.св +Iном.мн,
(П 1.2)
где Iп.нагр – ток постоянной нагрузки щита постоянного тока;
Iав.осв – ток аварийного освещения;
Iав.св – номинальный ток аварийного агрегата связи;
Iном.мн – сумма номинальных токов аварийных масляных насосов смазки и
уплотнения.
На значения Iрасч и IТ могут оказывать влияние и другие потребители системы
постоянного тока в зависимости от местных условий и схемы сети постоянного
тока.
Чувствительность выносной защиты к току короткого замыкания на шинах
постоянного тока определяется по формуле:
K
I КЗ
 3,
I ср . з
(П 1.3)
где IКЗ – расчетный ток металлического короткого замыкания на шинах щита
постоянного тока.
Методика расчета тока металлического короткого замыкания в сети постоянного
тока приведена в "Методических указаниях по расчету защит в системе постоянного
тока тепловых электростанций и подстанций" (М.; СПО Союзтехэнерго, 1983).
Для обеспечения селективности действия выносной защиты, установленной на
вводе питания постоянного тока, не имеющего резервного питания, и на вводе
резервного питания щита постоянного тока, время действия выносной защиты
определяется по формуле:
(П 1.4)
tср . з  t з.пр  t ,
где tз.пр – наибольшее из времени срабатывания защитных аппаратов
присоединений щита постоянного тока в случае замыкания
непосредственно за защитным аппаратом присоединения;
t = 0,3 – 0,5 с – ступень селективности.
Время срабатывания защиты, установленной на вводе рабочего питания щита,
имеющего ввод резервного питания, определяется по формуле:
(П 1.5)
где tср.з –время срабатывания защиты, установленной на вводе резервного
питания.
tср . з. раб  tср . з  t ,
Рабочая уставка по току срабатывания расцепителя с обратно зависимой от тока
характеристикой времени срабатывания выключателя серии АВМ определяется по
формуле:
I уст . р 
КО I расч
KB
(П 1.6)
,
где КО = 1,1 – коэффициент допустимых отклонений (при наличии вибрации КО =
1,2);
КВ = 0,50,6– коэффициент возврата.
Необходимое время срабатывания расцепителей с обратно зависимой
характеристикой устанавливается в процессе калибровки (см. приложение 3).
Приложение 2
Схема выносной защиты
Выносная защита выполняется по схеме, приведенной на рис.1, и
устанавливается в непосредственной близости к выключателю ввода питания.
Питание цепей защиты осуществляется от шин щита постоянного тока.
Подключение токового реле КА к шунту, установленному в цепи ввода питания на
щит, осуществляется проводниками сечением не менее 6 мм2, подключаемыми к
шунту с помощью винтового присоединения либо пайки.
По месту установки защиты на панели ввода питания на щит устанавливается
табло "Отсутствует питание цепей защиты ввода от АБ". Схема предусматривает
выдачу сигнала "Неисправность на ЩПТ" при срабатывании защиты и в случае
отсутствия питания цепей защиты.
Приложение 3
Калибровка рабочих уставок
тока и времени срабатывания защиты.
1.
Проверка расцепителей с обратно зависимой от тока характеристикой и
вывод из работы расцепителей с независимой от тока характеристикой времени
срабатывания.
Перед калибровкой расцепителей необходимо проверить отсутствие заеданий и
затираний в расцепителях с обратно зависимой и независимой от тока
характеристикой времени срабатывания, отсутствие срывов анкерного устройства
часового механизма.
Проверка выполняется в соответствии с "Методическими указаниями по наладке
и эксплуатации автоматических воздушных выключателей серии АВМ" (М.; СПО
Союзтехэнерго, 1978).
В случае обнаружения при проверке неисправности необходимо произвести
регулировку или замену неисправного узла. После выполнения указанных проверок
вывести из работы расцепитель с независимой от тока характеристикой времени
срабатывания, для чего переместить и зафиксировать в нерабочем положении
кулачки на отключающем валике механизма расцепителя с независимой от тока
характеристикой времени срабатывания и установить на шкале расцепителя от руки
уставку ориентировочно на отметку, соответствующую верхнему пределу тока
срабатывания этого расцепителя.
2. Калибровка расцепителей с обратно зависимой от тока характеристикой
времени срабатывания автоматических выключателей серии АВМ.
В связи с отсутствием
прогрузочных устройств постоянного тока для
калибровки
расцепителей
автоматических
выключателей
серии
АВМ,
установленных в сети постоянного тока, допустимо производить калибровку
переменным током (испытания, проведенные Сибтехэнерго, показали возможность
указанного) от нагрузочного трансформатора со вторичным напряжением 6-12 В
переменного тока.
Калибровка производится в следующем порядке:
Регулируя положение указателя на шкале, добиться срабатывания расцепителя
при токе расчетной рабочей уставки при установке указателя на шкале часового
механизма на отметке "Макс.";
Определить время срабатывания расцепителя выключателя при токе, равном
току рабочей уставки (поочередно для каждого полюса).
Для расцепителя, установленного на выключателе в цепи ввода рабочего питания
щита, время работы должно быть не менее 10 с. Уставку по времени на шкале
часового механизма расцепителя выключателя в цепи ввода резервного питания
устанавливают таким образом, чтобы время срабатывания расцепителя при токе,
равном току рабочей уставки, было примерно на 3 с меньше времени срабатывания
расцепителя выключателя ввода рабочего питания на щит. Время срабатывания
расцепителей защитных аппаратов присоединений щита при токе, равном току
рабочей уставки срабатывания расцепителей выключателей вводов рабочего и
резервного питания, должно быть меньше времени срабатывания расцепителей
вводов.
3. Калибровка выносной защиты.
Калибровка тока срабатывания выносной защиты осуществляется от
нагрузочного устройства У5052 по схеме, приведенной на рис.2.
Рис.2. Схема калибровки рабочей уставки выносной защиты.
Подключение токового реле к нагрузочному устройству осуществляется
рабочими проводниками, используемыми в конструкции защиты. При калибровке
через токовое реле и рабочие проводники пропускается ток и осуществляется
контроль падения напряжения на рабочих проводниках милливольтметром.
Токовое реле настраивается на срабатывание при напряжении Uср.з,
определяемом по формуле
U ср . з 
Uш КН
,
КВ
где Uш – напряжение на шунте в цепи ввода питания при токе, равном IТ;
КН = 1,25 – коэффициент надежности;
КВ – коэффициент возврата токового реле.
(П 3.1)
Напряжение Uш определяется по формуле
Uш 
I ш  U ном.ш
,
I ном.ш
(П 3.2)
где Iш – номинальный ток шунта в цепи ввода питания на щит;
Uш – номинальное напряжение на шунте в цепи ввода питания на щит.
Время срабатывания выносной защиты устанавливается на реле в соответствии с
определяемым по формуле П 1.4. или П 1.5.
Министерство энергетики и электрификации СССР
Главное научно-техническое управление энергетики и электрификации
Циркуляр № Ц-04-90(э)
О предотвращении ложных срабатываний технологических защит от
воздействия высокочастотного магнитного поля,
создаваемого коротковолновой радиостанцией.
2 октября 1990 г.
Москва
На одной из тепловых электростанций Минэнерго СССР был аварийно
остановлен крупный энергоблок из-за ложной работы технологической защиты от
понижения температуры свежего пара.
Как показали исследования на оборудовании электростанции и в лабораторных
условиях, причиной ложной работы защиты явилось несанкционированное
снижение выходного сигнала нормирующего преобразователя (НП) температуры
из-за влияния на его работу носимой коротковолновой радиостанцией (НКР),
работающей в режиме передача.
Исследованиями установлено, что у НП типа Ш-78 Львовского объединения
"Микроприбор" под действием высокочастотного магнитного поля, излучаемого
НКР, увеличивается или уменьшается выходной сигнал. Знак и степень этого
искажения определяется частотой колебаний электромагнитного поля и
расстоянием между источником колебаний и НП или линией связи НП с датчиком
(нормирующий преобразователь чувствителен к сигналам в полосе частот от 5 МГц
и выше на дистанции менее 3,0 м).
