Задача 15.2.4

Содержание
1.
1.1
1.2.
1.3.
1.4.
2.
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
3.
3.1.
3.2.
3.3.
3.4.
3.5.
4.
4.1.
5.
5.1.
5.2.
5.3.
Список сокращений…………………………………………………………………….
Методические рекомендации по изучению курса или дисциплины………………...
Выбор параметров срабатывания МП РЗА линий электропередач с
односторонним питанием 110-330кВ………………………………………………….
Дистанционная защита от всех видов короткого замыкания (КЗ)…………..............
Токовая защита………………………………………………………………………….
Устройство резервирования при отказе выключателя………………………………..
Автоматическое повторное включение………………………………………………..
Выбор параметров срабатывания МП РЗА трансформаторов 110-220 кВ………….
Дифференциальная защита…………………………………………………………….
Дифференциальная защита от КЗ на землю…………………………………………..
Резервная защита……………………………………………………………………….
Устройство резервирования при отказе выключателя………………………………..
Автоматическое повторное включение……………………………………………….
Выбор параметров срабатывания МП РЗА автотрансформаторов
220-750 кВ……………………………………………………………………………….
Дифференциальная защита…………………………………………………………….
Дистанционная защита от всех видов КЗ……………………………………………..
Токовая защита………………………………………………………………………….
Устройство резервирования при отказе выключателя………………………………..
Автоматическое повторное включение………………………………………………..
Выбор параметров срабатывания МП РЗА шин 110-750 кВ………………………...
Дифференциальная защита…………………………………………………………….
Выбор параметров срабатывания МП РЗА шунтирующих реакторов 110-750 кВ...
Дифференциальная защита…………………………………………………………….
Резервная токовая защита………………………………………………………………
Устройство резервирования при отказе выключателя………………………………..
Вопросы к зачету………………………………………………………………………..
3
5
8
8
18
27
29
32
32
45
46
56
56
57
57
63
66
77
79
82
82
106
106
113
120
122
2
Список сокращений
– международный стандарт классификации защитных функций
– дистанционная защита
– дистанционная защита от замыканий на землю
– контроль наличия и синхронизма напряжений
– максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени
– токовая защита от замыкания на землю с независимой выдержкой
– функция (устройство) резервирования при отказе выключателя
(УРОВ)
ANSI 67N
– направленная токовая защита от замыкания на землю
ANSI 79
– автоматическое повторное включение (АПВ)
ANSI 27
– защита минимального напряжения
ANSI 46
– защита по току обратной последовательности
ANSI 49
– тепловая (температурная) защита
ANSI 59
– защита максимального напряжения
ANSI 64
– токовая защита от замыкания на землю с контролем по
напряжению
ANSI 87
– дифференциальная защита
ANSI 87B
– дифференциальная защита шин (ошиновки)
ANSI 87C
– дифференциальная защита БСК
ANSI 87C&B – дифференциальная защита БСК с расширенной зоной
ANSI 87N
– дифференциальная защита нулевой последовательности (от КЗ на
землю)
ANSI 87R
– продольная дифференциальная токовая защита реактора
ANSI 87R&B – продольная дифференциальная токовая защита реактора с
расширенной зоной
АВР
– автоматический ввод резерва
АПВ
– автоматическое повторное включение
АТ
– автотрансформатор
АЦП
– аналогово-цифровой преобразователь
АЧР
– автоматическая частотная разгрузка
БНН
– блокировка при неисправности в цепях напряжения
БСК
– батарея статических конденсаторов
ВЛ
– воздушная линия
ВН
– высокое напряжение
ДЗ
– дистанционная защита
ДЗБ
– дифференциальная защита БСК
ДЗР
– дифференциальная защита реактора
ДЗТ
– дифференциальная защита трансформатора (автотрансформатора)
ДЗШ
– дифференциальная защита шин
ДО
– дистанционный орган
ЗЗ
– замыкание на землю
ЗМН
– защита минимального напряжения
ЗПН
– защита от повышения напряжения
ИО
– измерительный орган
КЗ
– короткое замыкание
КЛ
– кабельная линия
КОН
– контроль отсутствия напряжения
ЛЭП
– линия электропередачи
МП
– микропроцессор
МТЗ
– максимальная токовая защита
ANSI
ANSI 21
ANSI 21N
ANSI 25
ANSI 50
ANSI 50N
ANSI 50BF
3
МУ
НН
НО
НЗ
ОНЗ
ПА
ПО
ПС
ПУЭ
РЗ
РЗА
РПВ
РС
РУ
СВН
СН
ТАПВ
ТЗНП
ТЗОП
ТЗП
ТН
ТО
ТТ
УРОВ
УШР
ШОН
ШР
– методические указания
– низкое напряжение
– нормально открытый (контакт)
– нормально закрытый (контакт)
– определение направления при замыканиях на землю
– противоаварийная автоматика
– пусковой орган
– подстанция
– Правила устройства электроустановок
– релейная защита
– релейная защита и автоматика
– реле положения «Включено» выключателя
– реле сопротивления
– распределительное устройство
– сверхвысокое напряжение
– среднее напряжение
– трехфазное автоматическое повторное включение
– токовая защита нулевой последовательности
– токовая защита обратной последовательности
– токовая защита от перегрузки
– трансформатор напряжения
– токовая отсечка
– трансформатор тока
– устройство резервирования отказа выключателя
– управляемый шунтирующий реактор
– шкаф отбора напряжения
– шунтирующий реактор
4
Методические рекомендации по изучению курса или дисциплины
Курс повышения квалификации по дисциплине «Выбор параметров срабатывания
комплекса микропроцессорных устройств (МП) РЗА для подстанционного оборудования»
предназначен для дополнительного обучения, курсов повышения квалификации
специалистов электротехнических предприятий, учреждений и организаций энергетики
типовым методикам расчёта параметров срабатывания микропроцессорных (МП)
устройств РЗА основного электрооборудования подстанций (ПС) 110-750 кВ и линий
электропередачи с односторонним питанием 110-330 кВ на основе программного
обеспечения «СИМП РЗА», разработанного ООО НПП «Селект».
По мере составления конспектов при подготовке к практическим занятиям,
необходимо выделить материал, относящийся к вопросам на зачет по данной дисциплине.
Тема 1. РЗА линий электропередачи с односторонним питанием 110-330 кВ.
Практические занятия 1-4. Выбор параметров срабатывания комплекса устройств
РЗА ЛЭП.
Литература:
1. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. – М.: Энергоатомиздат, 2007. – 549 с.
2. Циглер Г. Цифровая дистанционная защита. Принципы и применение. – М.:
Энергоатомиздат, 2005. – 322с.
3. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 7. Дистанционная защита
Линий 35-330 кВ. – М.: Энергия, 1966.
4. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 12. Токовая защита от
замыканий на землю Линий 110-500 кВ. Расчеты. – М.: Энергия, 1980.
5. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. 4-е изд., перераб. и доп. - СПб.: ПЭИПК, 2003 - 350 стр., ил.
6. Голубев М.Л. АПВ в распределительных сетях. – М.: Энергоиздат, 1982, 96 с.
7. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 11. Расчеты токов короткого
замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ. – М.:
Энергия, 1979.