В целях предотвращения ложных срабатываний технологических защит от
воздействия высокочастотного электромагнитного поля, излучаемого НКР,
предлагается:
1.
Вывесить в местах установки НП типа Ш-78 и прокладки незащищенных
экранами линий связи НП с датчиком плакаты, запрещающие пользование НКР.
Граница зоны запрета должна проходить не ближе 3,0 м от НП или линий связи.
2.
Пользоваться при выполнении регламентных работ в шкафах НП только
телефонной связью.
3.
Провести соответствующий инструктаж эксплуатационного персонала.
4.
Вышеизложенное должно учитываться при проектировании новых систем
управления.
Заместитель начальника Главтехуправления
А.П. Берсенев
Министерство энергетики и электрификации СССР
Главное научно-техническое управление энергетики и электрификации
Решение № Э-1/91
О внесении дополнений и изменений в циркуляр № Ц-03-90(Э)
"О предотвращении потери оперативного постоянного тока
из-за неселективной работы автоматических выключателей
серии АВМ ввода питания на щиты постоянного тока
электростанций и подстанций"
В связи с запросами и предложениями энергосистем Главтехуправление
разъясняет:
1. По п.4 текста Циркуляра. Для проведения работ по настройке и проверке
автоматических выключателей вводов питания привлекается служба ремонта,
которая проводит техническое обслуживание выключателей. Вместе с тем,
ответственность за результаты проверки автоматических выключателей вводов
питания щитов постоянного тока должна возлагаться на местные службы РЗАИ
(ЭТЛ) электростанций и подстанций.
2. В целях повышения надежности работы схемы выносной защиты
рекомендуется вместо схемы, приведенной на рис. 1.а, в Циркуляре, применять
схему, предлагаемую в настоящем Решении (см. рисунок).
3. По приложению 2 Циркуляра. Подключение токовых реле КА осуществляется
к штатному шунту в цепи ввода питания либо к шунту, установленному
дополнительно.
Катушка независимого расцепителя автоматического выключателя должна иметь
номинальное напряжение 110 В постоянного тока.
4. По приложению 3, п.3 Циркуляра. Ориентировочные значения Uср.з и I ср.з (без
учета потерь в проводниках, подключающих токовое реле к шунту) при
использовании в цепи ввода шунтов 75ШСМ-750; 75ШСМ-1000; 75ШСМ-1500 А
приведены в таблице.
Контроль состояния конденсатора С осуществляется вольтметром при вынутом
предохранителе F. Снижение напряжения на конденсаторе при его разряде через
катушку реле KL2 от Uном=220 В до 83 В (0,38Uном) должно происходить за время
не менее 8 с.
5. При возникновении вопросов, связанных с выполнением требований
Циркуляра, обращаться в Сибтехэнерго по адресу: 630032, г. Новосибирск, ул.
Планировочная, д.18
Заместитель начальника Главтехуправления
К.М. Антипов
Напряжение на катушке реле КА и первичные токи срабатывания защит.
Тип
реле
РТ40/6
РТ40/2
РТ40/0,6
Соединен
ие
обмоток
реле
Последова
тельное
Параллель
ное
Последова
тельное
Параллель
ное
Последова
тельное
Параллель
ное
Шунт в цепи
АБ
75ШСМ1500/75
Uср.з Iср.з,
, мВ
А
18-34 360679
57-73 11401459
781560176
3519
42-87 8401740
153- 3060360
7200
821639182
3639
Шунт в цепи
АБ
75ШСМ1000/75
Uср.з Iср.з,
, мВ
А
18-34 240453
57-73 760973
781040176
2346
42-87 5601160
153- 2040360
4800
821093182
2426
Шунт в цепи
АБ
75ШСМ750/75
Uср.з, Iср.з,
мВ
А
18-34 180339
57-73 570729
78780176
1759
42-87 420870
153- 1530360
3600
82819182
1819
Шунт в цепи
АБ
75ШСМ500/75
Uср.з, Iср.з,
мВ
А
18-34 120226
57-73 380486
78520176
1173
42-87 280580
153- 1020360
2400
82546182
1213
Российская корпорация электроэнергетики и электрификации
"РОСЭНЕРГО"
Управление научно технического развития
Циркуляр № Ц-03-92(Э)
Об устранении недостатков однообмоточных
двухпозиционных реле РП-8.
20.07.92 г.
Москва
В устройствах релейной защиты и автоматики ряда энергосистем происходили
короткие замыкания в цепях оперативного постоянного тока из-за применения
однообмоточных реле РП-8 (рис.1) вместо ранее применявшегося реле с двумя
обмотками. Такие замыкания происходили через последовательно включенные
размыкающие и замыкающие контакты реле в момент переключения контактов при
их неправильной регулировке.
Начиная с 1989 г. завод изготовитель прекратил выпуск однообмоточных реле. В
настоящее время выпускаются однокатушечные двухобмоточные реле (рис. 2),
лишенные указанного недостатка.
Учитывая, что в настоящее время в эксплуатации находится большое количество
однообмоточных реле РП-8, Техуправление считает необходимым:
1. При выполнении технического обслуживания устройств РЗА проверять работу
контактов при переключении реле и, при необходимости, обеспечивать
последовательность работы контактов, при которой не должно быть
одновременного замкнутого состояния размыкающих и замыкающих контактов в
процессе переключения реле при сохранении нормальных зазоров в конечных
положениях реле.
Если регулировкой контактов невозможно добиться предотвращения коротких
замыканий, допускается последовательно с контактами устанавливать резистор 510
Ом, 10 Вт* (рис.3).
*Рекомендация ОДУ Сибири.
Рис. 1. Схема включения однообмоточного реле РП-8.
Рис. 2. Схема включения двухобмоточного реле РП-8.
Рис. 3. Схема включения однообмоточного реле РП-8
с дополнительным резистором.
2. Заменять однообмоточные реле РП-8
однокатушечными реле по мере их получения.
Заместитель начальника Техуправления
новыми
двухобмоточными
К.М. Антипов
Российская корпорация электроэнергетики и электрификации
"РОСЭНЕРГО"
Управление научно технического развития
Циркуляр № Ц-04-92(Э)
О контроле зажимов ЗН-24
20.07.92 г.
Москва
В последнее время в энергосистемах происходили нарушения действия
устройств РЗА по причине нарушения контактного соединения в зажимах Э1-24,
широко применяемых во вторичных цепях на электростанциях и подстанциях.
Основным дефектом зажимов является нарушение контакта из-за применения
несоответствующих требованиям технических условий пружинящих арочных шайб,
которые в процессе эксплуатации теряют пружинящие свойства.
В целях повышения надежности работы устройств РЗА, управления и
сигнализации Техуправление считает необходимым:
1. Осуществлять на действующих электростанциях и подстанциях при очередном
техническом обслуживании устройств РЗА, а на новых электростанциях и
подстанциях при вводе в действие проверку качества контактных соединений в
зажимах ЗН-24 путем осмотра рядов зажимов и продергивания присоединенных
проводников. Проверку зажимов следует производить на отключенных
присоединениях при соблюдении необходимых мер предосторожности, в том числе
по отношению действующих цепей других присоединений.
2. При выявлении нарушения контактных соединений из-за дефекта арочных
шайб следует их заменять обычными (плоскими и пружинящими). При этом
присоединение проводов должно осуществляться "под кольцо".
Заместитель начальника Техуправления
К.М. Антипов
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
"ЕЭС России"
Департамент науки и техники
Циркуляр № Ц-01-94(Э)
О предотвращении ложных срабатываний
высокочастотных защит линий 500-1150 кВ
ПДЭ 2003 и НДЗ 751.
г. Москва
12 мая 1994 г.
В эксплуатации отмечены случаи "срыва" ОАПВ линий 500-1150 кВ из-за
ложного действия защит ПДЭ 2003 и НДЗ 751 в момент включения устройством
ОАПВ фазы линии с устранившимся коротким замыканием (КЗ), что приводит в
некоторых случаях к трехфазному отключению линии.