8. Правила устройства электроустановок [Текст]: все действующие разделы ПУЭ-6 и
ПУЭ-7. 8-й выпуск. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во. 2007. 854 с., ил.
Задание: по указанной литературе изучить материал, относящийся к практическим
занятиям 1-3 и вопросам зачета. Сделать краткие конспекты по основным схемам,
функциям, характеристикам и условиям выбора параметров срабатывания устройств РЗА
ЛЭП с односторонним питанием.
Тема 2. РЗА трансформаторов 110-220 кВ.
Практические занятия 5-6. Выбор параметров срабатывания комплекса устройств
РЗА трансформаторов.
Литература:
1. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. – М.: Энергоатомиздат, 2007. – 549 с.
2. Циглер Г. Цифровые устройства дифференциальной защиты. Принципы и область
применения. – М.: Энергоатомиздат, 2008. – 322 с.
3. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13А. Релейная защита
понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Схемы. – М.:
Энергоатомиздат. 1985.
4. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13Б. Релейная защита
понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Расчёты. – М.:
Энергоатомиздат. 1985.
5
5. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 11. Расчеты токов короткого
замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ. – М.:
Энергия, 1979.
6. Правила устройства электроустановок [Текст]: все действующие разделы ПУЭ-6 и
ПУЭ-7. 8-й выпуск. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во. 2007. 854 с., ил.
7. СТО 56947007-29.120.70.137-2012 Методические указания по выбору параметров
срабатывания устройств РЗА серии SIPROTEC (Siemens AG) трансформаторов с высшим
напряжением 110-220 кВ.
Задание: по указанной литературе изучить материал, относящийся к практическим
занятиям 4-5 и вопросам зачета. Сделать краткие конспекты по основным схемам,
функциям, характеристикам и условиям выбора параметров срабатывания устройств РЗА
понижающих трансформаторов 110-220 кВ.
Тема 3. РЗА автотрансформаторов 220-750 кВ.
Практические занятия 7-10 и вопросам зачета. Выбор параметров срабатывания
комплекса устройств РЗА автотрансформаторов.
Литература:
1. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. – М.: Энергоатомиздат, 2007. – 549 с.
2. Циглер Г. Цифровая дистанционная защита. Принципы и применение. – М.:
Энергоатомиздат, 2005. – 322с.
3. Циглер Г. Цифровые устройства дифференциальной защиты. Принципы и область
применения. – М.: Энергоатомиздат, 2008. – 322 с.
4. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13А. Релейная защита
понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Схемы. – М.:
Энергоатомиздат. 1985.
5. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13Б. Релейная защита
понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Расчёты. – М.:
Энергоатомиздат. 1985.
6. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 7. Дистанционная защита
Линий 35-330 кВ. – М.: Энергия, 1966.
7. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 12. Токовая защита от
замыканий на землю Линий 110-500 кВ. Расчеты. – М.: Энергия, 1980.
8. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 11. Расчеты токов короткого
замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ. – М.:
Энергия, 1979.
9. Правила устройства электроустановок [Текст]: все действующие разделы ПУЭ-6 и
ПУЭ-7. 8-й выпуск. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во. 2007. 854 с., ил.
10. СТО 56947007-29.120.70.135-2012 Методические указания по выбору параметров
срабатывания устройств РЗА серии SIPROTEC (Siemens AG) автотрансформаторов ВН
220-750 кВ.
Задание: по указанной литературе изучить материал, относящийся к практическим
занятиям 6-8 и вопросам зачета. Сделать краткие конспекты по основным схемам,
функциям, характеристикам и условиям выбора параметров срабатывания устройств РЗА
автотрансформаторов 220-750 кВ кВ.
Тема 4. РЗА шин 110-750 кВ.
Практические занятия 11-12. Выбор параметров срабатывания устройств ДЗШ.
Литература:
1. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. – М.: Энергоатомиздат, 2007. – 549 с.
2. Циглер Г. Цифровые устройства дифференциальной защиты. Принципы и область
применения. – М.: Энергоатомиздат, 2008. – 322 с.
6
3. Кужеков С.Л., Синельников В.Я. Защита шин электростанций и подстанций. – М.:
Энергоатомиздат. 1983.
4. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 3. Защита шин станций и
подстанций 6-220кВ. – Москва: ГЭИ, 1961.
5. Королев Е.Л., Либерзон Э.М. Расчеты допустимых нагрузок в токовых цепях
релейной защиты. – М.: Энергия, 1980.
6. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 11. Расчеты токов короткого
замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ. – М.:
Энергия, 1979.
7. Правила устройства электроустановок [Текст]: все действующие разделы ПУЭ-6 и
ПУЭ-7. 8-й выпуск. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во. 2007. 854 с., ил.
8. СТО 56947007-29.120.70.136-2012 Методические указания по выбору параметров
срабатывания устройств РЗА серии SIPROTEC (Siemens AG) дифференциальной токовой
защиты шин 110-750 кВ.
Задание: по указанной литературе изучить материал, относящийся к практическим
занятиям 9-10 и вопросам зачета. Сделать краткие конспекты по основным схемам,
функциям, характеристикам и условиям выбора параметров срабатывания устройств ДЗШ
110-750 кВ.
Тема 5. РЗА шунтирующих реакторов 110-750 кВ.
Практические занятия 13-14. Выбор параметров срабатывания комплекса устройств
РЗА ШР.
Литература:
1. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. – М.: Энергоатомиздат, 2007. – 549 с.
2. Циглер Г. Цифровые устройства дифференциальной защиты. Принципы и область
применения. – М.: Энергоатомиздат, 2008. – 322 с.
3. Типовой проект №407-03-47.87 «Схемы и НКУ релейной защиты шунтирующих
реакторов 500-750кВ. Пояснительная записка». Энергосетьпроект, М.: 1988г.
4. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13А. Релейная защита
понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Схемы. – М.:
Энергоатомиздат. 1985.
5. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13Б. Релейная защита
понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Расчёты. – М.:
Энергоатомиздат. 1985.
6. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 11. Расчеты токов короткого
замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ. – М.:
Энергия, 1979.
7. Правила устройства электроустановок [Текст]: все действующие разделы ПУЭ-6 и
ПУЭ-7. 8-й выпуск. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во. 2007. 854 с., ил.
8. СТО 56947007-29.120.70.138-2012 Методические указания по выбору параметров
срабатывания устройств РЗА серии SIPROTEC (Siemens AG) шунтирующих реакторов
110-750 кВ.
Задание: по указанной литературе изучить материал, относящийся к практическим
занятиям 11-12 и вопросам зачета. Сделать краткие конспекты по основным схемам,
функциям, характеристикам и условиям выбора параметров срабатывания устройств РЗА
ШР 110-750 кВ.
7
1. Выбор параметров срабатывания МП РЗА линий электропередач с
односторонним питанием 110-330кВ
1.1. Дистанционная защита от всех видов КЗ
Дистанционная направленная защита, имеет не менее 3-х (до 6-ти) ступеней по
сопротивлению срабатывания при междуфазных и однофазных КЗ в защищаемых зонах,
имеющих заданную (круговую, полигональную) характеристику, с автоматической
блокировкой (выводом) действия в случаях неисправности и исчезновении одной или
нескольких фаз цепей напряжения – для всех ступеней защиты.