Неправильные срабатывания защиты являются следствием неидентичности
происходящих по концам линии переходных процессов в первичной цепи,
трансформаторах тока, в устройстве компенсации емкостных токов линии, а также в
органе манипуляции указанных защит. При этом в момент включения устройством
ОАПВ фазы ВЛ с устранившимся КЗ под напряжение или последующем включении
этой фазы с противоположного конца, на входе высокочастотного (ВЧ) приемника
приемопередатчика АВЗК-80 может появляться одиночный короткий "провал"
напряжения, достаточный для срабатывания защиты.
Для предотвращения ложных действий этих защит разработан и испытан
микроэлектронный блок ДБЦ-1, который включается в цепь между "выходом
приемника" и "входом ВЧ блокировки защиты". Блок выявляет цикл ОАПВ по
наличию напряжения на выходе ВЧ приемника и в момент появления "провала"
напряжения на выходе ВЧ приемника подает в течение 50 мсек блокирующий
сигнал на "вход ВЧ блокировки защиты", предотвращающий ложное срабатывание
защиты.
Для исключения ложных действий указанных защит Департамент науки и
техники РЕКОМЕНДУЕТ:
Установить на находящихся в эксплуатации панелях защиты ПДЭ 2003 и
НДЗ 751 блоки ДБЦ-1. Схема включения приведена на прилагаемом рисунке. Блок
рекомендуется устанавливать на задней стороне панели.
Приложение: схема включения дополнительного блока.
Начальник Электротехнического отдела
К.М. Антипов
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
"ЕЭС России"
Департамент науки и техники
Циркуляр № Ц-04-94(Э)
О предотвращении излишних действий защит ДФЗ
линий 110-500 кВ при внешних КЗ.
Москва
30 декабря 1994 г.
В ряде энергосистем на линиях 110-500 кВ имели место случаи излишней работы
дифференциально-фазных защит ДФЗ-201, ДФЗ-401, ДФЗ-402, ДФЗ-501, ДФЗ-503,
ДФЗ-504 при отключении внешних коротких замыканий (КЗ) защитами смежных
линий. Анализ осциллограмм таких отключений в Иркутской и Свердловской
энергосистемах показал, что при отключении поврежденного элемента сети в токе
приема защиты ДФЗ неповрежденной линии в некоторых случаях появляется
одиночный импульс, достаточный для срабатывания органа сравнения фаз ДФЗ и ее
отключения. Как выяснилось, причиной излишнего действия защиты ДФЗ является
некоторое различие характеристик блоков манипуляции, их устройств компенсации
емкостных токов, а также трансформаторов тока по концам линии, что в условиях
переходного процесса в сети при отключениях КЗ вызывает в совокупности
кратковременную неидентичность переходного процесса на выходе блоков
манипуляторов, от которого не отстроены указанные защиты, имеющие
быстродействующие выходные реле.
В то же время опыт эксплуатации показал. что защита ДФЗ-2, имеющая время
срабатывания выходного реле существенно больше, чем указанные защиты, не
имеет аналогичных излишних действий.
Поэтому предотвращение излишних действий защиты ДФЗ может быть
обеспечено путем автоматического ввода замедления ее действия. При этом на всех
линиях 500 кВ, на линиях 110-330 кВ, отходящих от АЭС или мощных ТЭС, а также
питающих потребителей с синхронными электродвигателями, когда необходимо
обеспечить максимальное быстродействие защиты для сохранения устойчивой
работы электростанций, синхронных электродвигателей и надежной работы
межсистемных связей замедление действия защиты следует вводить только на время
отключения внешних КЗ, сохраняя присущее защите быстродействие при КЗ в зоне
ее действия, на остальных линиях 110-330 кВ защиты ДФЗ могут иметь постоянное
замедление их действия.
Осуществляемый с начала 60-х годов автоматический ввод замедления (ДФЗ-401,
ДФЗ-501, ДФЗ-503) с временем запаздывания 90-125 мс по отношению к моменту
возникновения КЗ обеспечивает быстродействие защиты ДФЗ при КЗ в зоне ее
действия, но не обеспечивает отстройку защиты от излишних действий при
отключении внешних КЗ в случаях применения на смежных линиях
быстродействующих выключателей (ВНВ, ВВБК) и быстродействующих
электронных защит (НДЗ-751, ПДЭ 2003, ПДЭ 2802 и др.), так как указанное время
ввода замедления существенно превышает полное время отключения КЗ.
В целях исключения подобных излишних действий защит ДФЗ Департамент
науки и техники РАО “ЕЭС России”
РЕКОМЕНДУЕТ:
- установить на линиях 110-500 кВ, имеющих защиту ДФЗ, разработанный
ВНИИЭ блок БФВКЦ, обеспечивающий автоматический ввод замедления действия
защиты при внешних КЗ;
- на линиях 110-330 кВ, на которых по условиям работы линий допустимо
снижение быстродействия защиты и при КЗ в зоне ее действия, можно ограничиться
заменой в ДФЗ выходного реле 2-РП6 типа РП-223 на реле РП-255 на линиях без
ОАПВ и на реле РП-23 на линиях с ОАПВ (полное время действия защиты в этом
случае составит 100-110 мс).
Схема включения блока БФВКЦ, а также изменения, вносимые в схему защиты
ДФЗ, приведены на прилагаемых чертежах.
Приложение: на 10 л.
Начальник электротехнического отдела
К.М. Антипов
Рис.1. Изменение схемы цепи тока приема защит ДФЗ (автоматический ввод
замедления) при включении блока БФВКЦ.
Примечания:
1. Блок БФВКЦ смонтировать на лицевой стороне панели так, чтобы персонал мог
надежно фиксировать световой сигнал (светодиод VD) расположенный на корпусе
БФВКЦ.
2. Установку блока БФВКЦ выполнить на всех сторонах линии.
3. * - обозначение зажимов приемопередатчика типа УПЗ-70 без скобок, типа
АВЗК-80 – в скобках.
4. Толстыми линиями показаны дополнительные цепи.
Рис.2. Изменение схемы оперативных цепей защиты ДФЗ-201 при включении
блока БФВКЦ (автоматический ввод замедления).
Примечания:
1 .На линиях, оборудованных ОАПВ, должны быть разомкнуты цепи со значком V2. Другие цепи защиты с контактами 2-РПб не показаны.
3. Цепи действия схемы ОАПВ при отключении трех фаз линии на останов в.ч.
передатчика защита с помощью реле 2-РП7 не показаны. 4. Толстыми линиями
показаны дополнительные элементы и цепи.
Спецификация на дополнительные элементы.
Обозначение
Тип
Параметры
Примечание
реле 15-РП
РП16-1 или
tcp=30-35 мс
на замыкающем
РП-23
tcp=40 мс
контакте
диоды Д21, Д22,
Д 226 иди КД
повр=100В
Д23
205А
R49
МЛТ или 560 Ом
ПЭВ
не менее 2 Вт
R50,R51
МЛТ-0,5
470 кОм
5. В комплекте аппаратов 2 необходимо выполнить следующий перемонтаж цепей
(см. заводскую монтажную схему комплекта аппаратов):
- демонтировать провод "ПР4:П - Д13:2" и вместо него смонтировать провод
"ПР4:П-ПЗ:37"
- на клеммнике П4 демонтировать перемычку между зажимами 30 и 32, провод
"П4:30 - РП9:64" отсоединить от зажима 30 и присоединить к зажиму 32 (новое
наименование этого провода "П4:32 - РП:б") - смонтировать новый провод "Д13:2 П4:30".
6. Реле 15 РП смонтировать на панели защиты. Как правило, необходимо
использовать реле типа РП16-1.
Рис.3. Изменение схемы оперативных цепей защиты ДФЗ-504 при включении
блока БФВКЦ (автоматический ввод замедления).
Примечания к рис. 3:
1. На линиях, оборудованных ОАПВ, должны быть разомкнуты цепи со значком
V. При этом к зажимам панели 26 и 27 должны быть подключены выходные цепи
действия защиты на отключение или на сигнал.
2. См. примечание 2 рис. 2.
3. См. примечание 3 рис. 2.
4. См. примечание 4 рис. 2.
5. В комплекте аппаратов 2 необходимо выполнить перемонтаж в следующем
объеме:
- демонтировать провод “ПР4:П - РУ1:1”;
- смонтировать новые провода “ПР4:П - П3:29” и “РУ1:1 - П6:60”.
6. Аналогично выполняется автоматический ввод замедления на защите ДФЗ-402.
Спецификация на дополнительные элементы см. рис. 2.
Рис. 4. Изменение схемы оперативных цепей защиты ДФЗ-503 при включении
блока БФВК (автоматический ввод замедления).
Примечания:
1. Толстыми линиями показаны дополнительные элементы и цепи.
2. Исключить действие реле 2-РП7 в схеме защиты: - демонтировать перемычку
между зажимами 69 и 71 в комплекте аппаратов 1;
- демонтировать провода "РП7:14 - РП8:14" и "РП7:14 - РП5:12" в комплекте
аппаратов 2;
- смонтировать новый провод "РП8:14 - РП5:12" в комплекте аппаратов 2.
3. Аналогично изменить схему автоматического ввода замедления и на защитах
ДФЗ-501 и ДФЗ-401.
Рис.5. Изменения схемы ДФЗ-201 на линиях без ОАПВ (постоянное замедление
действия).
Примечания к рис. 5:
1. Толстыми линиями показаны дополнительные элементы и цепи.
2. Другие цепи защиты с элементами 2-РП6 не показаны.
3. В связи с заменой выходного реле выполнить внутри комплекта аппаратов 2
следующий перемонтаж цепей (см. заводскую монтажную схему комплекта):
3.1. Демонтировать провода “РП6:2 - РП8:3” и “РП6:4 - РП7:1”;
3.2. Провод “П3:39 - РП6:4” отсоединить от зажима 4 реле 2-РП6 и присоединить
к зажиму 1 реле 2-РП7;
3.3. Демонтировать провод “П4:22 - РП6:18”;
3.4. Провод “РУ1:2 - РП6:17” отсоединить от зажима 17 реле 2-РП6 и
присоединить к свободному зажиму П3:37 комплекта аппаратов 2;
3.5. Произвести необходимые изменения выходных цепей защиты.
Спецификация на дополнительные и заменяемые элементы.
Обозначе Тип
Параметры Примечание
ние
реле 2РП255
110 или 220 Реле РП255
РП6
Д12
R49
(вместо
РП-223)
В
tср=40 мс
монтируется
на панели
t возв=40 мс Регулируется
величиной
с
конечного
параллельно зазора между
включенным клапаном и
диодом и
магнитопрово
резистором дом реле.
Uобр=400 В
Д 226
или КД
205А
подбирае 7,0-8,0 кОм
тся
не менее 2
Вт
Рис. 6. Изменения схемы ДФЗ-504 на линиях без ОАПВ (постоянное замедленве
действия).
Примечания:
1. См. примечание 1 рис. 5.
2. См. примечание 2 рис. 5.
3. См. примечание 3 (3.1, 3.2, 3.3, 3.5) рис. 5.
3.4. Демонтировать провод "РУ1:2 –РП6:17".
4. Замедление защиты ДФЗ-402 выполняется аналогично
Спецификация на дополнительные и заменяемые элементы
Обозначение Тип
Параметры Примечание
реле 2-РПб
см. специфижацию к рис. 5
Д5, Д10, Д20 Д226 или КД
Uo6p=40B
205А
R49
7,0-8,0 кОм
не менее 2 Вт
Рис. 7. Изменения схемы ДФЗ-201 на линиях с ОАПВ (постоянное замедление
действия).
Примечания:
1. См. примечание 1 рис. 5.
2. См. примечание 2 рис. 5.
3. Заменить выходное реле 2-РП6 типа РП 223 на реле РП 23 с установкой его на
то же место, где было смонтировано реле РП 223, и демонтажем разъема,
соединяющего обмотку и контакты реле со схемой защиты. Отрегулировать его на
следующие параметры:
время срабатывания 40 мс. Время возврата с параллельно включенным диодом и
резистором не более 20 мс.
Спецификация на элементы Д12 и R49 такая же как на рис. 5.
Рис. 8. Изменения схемы ДФЗ-504 на линиях с ОАПВ (постоянное замедление
действия).
Примечания:
1. См. примечание 1 рис. 5.
2. См. примечание 2 рис. 5.
3. См. примечание 3 рис. 7.
4. См. примечание 4 рис. 6.
Спецификация на элементы Д5, Д10, Д20 и R49 такая же как на рис.6.
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
"ЕЭС России"
Департамент науки и техники
Циркуляр № Ц-01-95(Э)
О допустимых эксплуатационных повышениях
напряжения промышленной частоты
на электрооборудовании 500-750 кВ ЕЭС России
г. Москва
15 марта 1995 г.
Недостаточный объем средств компенсации реактивной мощности и
регулирования напряжения в сетях 500-750 кВ ЕЭС России в условиях спада
потребления электроэнергии в последние годы создают трудности с поддержанием
допустимых уровней напряжения, особенно в режимах минимальных нагрузок. В
связи с этим, для снижения напряжения эксплуатирующие организации вынужденно
систематически выводят в резерв ВЛ 500-750 кВ, существенно ослабляя
системообразующую сеть, нарушают периодичность ремонтов шунтирующих
реакторов, используют турбогенераторы в режиме глубокого недовозбуждения, что
ведет к снижению надежности работы энергосистем и их объединений, снижению
надежности работы оборудования и сокращению сроков их службы.
В то же время действующие нормы допустимых повышений напряжений,
приведенные в табл. 5.3 "Правил технической эксплуатации электрических станций
и сетей" (ПТЭ) 14-го издания, М., Энергоатомиздат, 1989 г., не позволяют в более
полной мере использовать возможности изоляции оборудования.
В целях улучшения прохождения режимов минимальных нагрузок, особенно в
ночные часы выходных дней, своевременного проведения ремонтов
компенсирующих устройств, проведения операций по коммутации ВЛ СВН,
сокращения числа выводимых в резерв ВЛ и на основе проведенных ВЭИ и ВНИИЭ
исследований для электрооборудования 500-750 кВ (силовые и измерительные
трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие реакторы, конденсаторы
связи, разрядники, ограничители напряжения, шинные опоры и др.) Департамент
науки и техники
ПРЕДЛАГАЕТ:
1.Руководствоваться в дополнение к табл. 5.3 ПТЭ значениями кратности
повышения рабочего напряжения промышленной частоты (линейного и фазного) по
отношению к наибольшему допустимому напряжению, приведенными в таблице.
Таблица. Допустимое повышение напряжения
промышленной частоты на оборудовании 500-750 кВ.
Кратность амплитуд,
U/Uм.раб.
Допустимая
длительность 1
случая, не более
Допустимое число
случаев в год, не
1,0св. 1,025 св. 1,05
1,025
до 1,05
до 1,075
8 часов
3 часа
1 час
200
125
75
св. 1,075
до 1,1
20 мин.
св. 1,1
до 1,15
5 мин.
св. 1,15
до 1,20
1 мин.
50
7
5
более
Интервал между 2
случаями, не менее
12 часов
1 час
2.Регистрировать все случаи повышения напряжения отдельно по каждому
столбцу таблицы.
3. При невозможности применения требований настоящего Циркуляра,
например, при наличии нестандартного оборудования – эксплуатирующим
организациям представлять в соответствующие ОДУ и Департамент науки и
техники РАО "ЕЭС России" необходимые обоснования.
Приложение: пример определения допустимости длительности повышения
напряжения на 1 л.
Согласовано:
Заместитель директора
ВЭИ
Начальник
Электротехнического
отдела Департамента
науки и техники РАО
"ЕЭС России"
Е.И. Остапенко
К.М. Антипов
Приложение к Циркуляру
От 15.03.95 № Ц-01-95 (Э)
Пример определения допустимости длительности повышения напряжения.