Для отдельной ступени (ступеней) защиты может быть выполнено автоматическое
ускорение действия в течение заданного времени, после включения выключателя.
Каждая из ступеней с заданной независимой выдержкой времени действует:
 на отключение выключателей линии;
 на пуск УРОВ выключателей линии;
 на пуск АПВ выключателей линии.
Ниже приводится методика расчетов уставок срабатывания ступеней
дистанционной защиты одиночных линий с односторонним питанием. В этом качестве
рассматриваются нетупиковые и тупиковые ВЛ (которые одновременно могут быть
одноцепными и двухцепными), наиболее распространенные конфигурации которых
приведены на рисунке 1.1.
а) пример одноцепных нетупиковой (Л-1) и тупиковой (Л-2) линий с односторонним
питанием и ответвлениями
8
б) пример двухцепной линии с односторонним питанием без ответвлений (тупиковой)
Рисунок 1.1 – Примеры радиальных линий с односторонним питанием
Рекомендуются следующие основные принципы применения и расчетов уставок по
сопротивлению ДЗ на указанных линиях:
1. ДЗ для линий по схеме «нетупиковая» (аналогичной Л-1 на рисунке 1.1а)
преимущественно применяется ДЗ с 3-мя зонами (ступенями) защиты:
 1-я ступень ДЗ действует без выдержки времени (Т1 = 0) и охватывает зону линии, определяемую условием отстройки от КЗ на сторонах НН и СН трансформаторов,
присоединенных на всех ее ответвлениях, а также условием отстройки от КЗ на шинах ПС
противоположного конца линии, если другое не требуется по условиям устойчивости работы сетей. В качестве уставки принимается наименьшее из сопротивлений, полученных
по расчетным условиям.
 2-я ступень ДЗ действует c выдержкой времени (Т2 > Т1) и охватывает зону,
определяемую условием отстройки от КЗ на сторонах НН и СН трансформаторов, присоединенных на шинах ПС противоположного конца линии и всех ее ответвлениях, а также
условием согласования с 1-й (2-й) ступенью защиты линии (линий) предыдущего участка
сети (Л-2 на рисунке 1.1). В качестве уставки принимается наименьшее из сопротивлений,
полученных по расчетным условиям, с учетом обеспечения чувствительности ( K Ч  1,25 )
при металлическом КЗ в конце защищаемой линии. В противном случае, условия выбора
уставки по сопротивлению срабатывания должны быть изменены (в необходимой степени): согласование может выполняться со 2-й ступенью (вместо 1-й) защиты линии (линий)
предыдущего участка сети, либо вместо отстройки от КЗ на сторонах НН и СН трансформаторов (ПС противоположного конца и на ответвлениях линии) может выполниться согласование с быстродействующими защитами на сторонах НН и СН указанных трансформаторов.
Примечание – в случае отсутствия (неиспользования) 3-й ступени ДЗ на
нетупиковой линии, требования к чувствительности 2-й ступени повышаются,
регламентируемая величина: KЧ ≥ 1,5.
 3-я ступень ДЗ действует c выдержкой времени (Т3 > Т2) и охватывает зону,
определяемую условиями резервирования при КЗ в конце линии (линий) предыдущего
участка сети (Л-2 на рисунке 1.1), и (по возможности) при КЗ на сторонах НН и СН
трансформаторов, присоединенных на шинах ПС противоположного конца линии и всех
ее ответвлениях, а также условием согласования со 2-й (3-й) ступенью защиты линии (ли9
ний) предыдущего участка сети (если последняя не является тупиковой) и резервными токовыми защитами на стороне ВН (или СН и НН) трансформаторов, присоединенных на
шинах ПС конца и всех ответвлений линии. В качестве уставки принимается расчетное
значение сопротивления по одному из вариантов:
1) наибольшее из сопротивлений, полученных по расчетным условиям
резервирования;
2) наименьшее из сопротивлений по условию согласования с защитами линий
предыдущего участка сети (защитами трансформаторов на ПС в конце и на ответвлениях
линии), если определяющим является требование селективности действия защит линий в
рассматриваемой сети, с учетом обеспечения чувствительности ( K Ч  1,5 ) в конце
защищаемой линии.
2. ДЗ для линий по схеме «тупиковая» (аналогичной Л-2 на рисунке 1.1а и Л-3 на
рисунке 1.1б), как правило, применяется ДЗ с 3-мя зонами (ступенями) защиты:
 1-я ступень ДЗ действует без выдержки времени (Т1 = 0) и охватывает зону,
определяемую условием отстройки от КЗ на сторонах НН и СН трансформаторов, присоединенных на шинах ПС противоположного конца линии и всех ее ответвлениях. В качестве уставки принимается наименьшее из сопротивлений, полученных по расчетным
условиям.
 2-я ступень ДЗ действует c выдержкой времени (Т2 > Т1) и охватывает зону,
определяемую условием отстройки от КЗ на сторонах НН и СН трансформаторов, присоединенных на всех ответвлениях линии. В качестве уставки принимается наименьшее из
сопротивлений, полученных по расчетным условиям, с учетом обеспечения чувствительности ( K Ч  1,25 ) при металлическом КЗ в конце линии. В противном случае, условия выбора уставки по сопротивлению срабатывания должны быть изменены: вместо отстройки
от КЗ на сторонах НН и СН трансформаторов (ПС на ответвлениях линии) может выполниться согласование с быстродействующими защитами на сторонах НН и СН указанных
трансформаторов.
Примечание – в случае отсутствия (неиспользования) 3-й ступени ДЗ на тупиковой
линии, требования к чувствительности 2-й ступени повышаются, регламентируемая
величина: KЧ ≥ 1,5.
– 3-я ступень ДЗ действует c выдержкой времени (Т3 > Т2), и охватывает зону,
определяемую условиями резервирования (по возможности) при КЗ на сторонах НН и СН
трансформаторов, присоединенных на шинах ПС противоположного конца линии и всех
ее ответвлениях. В качестве уставки принимается наибольшее из сопротивлений,
полученных по расчетным условиям, с учетом обеспечения чувствительности ( K Ч  1,25 )
в конце защищаемой линии.
Уставка по сопротивлению срабатывания прямой последовательности первой
ступени дистанционной защиты от междуфазных КЗ и замыканий на землю линий с
односторонним питанием в радиальных сетях выбирается по условиям (при выполнении
данных ступеней без выдержки времени):
1) для линий по схеме «нетупиковая» (Л-1 на рисунке 3.1а):
 отстройка от коротких замыканий на сторонах НН и СН трансформаторов, присоединенных на всех ответвлениях линии;
 отстройка от КЗ на шинах ПС противоположного конца линии;
2) для линий по схеме «тупиковая» (Л-2 на рисунке 1.1а и Л-3 на рисунке 1.1б):
 отстройка от коротких замыканий на сторонах НН и СН трансформаторов, присоединенных на шинах ПС противоположного конца линии и всех ее ответвлениях.
Указанные требования могут быть представлены (в общем виде) следующим
выражением:
R  jX СР  KОТС  Z11 РАСЧ.ЭКВ ,
10
где
K ОТС  0,85 – коэффициент отстройки от КЗ в конце зоны ограничения
чувствительности первой ступени защиты (далее расчетная зона ступени ДЗ);
Z11 РАСЧ.ЭКВ – эквивалентное полное сопротивление прямой последовательности
расчетной зоны первой ступени защиты, определяемое из условий выше.
В соответствии с примерами конфигурации линий на рисунке 1.1 величина
Z11 РАСЧ.ЭКВ должна рассчитываться следующим образом.
Для линий по схеме «нетупиковая» (Л-1 на рисунке 3.1а):
Z11 РАСЧ.ЭКВ  Z 1  Z 2  Z 3 ;
Z11 РАСЧ.ЭКВ  Z 1  Z ОТВ1  Z Т1 ;
Z11 РАСЧ.ЭКВ  Z 1  Z 2  Z Т2 .
Для линий по схеме «тупиковая» (Л-2 на рисунке 3.1а):
Z11 РАСЧ.ЭКВ  Z 4  Z 5  Z 6  Z Т6 ;
Z11 РАСЧ.ЭКВ  Z 4  Z ОТВ2  Z Т4 ;
Z11 РАСЧ.ЭКВ  Z 4  Z 5  Z Т5 .
Для линий по схеме «тупиковая» (Л-3 на рисунке 3.1б):
Z11 РАСЧ.ЭКВ  Z Л  Z Т .
Как указывалось ранее, в качестве уставки должно приниматься наименьшее из
сопротивлений, полученных по расчетным условиям.
Требования ко второй ступени ДЗ: обеспечение надежного отключения всех видов
КЗ по всей длине линии (при вероятном существовании переходного активного
сопротивления дуги в месте КЗ RПЕР  0  RПЕР.РАСЧ ), а также обеспечение селективности
действия при КЗ за пределами линии.
Уставка по сопротивлению срабатывания второй ступени дистанционной защиты от
междуфазных КЗ и замыканий на землю линий с односторонним питанием в радиальных
сетях выбирается по условиям:
1) для линий по схеме «нетупиковая» (Л-1 на рисунке 1.1а):
 отстройка от КЗ на сторонах НН и СН трансформаторов, присоединенных на
шинах ПС противоположного конца линии и всех ее ответвлениях;
 согласование с 1-й (2-й) ступенью защиты линии (линий) предыдущего участка
сети;
 обеспечение чувствительности ( K Ч  1,25 ) при металлическом КЗ в конце защищаемого участка, в качестве которого рассматривается данная линия (от места установки защиты до шин смежной подстанции).
Примечание – в случае отсутствия (неиспользования) 3-й ступени ДЗ на
нетупиковой линии, требования к чувствительности 2-й ступени повышаются,
регламентируемая величина: KЧ ≥ 1,5.
2) для линий по схеме «тупиковая» (Л-2 на рисунке 1.1а):
 отстройка от КЗ на сторонах НН и СН трансформаторов, присоединенных на
всех ответвлениях линии;
 обеспечение чувствительности ( K Ч  1,25 ) при металлическом КЗ в конце защищаемого участка, в качестве которого рассматривается данная линия;
3) для линий по схеме «тупиковая» (Л-3 на рисунке 1.1б):
 обеспечение чувствительности ( K Ч  1,25 ) при металлическом КЗ в конце защищаемого участка, в качестве которого рассматривается данная линия.
Примечание – в случае отсутствия (неиспользования) 3-й ступени ДЗ на
тупиковой линии, требования к чувствительности 2-й ступени повышаются,
регламентируемая величина: KЧ ≥ 1,5.
Указанные требования могут быть представлены (в общем виде) следующими
выражениями.
11
Отстройка от коротких замыканий на сторонах низшего и среднего напряжения
трансформаторов, присоединенных на шинах ПС противоположного конца линии и всех
ее ответвлениях. При этом необходимо брать в расчет наименьшее сопротивление
трансформаторов (которое может иметь место при регулировании напряжения):
R  jX СР  KОТС  Z 21 РАСЧ.ЭКВ ,
где
K ОТС = 0,85 – коэффициент отстройки от КЗ в конце расчетной зоны второй
ступени ДЗ;
Z 21 РАСЧ.ЭКВ – эквивалентное полное сопротивление прямой последовательности
расчетной зоны второй ступени защиты, определяемое из условий выше.
В соответствии с примерами конфигурации линий на рисунке 1.1, величина
Z 21 РАСЧ.ЭКВ должна рассчитываться следующим образом.
Для линий по схеме «нетупиковая» (Л-1 на рисунке 1а):
Z 21 РАСЧ.ЭКВ  Z 1  Z 2  Z 3  Z Т3 ;
Z 21 РАСЧ.ЭКВ  Z 1  Z ОТВ1  Z Т1 ;
Z 21 РАСЧ.ЭКВ  Z 1  Z 2  Z Т2 .
Для линий по схеме «тупиковая» (Л-2 на рисунке 1а):
Z 21 РАСЧ.ЭКВ  Z 4  Z ОТВ2  Z Т4 ;
Z 21 РАСЧ.ЭКВ  Z 4  Z 5  Z Т5 .
Для линий по схеме «тупиковая» (Л-3 на рисунке 1.1б) настоящее условие
неактуально.
Как указывалось ранее, в качестве уставки должно приниматься наименьшее из
сопротивлений, полученных по расчетным условиям.
Согласование с первыми (вторыми) ступенями защит линии (линий) предыдущего
участка сети (дистанционной защиты и, при необходимости, токовыми защитами):
R  jX СР  KОТС  Z 21 РАСЧ.ЭКВ ,
K ОТС  0,85 – коэффициент отстройки от КЗ в конце расчетной зоны второй
где
ступени ДЗ;
Z 21 РАСЧ.ЭКВ – эквивалентное полное сопротивление прямой последовательности
расчетной зоны второй ступени защиты, определяемое из условий выше.
В соответствии с примерами конфигурации линий на рисунке 1.1, величина
Z 21 РАСЧ.ЭКВ должна рассчитываться следующим образом.
Для линий по схеме «нетупиковая» (Л-1 на рисунке 1.1а):
Z 21 РАСЧ.ЭКВ  (Z 1  Z 2  Z 3 )  0,9  Z1(2) Л2 ,
Z1(2) Л2 – уставка полного сопротивления прямой последовательности 1-й (2-й)
где
ступени дистанционной защиты линии (линий) предыдущего участка сети (Л-2 на рисунке
1.1а).
Величина дополнительного (понижающего) множителя «0,9» для уставки Z1(2)Л2
определяется с учетом коэффициента допустимой погрешности измерения ТТ (α = -0,1).
Для линий по схеме «тупиковая» (Л-2 на рисунке 1.1а и Л-3 на рисунке 1.1б)
настоящее условие неактуально.
Расчетным является режим, при котором ток в месте установки защиты, с которой
производится согласование, наименьший, а в месте установки согласуемой дистанционной
защиты по возможности наибольший.
Обеспечение чувствительности при металлическом КЗ в конце линии (надежный
охват защищаемой ВЛ с коэффициентом чувствительности K Ч  1,25(1,5) ):
R  jX СР
 K Ч  Z 21 РАСЧ.ЭКВ ,
12
где
Z 21 РАСЧ.ЭКВ – эквивалентное полное сопротивление прямой последовательности
расчетной зоны второй ступени защиты (наибольшее сопротивление линии, включая
ответвления);
R  jX СР
–
уставка
по
сопротивлению
срабатывания
прямой
последовательности второй ступени дистанционной защиты.