Автотрансформатор 500/220 кВ в течение года работал с повышенным
симметричным напряжением со стороны 500 кВ. Уровень напряжения составлял 550
кВ и наблюдался 100 раз в год с перерывами между отдельными случаями от 12 до
15 часов. В летний период несколько раз напряжение достигало уровня 567 кВ
(таких случаев было 5 раз за год и каждый случай продолжался от 15 до 20 мин.)
Является ли такой режим работы допустимым?
Напряжение 550 кВ составляет: 550/525 – 1,0476 от Uм.р. При такой кратности
напряжения допускается работать в течение не более 3 часов подряд 125 раз в году с
перерывами между периодами повышенного напряжения не менее 12 часов.
При кратности напряжения 567/525 – 1,08 от Uм.р. допускается работать в течение
не более 20 мин подряд 50 раз в году с перерывами между случаями не менее 1 час.
Таким образом, все ограничения, оговоренные эксплуатационным циркуляром,
выполняются. Следовательно, такой режим является допустимым.
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
"ЕЭС России"
Департамент науки и техники
Циркуляр № Ц-04-95(Э)
О предотвращении отказов реле типа РВ-132.
Москва
20 июля 1995 г.
На ряде энергообъектов энергосистем имели место излишние отключения
энергоблоков из-за неправильной работы устройств АЛАР (АПАХ) в результате
отказа реле времени типа РВ-132 с номинальным напряжением 220 В.
Причиной отказа реле явилось застревание якоря реле и соответственно часового
механизма в промежуточном положении из-за образования липкой пленки на якоре
реле вследствие длительного перегрева катушки реле.
Перегрев катушки реле вызван ошибочным включением термически
неустойчивого реле, длительно находящегося под напряжением через резистор 1,6
кОм, вместо резистора 2,7 кОм как это рекомендует завод-изготовитель.
Для исключения неправильных действий устройств АЛАР со схемой включения
реле типа РВ-132 через добавочный резистор, Департамент науки и техники РАО
"ЕЭС России" предлагает:
1. Службам РЗА провести проверку схем включения реле типа РВ-132, и при
наличии схем включения с добавочным резистором 1,6 кОм, заменить его на
резистор 2,7 кОм. При этом проверить:
- механическое состояние реле, и при обнаружении застревания или тяжелого
хода якоря реле или часового механизма, заменить его,
- не изменились ли параметры срабатывания других элементов схемы в
результате замены резистора.
2. Проектным институтам рассмотреть существующие схемы, в которых
используются реле типа РВ-132, и при необходимости откорректировать их в
соответствии с рекомендацией завода-изготовителя.
Начальник электротехнического отдела
К.М. Антипов
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
"ЕЭС России"
Департамент науки и техники
Циркуляр № Ц-01-96
О защите от неполнофазных режимов
со стороны высшего напряжения подстанций
10-35/0,4 кв с предохранителями.
г. Москва
19.02.96
Неполнофазные режимы на подстанциях 10-35/0,4 кВ с предохранителями на
стороне высшего напряжения являются одной из основных причин выхода из строя
электродвигателей 0,4 кВ, которые получают питание от этих подстанций.
Для защиты от неполнофазных режимов со стороны высшего напряжения,
вызванных перегоранием предохранителей или обрывом фаз линий питающих
подстанций, может быть использовано комплектное устройство защиты серии УКНП, выпускаемое НПФ "Радиус" (НПО "Зенит").
Акционерным обществом РОСЭП выпущены информационные и методические
материалы № 03.04-94 от 04.01.94 г. с техническими данными УКН-П.
Применение устройства обеспечивает отключение двигательной нагрузки при
исчезновении одной из фаз напряжения, а также при снижении фазного напряжения
ниже заданного уровня и неправильном порядке чередования фаз.
В целях обеспечения защиты электродвигателей, которые получают питание от
подстанций 10-35/0,4 кВ при неполнофазных режимах Департамент науки и техники
рекомендует:
1. Использовать на подстанциях 10-35/0,4 кВ с предохранителями на стороне
высшего напряжения комплектные устройства защиты типа УКН-П.
2. Проектным организациям предусмотреть в типовых решениях и при
конкретном проектировании применение устройств УКН-П на подстанциях 1035/0,4 кВ с предохранителями.
3. Заводам, выпускающим КТП 10-35/0,4 кВ, использовать устройства УКН-П в
соответствии с типовыми решениями проектных организации.
Начальник электротехнического отдела
К.М. Антипов.
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
"ЕЭС России"
Департамент науки и техники
Циркуляр № Ц-02-96
О внедрении экспериментальных методов проверки токов КЗ
и защитных характеристик автоматических выключателей присоединении 0,4
кВ электростанций и подстанций.
г. Москва
19.02.96
В последние годы на предприятиях энергосистем зарегистрировано большое
количество отказов автоматических выключателей (АВ) присоединении 0,4 кВ. По
данным 65 энергосистем РФ за период 1988-1993 гг. выявлено 152787 случаев
отказов АВ 0,4 кВ, в среднем по 25465 случаев в год. Более 24% отказов вызвано
ошибками эксплуатационного персонала. Экспериментально установлено, что
расчетные методы определения токов КЗ в ряде случаев существенно завышают
реальные значения токов в 1,5 раза и более, а специализированная аппаратура для
проверки АВ с большими токами срабатывания до последнего времени
отсутствовала.
Отказы АВ приводят к тяжелым последствиям. По данным энергосистем наиболее
частыми из них являются: повреждение самого АВ; останов оборудования;
выгорание кабеля, шин, панелей, шкафов распределительных устройств.
Для экспериментального определения токов КЗ и проверки защитных
характеристик АВ разработано испытательное устройство серии "Сатурн".
Устройство прошло испытание и опытную эксплуатацию с положительными
результатами, выпускается серийно НПФ "Радиус".
АО "фирма ОРГРЭС" оказывает техническую помощь персоналу предприятий в
освоении методов применения устройства "Сатурн".
В целях повышения надежности и пожаростойкости распределительных сетей
220-380 В электростанций и подстанции Департамент науки и техники рекомендует:
Использовать устройства серии "Сатурн" для экспериментального определения
токов КЗ и экспериментальной проверки защитных характеристик автоматических
выключателей.
Заявки на получение испытательных устройств "Сатурн" и обучение персонала
предприятий направлять в АО "Фирма ОРГРЭС" по адресу: 105023, Москва,
Семеновский пер., д. 15.
Телеграф: Е23, ОРГРЭС. Телетайп: 1 1 1845 Сокол.
Телефакс (095) 964-22-00.
Начальник электротехнического отдела
К.М. Антипов
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
"ЕЭС России"
Департамент науки и техники
Циркуляр № Ц-03-96
Об обеспечении надежного питания цепей оперативного
постоянного тока второго комплекса панели защиты ЭПЗ1636-67/2
___г. Москва
16.02.96__
При эксплуатации панели защиты ЭПЗ 1636-67/2 имели место случаи отказа в
работе защит второго комплекса из-за потери питания цепей оперативного
постоянного тока и отсутствия контроля исправности этих цепей.
Для предотвращения отказов в работе защит н обеспечения надежного
питания цепей оперативного постоянного тока второго комплекса панели защиты
ЭП31636-67/2.
Департамент науки и техники предлагает:
Службам РЗА при очередном техническом обслуживании панели защиты
ЭП31636-67/2 выполнить монтаж перемычки между выводом 154 ряда зажимов и
выводом 5 реле РПУ2.
С IV квартала 1995 г. АО "ЧЭАЗ" выпускает панели защиты ЭПЗ1636-67/2 с
учетом вышеуказанного изменения.
Начальник электротехнического отдела
К.М. Антипов
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
"ЕЭС России"
Департамент науки и техники
Информационное письмо ИП-1-96(э)
О совершенствовании ближнего и дальнего резервирования работы устройств
РЗА распределительных сетей 6-110 кВ.