В соответствии с примерами конфигурации линий на рисунке 1.1, величина
Z 21 РАСЧ.ЭКВ должна рассчитываться следующим образом.
Для линий по схеме «нетупиковая» (Л-1 на рисунке 1.1а), имеющей наибольшее
сопротивление между концами ПС «А» и ПС «Б»:
Z 21 РАСЧ.ЭКВ  Z Л1  Z 1  Z 2  Z 3 .
Для линий по схеме «тупиковая» (Л-2 на рисунке 1.1а), имеющей наибольшее
сопротивление между концами ПС «Б» и ПС «В»:
Z 21 РАСЧ.ЭКВ  Z Л2  Z 4  Z 5  Z 6 .
Для линий по схеме «тупиковая» (Л-3 на рисунке 1.1б):
Z 21 РАСЧ.ЭКВ  Z Л .
Требования к третьей ступени ДЗ: обеспечение надежного отключения КЗ всех
видов по всей длине линии (при вероятном существовании переходного активного
сопротивления дуги в месте КЗ RПЕР  0  RПЕР.РАСЧ ), а также резервирование повреждения
смежных присоединений.
Уставка по сопротивлению срабатывания третьей ступени дистанционной защиты
от междуфазных КЗ и замыканий на землю линий с односторонним питанием в
радиальных сетях выбирается по условиям:
1) для линий по схеме «нетупиковая» (Л-1 на рисунке 1.1а):
 согласование со 2-й (3-й) ступенью защиты линии (линий) предыдущего участка
сети;
 согласование с резервными токовыми защитами (МТЗ) стороны ВН (или сторон
НН и СН) трансформаторов ПС противоположного конца и на всех ответвлениях линии;
 резервирование КЗ на сторонах НН и СН трансформаторов, присоединенных на
шинах ПС противоположного конца линии и всех ее ответвлениях;
 обеспечение чувствительности ( K Ч  1,2 ) при металлическом КЗ в конце зоны
резервирования, в качестве которой рассматривается линия (линии) предыдущего участка
сети;
 обеспечение чувствительности ( K Ч  1,5 ) при металлическом КЗ в конце защищаемой линии.
2) для линий по схеме «тупиковая» (Л-2 на рисунке 1.1а и Л-3 на рисунке 1.1б):
 резервирование КЗ на сторонах НН и СН трансформаторов, присоединенных на
всех ответвлениях линии;
 обеспечение чувствительности ( K Ч  1,5 ) при металлическом КЗ в конце защищаемой линии.
Примечание – в общем случае, для всех ступеней ДЗ является обязательным
требование обеспечения несрабатывания в максимальных нагрузочных режимах линии (с
учетом самозапуска электродвигателей).
Указанные требования могут быть представлены (в общем виде) следующими
выражениями.
Резервирование металлических КЗ на сторонах НН и СН трансформаторов,
присоединенных на шинах ПС противоположного конца линии и всех ее ответвлениях (с
коэффициентом чувствительности K Ч  1,2 ):
R  jX СР
 K Ч  Z 31 РАСЧ.ЭКВ ,
13
где
Z 31 РАСЧ.ЭКВ – эквивалентное полное сопротивление прямой последовательности
расчетной зоны третьей ступени защиты, определяемое из условий выше.
В соответствии с примерами конфигурации линий на рисунке 1.1 величина
Z 31 РАСЧ.ЭКВ должна рассчитываться следующим образом.
Для линий по схеме «нетупиковая» (Л-1 на рисунке 1.1а):
Z 31 РАСЧ.ЭКВ  Z 1  Z 2  Z 3  Z Т3 ;
Z 31 РАСЧ.ЭКВ  Z 1  Z ОТВ1  Z Т1 ;
Z 31 РАСЧ.ЭКВ  Z 1  Z 2  Z Т2 .
Для линий по схеме «тупиковая» (Л-2 на рисунке 1.1а):
Z 31 РАСЧ.ЭКВ  Z 4  Z 5  Z 6  Z Т6 ;
Z 31 РАСЧ.ЭКВ  Z 4  Z ОТВ2  Z Т4 ;
Z 31 РАСЧ.ЭКВ  Z 4  Z 5  Z Т5 .
Для линий по схеме «тупиковая» (Л-3 на рисунке 1.1б):
Z 31 РАСЧ.ЭКВ  Z Л  Z Т .
В качестве уставки должно приниматься наибольшее из сопротивлений,
полученных по расчетным условиям.
2. Для тупиковых линий (Л-2 на рисунке 1.1а) и Л-3 на рисунке 1.1б) настоящее
условие выбора уставки срабатывания 3-й ступени ДЗ (резервирование КЗ на сторонах СН
и НН присоединенных трансформаторов) рекомендуется рассматривать в качестве
определяющего.
Однако, при этом также должны учитываться (например, для линий со сложной
разветвленной схемой) реальные условия отстройки срабатывания защиты в
максимальных нагрузочных режимах линии, или требования селективности действия
указанной ступени ДЗ при КЗ на сторонах НН и СН присоединенных трансформаторов
линии, имеющих значительную разницу по мощности (сопротивлению), для обеспечения
которой может потребоваться ограничение зоны резервирования для одних
трансформаторов, при соблюдении условий согласования с защитами, установленными на
сторонах НН (СН) других трансформаторов.
3. Для нетупиковых линий (Л-1 на рисунке 1.1а) настоящее условие выбора уставки
срабатывания 3-й ступени ДЗ (резервирование КЗ на сторонах СН и НН присоединенных
трансформаторов) не должно рассматриваться в качестве определяющего. При выборе
уставки 3-й ступени ДЗ указанных линий, определяющими должны считаться условия,
рассматриваемые ниже.
Согласование со вторыми (третьими) ступенями защит линии (линий) предыдущего
участка сети (дистанционной защиты и при необходимости - токовой защиты нулевой
последовательности):
R  jX СР  KОТС  Z 31 РАСЧ.ЭКВ ,
где
K ОТС  0,85 – коэффициент отстройки от КЗ в конце расчетной зоны третьей
ступени ДЗ;
Z 31 РАСЧ.ЭКВ – эквивалентное полное сопротивление прямой последовательности
расчетной зоны третьей ступени защиты, определяемое из условий выше.
В соответствии с примерами конфигурации линий на рисунок 1.1, величина
Z 31 РАСЧ.ЭКВ должна рассчитываться следующим образом.
Для линий по схеме «нетупиковая» (Л-1 на рисунок 1.1а):
Z 31 РАСЧ.ЭКВ  (Z 1  Z 2  Z 3 )  0,9  Z 2(3) Л2 ,
Z 2(3) Л2 – уставка полного сопротивления прямой последовательности 2-й (3-й)
где
ступени дистанционной защиты линии (линий) предыдущего участка сети (Л-2 на рисунке
1.1а).
14
Величина дополнительного (понижающего) множителя «0,9» для уставки Z2(3)Л2
определяется учетом коэффициента допустимой погрешности измерения ТТ (α = -0,1).
Для линий по схеме «тупиковая» (Л-2 на рисунке 1.1а и Л-3 на рисунке 1.1б)
настоящее условие неактуально.
В качестве уставки должно приниматься наименьшее из сопротивлений,
полученных по расчетным условиям.