г. Москва
30.09.96
В последние годы увеличилось количество отказов основных защит или
коммутационных аппаратов (короткозамыкателей, отделителей), особенно на
тупиковых подстанциях напряжением 6-110 кВ, и, как следствие, число
повреждении силовых трансформаторов.
В 1995 г. по указанным выше причинам на подстанциях 6 кВ и выше произошло
115 технологических нарушений в работе электрических сетей, приведших к
повреждению 31 силового трансформатора напряжением 110-500 кВ.
Так, в Хабаровскэнерго при коротком замыкании в ячейке КРУ 6 кВ и отказе
устройств РЗА на подстанции 110/35/6 кВ, а также из-за необеспечения
резервирования действия устройств РЗА произошел пожар, в результате которого
были повреждены трансформатор ТДТН-25000/110 и 34 ячейки КРУ 6 кВ.
Аналогичный случай произошел в Псковэнерго на подстанции 110/6 кВ. При этом
были повреждены 16 ячеек ЗРУ 10 кВ и трансформатор ТРДЦН-63000/110.
Существующие типовые проектные решения не обеспечивают в полной мере
дальнее резервирование действия устройств РЗА ВЛ 6-110 кВ и питающихся от них
силовых трансформаторов в случае присоединения к линии двух трансформаторов и
более. Даже в случае присоединения к тупиковой линии одного трансформатора
невозможно обеспечить чувствительность защиты линии к возникшему короткому
замыканию за трансформатором (в том числе для трансформаторов большой
мощности) при наличии реактирования линий на стороне низшего напряжения.
Следует отметить, что типовые проектные решения прошлых лет в ряде случаев
не позволяют обеспечить в полной мере надежное ближнее резервирование
действия защит при коротких замыканиях на стороне низшего напряжения силовых
трансформаторов 110/6-10 кВ из-за следующих недостатков, выявленных в процессе
эксплуатации:
1. Оперативные цепи защит и цепи управления выключателями не имеют
секционирования в пределах КРУ 6-10 кВ.
2. Оперативные цепи отделителя и короткозамыкателя объединены.
3. Дифференциальная защита трансформатора включается в общие токовые цепи с
максимальной токовой защитой (МТЗ).
4. Защиты трансформатора в ряде случаев выполнены с одним выходным
промежуточным реле.
5. На подстанциях с переменным оперативным током действие МТЗ на стороне
110 кВ с первой выдержкой времени на отключение вводов низшего напряжения
выполняется от предварительно заряженных конденсаторов. При коротком
замыкании в ячейке ввода конденсаторы схемы отключения выключателя
разряжаются, защита трансформатора может действовать только со второй
выдержкой времени на включение короткозамыкателя, что приводит к задержке
ликвидации КЗ.
Кроме этого, следует отметить, что в соответствии с п. 3.2.17 "Правил устройства
электроустановок" (М.: Энергоатомиздат, 1985) допускается в ряде случаев не
обеспечивать полное дальнее резервирование действия устройств РЗА, если оно
связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно.
Как показало выполненное АО "Фирма ОРГРЭС" обобщение полученной
информации от служб РЗА, многие энергосистемы пытаются самостоятельно
решить вопросы более полного и надежного обеспечения резервирования устройств
РЗА (в основном ближнего действия).
На подстанции с короткозамыкателями и отделителями выполняется действие
защит на отключение отделителя при срабатывании защит трансформатора и отказе
во включении короткозамыкателя в соответствии с Информационным письмом № 591 "О схемах защиты и автоматики подстанций с отделителями и
короткозамыкателями" (М.: СПО ОРГРЭС, 1992).
Разделяются
оперативные
цепи
отделителя
и
короткозамыкателя,
устанавливаются дополнительные резервные МТЗ на стороне 110 кВ
трансформаторов с токовыми и оперативными цепями, не заходящими в КРУ или
КРУН.
Для быстрой ликвидации КЗ в ячейках КРУ устанавливаются дуговые защиты.
Для КРУ, конструкция которых не позволяет выполнить дуговые защиты,
выполняются токовые защиты шин.
Перечисленные мероприятия, внедренные в ряде энергосистем (Курскэнерго,
Мосэнерго, Рязаньэнерго, Татэнерго), позволили существенно снизить
повреждаемость трансформаторов.
Кроме того Московским институтом "Энергосетьпроект" в 1995г. разработаны
рекомендации по реконструкции схем релейной защиты и управления
существующих подстанций 110-220 кВ с упрощенными схемами соединений на
переменном оперативном токе, позволяющие обеспечить надежное резервирование
работы устройств релейной защиты.
В последние годы разработаны и внедрены в эксплуатацию устройства РЗА,
позволяющие решать вопросы ближнею и дальнего резервирования:
1. Устройство дальнего резервирования релейной защиты УДР АХ-94.2.
2. Резервная защита трансформатора РТЗТ-01.
3. Резервная защита трансформаторной подстанции РЗТ.
4. Устройство резервирования защит трансформаторов подстанции 110-220 кВ
типа УРЗТ.
Все эти устройства выполнены на микроэлектронной элементной базе и
внедрены в опытную эксплуатацию в ряде энергосистем Российской Федерации и
СНГ.
Устройства УДР и РТЗТ-01 прошли квалификационные испытания в АО "Фирма
ОРГРЭС" и рекомендованы Департаментом науки и техники к широкому
применению в энергосистемах.
Основные технические характеристики устройств приведены в приложении.
С целью предотвращения тяжелых повреждений и сохранения в работе силовых
трансформаторов рекомендуется выполнить следующие мероприятия:
1. На подстанциях с короткозамыкателями и отделителями при срабатывании
защит трансформатора и отказе во включении короткозамыкателя выполнить
действие защит на отключение отделителя в соответствии с Информационным
письмом № 5-91 "О схемах защиты и автоматики подстанций с отделителями и
короткозамыкателями".
2. Разделить оперативные цепи отделителя и короткозамыкателя.
3. Для подстанций 110-220 кВ с переменным оперативным током провести
реконструкцию схем РЗА и управления в соответствии с работами Московского
института "Энергосетьпроект":
3.1. Рекомендации по реконструкции схем релейной защиты, управления,
автоматики, сигнализации и компоновочным решениям существующих подстанций
110-220 кВ с упрощенными схемами соединений на переменном оперативном токе,
1995 г., инв, № 3283-тм, тт. 1-7.
3.2. Рекомендации по реконструкции схем релейной защиты, управления,
автоматики, сигнализации и компоновочным решениям существующих подстанций
типа КТПБ без выключателей на стороне 110 кВ на переменном оперативном токе,
1995 г., инв. №3284-тм, тт. 1-6.
4. В соответствии с п. 5.4.19 "Правил технической эксплуатации электрических
станций и сетей Российской Федерации" (М.: СПО ОРГРЭС, 1996) в КРУ 6-10 кВ
устанавливать быстродействующую защиту от дуговых коротких замыканий внутри
шкафов ячеек. В случае невозможности установки этих защит устанавливать
токовые защиты шин.
5. Для обеспечения более полного дальнего резервирования защит
трансформаторов устанавливать на головном конце ВЛ 6-110 кВ, работающей в
радиальном режиме, устройство дальнего резервирования УДР АХ-94.2.
6. Для обеспечения ближнего резервирования защит трансформаторов
устанавливать дополнительную максимальную токовую защиту РТЗТ-01.
Техническая помощь энергосистемам по внедрению новых устройств РЗА и
мероприятий
по
совершенствованию
резервирования
защит
силовых
трансформаторов может быть оказана специалистами АО "Фирма ОРГРЭС" (тел.
095-3690761) и НПО "Техносервис-Электро" (тел. 095-3601362).
Начальник электротехнического отдела
Департамента науки и техники
РАО "ЕЭС России"
К.М.Антипов
Приложение
Основные технические характеристики устройств ближнего и
дальнего резервирования защит трансформаторов 110-220 кВ
1. Устройство дальнего резервирования релейной защиты УДР АХ-94.2.
Предназначено для дальнего резервирования при отказах релейной защиты или
коммутационных аппаратов силовых трансформаторов с высшим напряжением 10220 кВ. В зависимости от назначения устройство УДР АХ-94.2 устанавливается на
головном конце ВЛ, работающей в радиальном режиме или на трансформаторе.
Принцип работы устройства основан на значительном увеличении фазы тока при
коротком замыкании за трансформатором или реактором по сравнению с током
нагрузки. С целью обеспечения необходимой чувствительности независимо от вида
КЗ и группы соединения трансформатора устройство имеет трехфазное исполнение.
Устройство разработано Армэнергоналадкой и НПО "Техносервис-Электро"
(Москва) и прошло квалификационные испытания в АО "Фирма ОРГРЭС".
Устройство УДР АХ-94.2 рекомендовано к применению в энергосистемах
Российской Федерации Письмом от 02.1 1.95 г. № 02-6/20 Департамента науки и
техники РАО "ЕЭС России".
Техническая характеристика
Номинальное напряжение, В................................... 100
Номинальный ток, А ................................................5
Частота, Гц................................................................50
Потребляемая мощность по цепям;
напряжения (на фазу). В-А.................................6
тока (на фазу), В-А............................................... 1
Диапазон уставок:
по току1 , А............................................................0,1-20
по углу1, эл. град..................................................1-90
по времени, с.........................................................0,1-20
Коэффициент возврата .........................................Не менее 0,95
Температура окружающей среды, °С...................От –60 до +55
Габаритные размеры, мм..........................................60х305х170
Масса, кг.................................................................... 3,0
1
Может быть изменен по заказу.
2. Резервная защита трансформатора РТЗТ-01.
Устройство резервной токовой защиты силового трансформатора РТЗТ-01
предназначено для ближнего резервирования защит трансформатора и обеспечивает
отключение при КЗ, сопровождающихся потерей постоянного оперативного тока и
отказами в действии всех остальных защит трансформатора.
Устройство РТЗТ-01 является по принципу выполнения двухфазной
максимальной токовой защитой с выдержкой времени, действующей на отключение
коммутационных аппаратов с помощью предварительно заряженного от тока
нагрузки встроенного конденсатора. Устройство содержит схему заряда
конденсатора и вторичный стабилизированный источник питания от токовых цепей
защиты и не требует источника оперативного тока.
Устройство разработано НПФ "Элеком", АО "Фирма ОРГРЭС" и
НПО "Техносервис-Электро" и рекомендовано межведомственной комиссией РАО
"ЕЭС
России"
к
применению
в
энергосистемах
Российской
Федерации. Устройство внедрено в Татэнерго и Чувашэнерго.
Техническая характеристика
Номинальный входной ток, А.......................... 5
Диапазон уставок по току, А..............................1-11
Диапазон уставок по времени, с........................ 2-11
Дискретность уставок по току, А...................... 1
Дискретность уставок по времени, с................. 1
Напряжение заряда конденсатора
емкостью 220 мкФ, В........................................... 350
Температура окружающей среды, °С................ От -40 до +50
Габаритные размеры, мм.................................... 130х265х160
Масса, кг.............................................................. 3,5
3. Резервная защита трансформаторной подстанции РЗТ
Защита предназначена для резервирования трансформатора и дальнего
резервирования трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ. Представляет собой
максимальную токовую защиту в однофазном исполнении и является полностью
автономной (питание обеспечивается от накладного трансформатора тока,
входящего в комплект поставки и надеваемого на втулку ввода высшего напряжения
силового трансформатора).
Защита РЗТ разработана и внедрена в АО "Тулэнерго".
4. Устройство резервирования защит трансформаторов подстанции 110-220 кВ
типа УРЗТ
Устройство УРЗТ используется совместно с блоком конденсаторов типа БК-402 и
реле времени и предназначено для резервирования защиты трансформаторов
подстанций 110-220 кВ. Устройство УРЗТ представляет собой трехфазную МТЗ с
выдержкой времени, действующую на отключение коммутационного аппарата
трансформатора. Отключение коммутационного аппарата происходит от блока
конденсаторов, предварительно заряженного выпрямленным напряжением от
устройства УРЗТ. Цепь разряда блока конденсаторов на отключение образуется при
срабатывании устройства УРЗТ и реле времени (контроль напряжения). Устройство
УРЗТ разработано и внедрено в АО "Курскэнерго".
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
"ЕЭС России"
Департамент стратегии развития и научно-технической политики
Дирекция по научно-технической политике
Информационное письмо ИП-14-97(Э)
О выполнении п-5.4.18 ПТЭ 15-го издания.
г. Москва
27 ноября 1997г.
В Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации, РД 34.20.501.95 (15-е издание) пунктом 5.4.18
предусматривается защита электромагнитов управления приводов выключателей от
длительного протекания тока.
Как правило, для выключателей присоединений 6-220 кВ типовыми решениями
по схемам управления такая защита не предусматривалась.
В настоящее время научно-исследовательскими и проектными институтами
прорабатываются типовые решения по выполнению защиты электромагнитов
управления приводов выключателей всех типов от длительного протекания тока.
В связи с многочисленными запросами энергопредприятий по выполнению
П.5.4.18 ПТЭ 15-го издания Дирекция по научно-технической политике РАО "ЕЭС
России" разъясняет , что требования этого пункта распространяются на
находящиеся в эксплуатации схемы управления выключателями, где типовыми
решениями при проектировании была предусмотрена защита электромагнитов
управления от длительного протекания тока и должны учитываться при новом
проектировании и проведении работ по реконструкции и модернизации схем
управления выключателями.
Директор
А.П. Берсенев
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
"ЕЭС России"
Департамент науки и техники
Циркуляр № Ц-01-97(Э)
О предотвращении ложных срабатываний защиты типа ЗЗГ-1 от
замыканий на земли в обмотке статора генератора.
г. Москва
19 февраля 1997г.
В эксплуатации отмечены случаи ложной работы защиты типа ЗЗГ-1, что
приводило к отключению генераторов.
Ложные срабатывания защит происходили, как правило, из-за потери емкости
электролитических конденсаторов С4 и С17 в блоке основной составляющей (БОС)
и в блоке третьей гармоники (БТГ) соответственно, которые служат для введения
временной задержки на срабатывание и способствуют правильной ориентации
схемы при подаче напряжения питания. Задержка по времени на срабатывание (не
менее 50 мс) необходима для отстройки от составляющих переходного процесса и
для обеспечения помехоустойчивости БОС и БТГ при импульсных помехах. При
"высыхании" электролитических конденсаторов задержка по времени не
обеспечивается.
Для предотвращения ложных срабатываний, обеспечения помехоустойчивости и
надежности работы защиты ЗЗГ-1 Департамент науки и техники РЕКОМЕНДУЕТ:
заменить электролитические конденсаторы С4 и С17 на неэлектролитические или
на более надежные электролитические конденсаторы (например, танталовые) той же
номинальной емкости:
ввести выдержку времени на отключение генератора от блока третьей гармоники
ЗЗГ-1 равную 0,5с, для чего последовательно с контактом выходного реле Р2 блока
установить внешнее реле времени.
Начальник Департамента науки и техники
А.П. Берсенев
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
"ЕЭС России"
Департамент стратегии развития и научно-технической политики
Информационное письмо ИП-0З-98 (Э)
О выполнении селективной защиты от замыканий на землю в обмотке статора
турбогенераторов, работающих на сборные шины.
г. Москва
12 мая 1998 г.
В соответствии с ПУЭ для турбогенераторов мощностью более 1МВт,
работающих непосредственно на сборные шины генераторного напряжения, должна
быть предусмотрена защита от однофазных замыканий на землю в цепи статора и
защита от двойных замыканий на землю с одной точкой в цепи статора. До
последнего времени такая защита выполнялась в основном с использованием
трансформаторов тока нулевой последовательности шинного типа (ТГНПШ).
Использование ТТНПШ затруднено на генераторах имеющих экранированные
шинопроводы, кроме того, максимальная токовая защита с ТТНПШ не может
обеспечить полный охват обмотки статора и имеет вблизи нейтрали мертвую зону.