Расчетным является режим, при котором ток в месте установки защиты, с которой
производится согласование, наименьший, а в месте установки согласуемой дистанционной
защиты по возможности наибольший.
Обеспечение чувствительности при металлическом КЗ для ДЗ нетупиковых линий
(Л-1 на рисунке 1.1а) и тупиковых линий (Л-2 на рисунке 1.1а и Л-3 на рисунке 1.1б) – в
конце защищаемой линии (с коэффициентом чувствительности K Ч  1,5 ), и
дополнительно, для ДЗ нетупиковых линий – в конце линии (линий) предыдущего участка
сети (с коэффициентом чувствительности K Ч  1,2 ):
| R  jX СР |  K Ч  | Z 31 РАСЧ.ЭКВ |,
где
Z 31 РАСЧ.ЭКВ – эквивалентное полное сопротивление прямой последовательности
расчетной зоны третьей ступени защиты (наибольшее сопротивление защищаемой линии,
включая ответвления, либо суммарное сопротивление защищаемой линии и линии
предыдущего участка сети);
R  jX СР – уставка по сопротивлению срабатывания третьей ступени
дистанционной защиты.
В соответствии с примерами конфигурации линий на рисунке 1.1, величина
Z 31 РАСЧ.ЭКВ должна рассчитываться следующим образом.
Для линий по схеме «нетупиковая» (Л-1 на рисунке 1.1а):
Z 31 РАСЧ.ЭКВ  Z 1  Z 2  Z 3  Z 4  Z 5  Z 6 ;
Z 31 РАСЧ.ЭКВ  Z 1  Z 2  Z 3  Z 4  Z ОТВ2 .
В общем случае, для характеристик срабатывания всех ступеней ДЗ должно
выполняться условие отстройки максимального порога уставки срабатывания по
активному сопротивлению Rn, RnЕ от минимальной величины активного сопротивления
нагрузки с коэффициентом отстройки 0,8, согласно выражению:
Rn МАКС RnE МАКС   0,8  ( Z НАГР(МИН)  sin(  ДЗ   НАГР(МАКС) ) / sin(  Л )) ,
Z НАГР(МИН)  (0,8  0,9)  U Ф.РАБ.МИН / I НАГР(МАКС) – модуль полного сопротивления
где
нагрузки фазы в максимальном нагрузочном режиме;
 ДЗ – угол наклона правой границы характеристики срабатывания рассматриваемой
ступени ДЗ;
 НАГР(МАКС) – максимальный угол нагрузки, определяемый по результатам расчетов
режимов работы электрических сетей, или измерений в максимальных нагрузочных
режимах. Измеренная величина угла тока нагрузки в максимальном режиме, с учетом
самозапуска и количественной доли двигательной нагрузки в общем составе
подключенных потребителей линии в расчёте может быть увеличена пропорционально
увеличению тока нагрузки (в 1,5÷2 раза), но во всех случаях не следует принимать ее
более 45 эл. град.;
 Л – характеристический угол защищаемой линии (или защищаемой зоны,
включающей несколько участков линий);
U Ф.РАБ.МИН – минимальное рабочее напряжение в максимальных нагрузочных
режимах;
15
I НАГР(МАКС)  K САМ  I РАБ.МАКС
– максимальный ток нагрузки линии, с учетом
самозапуска электродвигателей;
K САМ  1,5  2,0 – ориентировочное значение коэффициента самозапуска
электродвигателей, при необходимости уточняется расчетом.
Зона нагрузочных векторов сопротивления представлена в виде выреза в основных
зонах дистанционной защиты. Необходимо определить параметры сектора нагрузки RН и
Н для контуров «фаза-фаза». При этом рассматриваются режимы с максимальными
аварийными перетоками мощности по ВЛ, на которой установлена защита.
Расчет минимального значения полного сопротивления нагрузки Z1Н выполняется
согласно выражению:
U МИН
Z 1Н 
,
3  I Н.МАКС
где
U МИН  (0,8  0,9) U РАБ.МИН − минимальное допустимое рабочее напряжение на
шинах ПС, в месте установки защиты с учетом самозапуска электродвигателей
(междуфазное), при необходимости уточняется расчетом;
U РАБ.МИН – рабочее минимальное напряжение в максимальных нагрузочных
режимах;
I Н.МАКС  K САМ  I РАБ.МАКС − максимальный нагрузочный ток линии с учетом
самозапуска электродвигателей;
K САМ ≈ 1,5 ÷ 2,0 – ориентировочное значение коэффициента самозапуска
электродвигателей, при необходимости уточняется расчетом;
I РАБ.МАКС – максимальный первичный рабочий ток линии в нормальном режиме
(включая максимальный переток по линии и максимальную нагрузку отпаечных ПС
линии).
По вычисленному значению Z1Н определяются уставки сектора нагрузки RН и
Н для контура «фаза-фаза» (или контура «фаза-земля»):
RНФФ  K ОТС  Z1Н  cos(1Н ),
где
K ОТС = 0,8 − коэффициент отстройки;
Z1Н − модуль минимального значения полного сопротивления нагрузки;
1Н − угол полного сопротивления нагрузки.
Уставка по углу сектора нагрузки определяется с учетом погрешности измерений
дистанционных органов 5% (в пределах изменения от 20° до 60°):
Н  1Н   ,
где  = 5º − рекомендуемое значение с учетом погрешности измерений и определения
Н .
Время срабатывания t СР данной ступени необходимо принимать с учетом времени
срабатывания защит смежных присоединений:
tСР  tРЗ  t ,
tР З – время действия защит от междуфазных КЗ и замыканий на землю смежных
где
присоединений на противоположном конце защищаемой линии, с которыми производится
согласование (отстройка) по сопротивлению и времени срабатывания (или только по
времени срабатывания);
t – ступень селективности, принимается равной 0,3 сек.
При исчезновении напряжения измерительных органов РЗА вследствие КЗ или
обрыва во вторичных цепях трансформатора напряжения, в отдельных, или всех
измерительных контурах ДЗ, измеряемое напряжение снижается до нуля, что даже при
16
незначительной величине тока в линии, как правило, вызывает ложное срабатывание
дистанционных органов защиты.
Кроме того, указанные неисправности цепей напряжения приводят неправильному
действию функции направления при замыканиях на землю максимальных токовых защит
(нулевой последовательности), которое в свою очередь может вызвать их неселективное
(излишнее) срабатывание при внешних КЗ.
В связи с этим, в устройствах дистанционной и направленной токовой защиты
применяется специальная функция контроля неисправности измерительных цепей
напряжения (БНН), действующая на сигнал и на блокирование срабатывания всех
ступеней ДЗ и/или ступеней токовых защит направленного действия.
В основном, функция БНН в микропроцессорных устройствах защиты выявляет
неисправности во вторичных цепях напряжения ТН следующего характера:
 несимметричное исчезновение напряжения (в одной или двух фазах, без КЗ в сети ВН);
 симметричное исчезновение напряжения (одновременно в трех фазах, без КЗ в
сети ВН, например, при внезапном отключении АВ во вторичных цепях ТН);
 отсутствие трех фазных напряжений (например, в случае предварительного отключения АВ во вторичных цепях ТН) при подаче напряжения на линию с подключенным
ТН, питающим цепи РЗА (дополнительный контроль измеряемого напряжения).
Для реализации функции БНН многие устройства защиты используют измерение
только трехфазной системы напряжений основной обмотки ТН (схема «звезда с нулем»).
Для обнаружения неисправностей (обрывов) во вторичной цепи трансформатора
напряжения применяется функция контроля измеряемого напряжения. Для надежной
реализации функции контроля исправности цепей напряжения, как правило, должно
предусматриваться использование блок-контакта (реле-повторителя) автомата вторичных
цепей ТН в качестве входного сигнала устройства защиты линии.
Несимметричное исчезновение напряжения фиксируется при появлении
несимметрии измеряемых напряжений при одновременной симметрии токов.
Несимметрия напряжений фиксируется при превышении значения уставки по
напряжению нулевой или обратной последовательности.
Токи считаются симметричными, если значение тока нулевой и обратной
последовательности ниже установленного значения.
Условием выполнения мгновенной блокировки (без выдержки времени) является
факт протекания тока в какой-либо фазе.
Если в течение 10-ти секунд после срабатывания органа контроля возникает ток
нулевой или обратной последовательности, то определяется режим КЗ и блокировка
функций защиты снимается.
Если неисправность в цепях напряжения фиксируется более 10-ти секунд,
блокировка вводится длительно (самоудерживание). В этом случае, блокировка
автоматически снимается только через 10 секунд после устранения неисправности в цепях
напряжения, т.е. при отсутствии условий для срабатывания органа контроля; при этом
заблокированные функции устройства вновь вводятся в работу.
Трехфазное исчезновение напряжения при неисправности вторичных цепей ТН
характеризуется незначительным изменением токов линии (в отличие от режима КЗ в
сети).
Трехфазное исчезновение вторичного напряжения обнаруживается, если:
 все три напряжения «фаза–земля» меньше граничного значения уставки;
 во всех трех фазах дифференциальное значение (мгновенное изменение) тока
меньше граничного значения уставки;
 все три амплитуды фазных токов больше уставки по току чувствительности измерительного органа дистанционной защиты.
17
В случае, когда отсутствуют предварительно измеренные значения токов (линия
была предварительно отключена), для реализации контроля исправности цепи
напряжения, используется анализ амплитудных значений фазных токов, при этом
трехфазное исчезновение вторичного напряжения обнаруживается, если:
 все три напряжения "фаза-земля" меньше, чем граничное значение уставки;
 все три амплитуды фазных токов меньше, чем уставка по току чувствительности
измерительного органа дистанционной;
 все три амплитуды фазных токов больше, чем установленное предельное значение тока небаланса.
Если при включении линии в устройстве защиты отсутствует измеряемое
напряжение (например, ошибочно отключены цепи ТН), неисправность цепей напряжения
может быть выявлена при помощи дополнительной функции контроля. Для этого
контроля, можно дополнительно использовать блок-контакты выключателя линии (при их
наличии).
Значения напряжений и токов срабатывания должны выбираться по условию
отстройки от соответствующих небалансов в эксплуатационных режимах и по
согласованию чувствительности органов тока и напряжения при КЗ в пределах зоны
действия дистанционных органов терминала.
Для контроля (наличия) тока в фазах линии ступеней ДЗ, в общем случае,
используется уставка пуска ДЗ:
I
( I Ф )  КЗ.МИН ,
1,5
где IКЗ.МИН – минимальный расчетный фазный ток защиты при всех видах повреждений
(КЗ) в конце зоны чувствительности ступеней ДЗ.
1.2. Токовая защита
Токовая направленная/ненаправленная защита нулевой последовательности, имеет
не менее 3-х (до 4-х) ступеней по току срабатывания при замыканиях на землю в
защищаемых зонах.
Для отдельной ступени (ступеней) защиты может быть выполнено автоматическое
ускорение действия в течение заданного времени, после включения выключателя.
Каждая из ступеней с заданной независимой выдержкой времени действует:
– на отключение выключателей линии;
– на пуск УРОВ выключателей линии;
– на пуск АПВ выключателей линии.
Максимальная токовая защита, ненаправленная (резервирующая отказы защит,
автоматически блокируемых при неисправности цепей напряжения), имеет не менее 2-х
(до 4-х) ступеней по току срабатывания при междуфазных КЗ и замыканиях на землю в
защищаемых зонах, может быть нормально введена, или нормально выведена из работы. В
последнем случае, МТЗ автоматически вводится в действие при неисправности и
блокировании дистанционной защиты и автоматически выводится из действия при ее
разблокировании (восстановлении нормального функционирования).
Все четыре ступени МТЗ и ТЗНП функционируют независимо друг от друга и
могут использоваться в любой комбинации.
Для отдельной ступени (ступеней) защиты может быть выполнено автоматическое
ускорение действия в течение заданного времени, после включения выключателя.
Каждая из ступеней МТЗ и ТЗНП с заданной независимой выдержкой времени
действует:
 на отключение выключателей линии;
 на пуск УРОВ выключателей линии;
 на пуск АПВ выключателей линии.
18
Выбор уставок токовой защиты нулевой последовательности соответствует
условиям и принципам, изложенных в Руководящих указаниях по релейной защите,
Выпуск 12, с учетом особенностей выполнения токовой защиты от замыканий на землю в
микропроцессорных устройствах релейной защиты.
Для любой из ступеней токовой защиты могут быть заданы следующие параметры:
 независимо по отношению к другим ступеням задана направленность ступени:
ненаправленная или направленная – «вперед» или «назад»;
 при ручном или автоматическом включении защищаемой линии на КЗ ввести
ускорение действия защит;
 выполнить ступень с блокировкой или без блокировки от второй гармонической
составляющей в токе 3I0.
В качестве измеряемых величин используются значения тока нулевой последовательности
и напряжения нулевой последовательности. В цифровых защитах, как правило,
предусматривается возможность работы токовой защиты нулевой последовательности как
с измеренными, так и с расчетными значениями 3I0 и 3U0. Для этого к устройству должны
быть подведены три фазных тока и три фазных напряжения.
Для рассматриваемых устройств защиты рекомендуется следующий порядок
расчета параметров определения направления действия ТЗНП.
Для определения направления в качестве опорных параметров могут задаваться
измеренные или рассчитанные параметры сети:
 напряжение и ток нулевой последовательности 3U0, 3I0;
 напряжение и ток обратной последовательности U2, I2;
 ток нейтрали IЕ питающего трансформатора (см. примечание ниже).
Для характеристики определения направления нулевой последовательности
«вперед» задаются границы с помощью углов «α» и «β».
Рисунок 1.2 – Характеристика направленности защиты от замыканий на землю
Выбор уставок срабатывания ТЗНП по току.
Ток срабатывания первой ступени защиты от замыканий на землю 3I0>>>
тупиковых линий выбирается по следующим условиям.
Отстройка от броска намагничивающего тока трансформаторов, имеющих
глухозаземленные нейтрали и включаемых под напряжение при включении линии. Данное
условие выполняется при выполнении данной ступени без выдержки времени.
19
Для ТЗНП (основная функция) микропроцессорных устройств защиты в общем
случае, нет необходимости выполнять отстройку тока срабатывания ступени 3I0>>> (или
других ступеней ТЗНП) от броска тока намагничивания нулевой последовательности
трансформаторов: излишние срабатывания защиты при включении линии с броском тока
присоединенных трансформаторов могут быть предотвращены с помощью блокировки от
броска тока намагничивания.