В настоящее время ТТНПШ сняты с производства.
В конце 80-х годов ВНИИЭ была разработана, а Чебоксарским
электроаппаратным заводом выпущена опытная партия защиты генераторов от
замыканий на землю без использования ТТНПШ типа БРЭ 1301.03. Опыт
эксплуатации указанной защиты выявил ряд недостатков основные из которых
следующие:
-защита не предназначена для действия при двойных замыканиях на землю;
-защита реагирует только на устойчивые замыкания, близкие к металлическим;
-на генераторах имеющих тиристорную систему возбуждения требуется
установка отдельного дополнительного трехфазного комплекта трансформаторов
тока.
В АО «ВНИИЭ» разработан блок защиты турбогенераторов от однофазных и
двойных замыканий на землю в цепи статора генератора типа ЗГНП (Защита
Генератора
Нулевой
Последовательности),
в
котором
отсутствуют
вышеперечисленные недостатки.
Блок защиты ЗГНП предназначен для селективной защиты турбогенераторов в
сети с компенсированной нейтралью. Блок обеспечивает защиту 100% обмотки
статора. В отличие от БРЭ 1301.03, блок защиты ЗГНП чувствителен как к
устойчивым замыканиям на землю, так и к повторно-кратковременным
замыканиям, характерным для начальной стадии повреждения изоляции, а также к
двойным замыканиям на землю с одной точкой в обмотке статора защищаемого
генератора.
Блок защиты подключается по цепям напряжения к обмотке трансформатора
напряжения генератора, собранной в разомкнутый треугольник, а по цепям тока в
нулевой провод дифференциальной защиты генератора.
При двойных замыканиях на землю блок защиты реагирует на составляющую
тока промышленной частоты, а при однофазных замыканиях - на высшие
гармонические составляющие тока.
Пуск защиты комбинированный - по составляющей промышленной частоты и по
гармонике 150 Гц напряжения нулевой последовательности.
Блок защиты имеет встроенное устройство для тестового контроля исправности.
Блок защиты ЗГНП прошел межведомственные приемочные испытания и
рекомендован комиссией к применению на турбогенераторах, работающих на
сборные шины генераторного напряжения 6-10 кВ в сети с компенсированной
нейтралью.
С учетом изложенного, в целях обеспечения эффективной релейной защиты
турбогенераторов, работающих на сборные шины Департамент стратегии развития и
научно-технической политики РАО «ЕЭС России» рекомендует проектным
институтам и энергосистемам при выполнении проектов новых и реконструируемых
тепловых электрических станций с турбогенераторами, работающими на сборные
шины применять блоки селективной защиты типа ЗГНП.
По вопросу заказа блока защиты и получения технической информации для
проектирования обращаться в АО «ВНИИЭ».
Адрес: 115201, Москва, Каширское шоссе 22, корп.З.
Телефон (095) 113-59-81, Факс (095) 113-43-88
Телефон для справок в Департаменте стратегии развития и научно-технической
политики (095) 220-51-66
Первый заместитель начальника Департамента,
Директор по научно-технической политике
А.П.Берсенев
Министерство топлива и энергетики Российской Федерации
Главное управление государственного энергетического надзора
"ГЛАВГОСЭНЕРГОНАДЗОР РОССИИ"
от 19.10.98
№ 22-6/24-ЭТ
О лабораториях РЗАИ
В связи с обращением ряда организаций по вопросу регистрации в органах
госэнергонадзора передвижных лабораторий (ПРЛ) и комплексов устройств для
технического обслуживания релейной защиты, электроавтоматики, в том числе
противоаварийной, и измерений (РЗАИ) Главгосэнергонадзор России разъясняет.
Лаборатории, выполняющие техническое обслуживание устройств РЗАИ,
находящихся на балансе своих организаций, не попадают под действие требования
письма от 21.02.97г. №42-6/3-ЭТ Главгосэнерогнадзора России "О порядке допуска
в эксплуатацию электролабораторий" и регистрации в органах госэнергонадзора не
требуют.
Лаборатории РЗАИ, выполняющие в других организациях по договору
настройку и техническое обслуживание устройств РЗАИ с выдачей протоколов их
проверок, проходят регистрацию в соответствии с требованиями вышеуказанного
письма.
Перечень лабораторий, попадающих под действие данного письма, должен
быть согласован с территориальными управления госэнергонадзора.
Заместитель начальника
В.Н. Белоусов
Российское акционерное общество энергетики и электрификации
"ЕЭС России"
Департамент стратегии развития и научно-технической политики
Дирекция научно-технической политики
Циркуляр № 01-99(э)
О повышении точности коммерческого и
технического учета электроэнергии
г. Москва
20 января 1999 г.
При коммерческом и техническом учете электроэнергии в соответствии с
требованиями ПУЭ и РД 34.09.101-94 "Типовая инструкция по учету
электроэнергии при ее производстве, передаче и распределении" на энергообъектах
применяют расчетные счетчики и счетчики технического учета. Приборный парк
счетчиков, используемых для учета электроэнергии, как правило, состоит из
счетчиков индукционной системы.
Опыт многолетней эксплуатации индукционных счетчиков показывает, что они
имеют низкую метрологическую надежность - выходят за пределы класса точности
в течение межповерочного интервала. Российским центром испытаний и
сертификации РОСТЕСТ-Москва совместно с Энергонадзором АО "Мосэнерго"
была проведена проверка правильности измерений электроэнергии более чем 1000
одно- и трехфазными счетчиками. При этом установлено, что 63% однофазных и
47% трехфазных счетчиков не соответствовали классу точности. Из общего числа
проверенных счетчиков 50% однофазных и 25% трехфазных счетчиков имеют
погрешность со знаком "минус", превышающую нормируемую классом точности в
2-5 и более раз.
Наибольшая доля брака приходилась на счетчики индуктивной системы,
находившиеся в эксплуатации более 10 лет. После 17-21 года эксплуатации для
дальнейшей работы оказались непригодными 97% однофазных счетчиков, а после
10-16 лет - 64% однофазных и 51% трехфазных счетчиков. Нельзя признать
удовлетворительным и состояние индукционных счетчиков, проработавших менее
10 лет: после 1-3 лет эксплуатации вышли за пределы допускаемой классом
точности погрешности 33% одно- и трехфазных счетчиков.
Результаты проверки достаточно представительной выборки индукционных
счетчиков в Московском регионе позволяют считать, что и в других регионах
России приборы индукционной системы, предназначенные для измерений
электроэнергии, находятся в аналогичном состоянии.
Из-за недостаточной точности измерений (недоучета) электроэнергии,
отпущенной потребителям, производители и энергоснабжающие организации
России несут значительный ущерб.
С целью повышения точности коммерческого и технического учета
электроэнергии в электроэнергетике Департамент стратегии развития и научнотехнической политики предлагает:
1. На энергообъектах в течение I-II кв. 1999 г. выполнить внеочередную
калибровку (поверку) счетчиков индукционной системы с целью определения их
погрешности. В дальнейшем для определения счетчиков, погрешность которых
выходит за допускаемые пределы, проводить калибровку не реже одного раза в 2
года, обратив особое внимание на расчетные счетчики.
2. Проводить коммерческий учет электроэнергии (мощности) на основе
разработанных для энергообъектов и аттестованных методик выполнения измерений
(МВИ) по ГОСТ Р 8.563-96. Разработку и аттестацию МВИ энергообъектов
проводить в соответствии с Типовыми МВИ количества электрической энергии РД
34.11.333-97 и электрической мощности РД34. II.334-97.
3. Осуществлять расчеты допустимых и фактических небалансов электроэнергии
на электростанциях и подстанциях по Типовой инструкции РД34.09.101-94.
4. На энергообъектах предусмотреть в планах на 1999-2000 годы замену
индукционных счетчиков для коммерческого (при возможности и технического)
учета на электронные счетчики. При замене применять только электронные
счетчики, прошедшие сертификационные испытания по показателям назначения и
межповерочному интервалу.
Первый заместитель начальника Департамента
А.П.Берсенев