Бросок тока намагничивания трансформатора идентифицируется по содержанию
второй гармоники, которая, как правило, при токе короткого замыкания отсутствует. В
большинстве случаев значение уставки второй гармоники 15% является достаточным.
При замыкании на землю вблизи места установки защиты линии, когда ток нулевой
последовательности (действующее значение) значительно превышает максимальный
ожидаемый ток несимметрии при включении линии с присоединенными
трансформаторами, блокировка от броска тока автоматически выводится из действия.
В случаях неприменения функции блокировки ТЗНП при бросках тока
намагничивания, отстройка тока срабатывания 1-й ступени защиты по величине от броска
тока намагничивания нулевой последовательности трансформаторов, присоединенных к
линии, может быть осуществлена согласно методике, приведенной в Руководящих
указаниях по релейной защите, Выпуск 12 (Приложение V).
Примечание – указанная отстройка ТЗНП от броска тока намагничивания
необходима только в случаях установки на линии выключателей с пофазным приводом и
невозможности отстройки соответствующих ступеней защиты от неодновременности
включения фаз выключателя.
В связи со значительной сложностью расчетов броска токов намагничивания
трансформаторов в неполнофазных режимах включения линии, более простым и
надежным решением представляется выполнение отстройки по времени (замедление)
быстродействующей ступени ТЗНП при оперативном (или автоматическом) включении
линии под напряжение. При этом, функция быстрого отключения линии при ее
опробовании может быть реализована посредством ввода ускорения ступени
дистанционной защиты от замыканий на землю, действующей без выдержки времени при
повреждениях по всей длине линии.
Отстройка от утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте
установки защиты в кратковременном неполнофазном режиме, возникающем при
неодновременном включении фаз выключателя.
Данное условие может учитываться только в случае, когда от рассматриваемой
линии питается хотя бы один трансформатор работающий с глухозаземленной нейтралью.
Отстройка выполняется согласно выражению:
3I 0   K ОТС  3I 0 НЕП ,
3I 0 НЕП – максимальное значение утроенного тока нулевой последовательности,
где
проходящего в месте установки защиты в неполнофазном режиме при включении
трансформаторов с глухозаземленной нейтралью с учетом возможного самозапуска
двигательной нагрузки (подключенной к этим трансформаторам), возникающего при
неодновременном включении фаз выключателя;
K ОТС = 1,3 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле, влияние
апериодической составляющей и необходимый запас.
Отстройка от утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте
установки защиты при замыкании на землю за автотрансформатором приемной
подстанции на стороне его, примыкающей к сети с глухозаземленной нейтралью.
Отстройка выполняется согласно выражению:
(3I 0 )  K ОТС  3I 0 МАКС.АТ. ,
где 3I 0 МАКС.АТ – максимальное значение периодической составляющей утроенного
начального тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при
20
замыкании на землю за автотрансформатором противоположной подстанции на стороне
его, примыкающей к сети с глухозаземленной нейтралью;
K ОТС = 1,2 – коэффициент отстройки.
Отстройка от утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте
установки защиты, при замыкании на землю на шинах подстанции, на которой эта защита
установлена.
Данное условие рассматривается при выполнении первой ступени ненаправленной.
Отстройка выполняется согласно выражению:
3I 0   K ОТС  3I 0 МАКС ,
3I 0 МАКС – максимальное значение периодической составляющей утроенного
где
начального тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при
замыкании на землю на шинах данной подстанции;
K ОТС = 1,3 – коэффициент отстройки.
Отстройка от тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока при
коротком замыкании между тремя фазами за трансформаторами питаемых подстанций.
Данное условие выполняется при выполнении данной ступени без выдержки времени, или
с выдержкой времени равной или меньшей, чем уставка по времени защиты от
междуфазных замыканий на поврежденном элементе.
Отстройка выполняется согласно выражению:
3I 0   K ОТС  K ПЕР  K НБ  I КЗ ,
I КЗ – установившийся ток трехфазного короткого замыкания за трансформатором;
где
K ПЕР  1,5  2 – коэффициент увеличения тока в переходном режиме КЗ, величина
которого принимается в зависимости от времени действия ступени:
 при Тсз ≤ 0,1 с – 2;
 при Тсз ≤ 0,3 с – 1,5;
 при Тсз = 0,5÷0,6 с – 1,0.
K НБ – коэффициент небаланса, величина которого принимается в зависимости от
расчетной кратности тока КЗ ТТ.
K ОТС = 1,25 – коэффициент отстройки.
При наличии на линии дистанционной защиты от замыканий на землю, как
правило, необходимо согласование уставок по времени срабатывания первой ступени
токовой защиты от замыканий на землю 3I0>>> и первой ступени дистанционной защиты
при замыкании на землю. Для ликвидации замыканий на землю первая ступень
дистанционной защиты при замыкании на землю обычно действует без выдержки
времени, однако приоритет (быстрого отключения) по условиям надежности может быть
отдан ненаправленной ТЗНП.
При необходимости выполнения первой ступени 3I0>>> с выдержкой времени
(например, в случае отстройки от неполнофазного режима при неодновременном
включении фаз выключателя) нужно учитывать, чтобы время срабатывания первой
ступени дистанционной защиты при замыкании на землю превышало время срабатывания
ступени 3I0>>> на время не менее 0,2 с, т.е.:
TСР.ДЗ  TСР.ТЗНП  0,2 (сек) .
Проверка чувствительности первой ступени ТЗНП 3I0>>> производится согласно
выражению:
3I 0 РАСЧ
KЧ 
,
3I 0 
21
3I 0 РАСЧ – ток, проходящий через защиту при однофазном и двухфазном замыкании
где
на землю в конце защищаемой линии в расчетном режиме. В качестве расчетного
принимается режим с минимальным значением тока короткого замыкания;
K Ч – коэффициент чувствительности.
В соответствии с п.3.2.21 ПУЭ, для защиты, предназначенной для действия при КЗ
в конце защищаемого участка, должно обеспечиваться минимальное значение
коэффициента чувствительности без учета резервного действия – около 1,5, а при наличии
надежно действующей селективной резервной ступени – около 1,3.
Если при выборе уставки 3I0>>>, определяющим явилось условие отстройки от КЗ
на шинах ПС в месте установки защиты («за спиной»), а K Ч не обеспечивается, то
рекомендуется выполнить ступень 3I0>>> направленной. В противном случае, функция
защиты линии от замыканий на землю (по всей ее длине) возлагается на следующую
(вторую) ступень ТЗНП.
Для нетупиковых линий (линии с односторонним питанием в радиальной сети), ток
срабатывания первой ступени ТЗНП 3I0>>> выбирается по следующим условиям.
Отстройка от утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте
установки защиты, при замыкании на землю на шинах противоположной подстанции.
Отстройка выполняется согласно выражению:
3I 0   K ОТС  3I 0 МАКС ,
3I 0 МАКС – максимальное значение периодической составляющей утроенного
где
начального тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при
замыкании на землю на шинах противоположной подстанции;
K ОТС = 1,3 – коэффициент отстройки.
Параметры срабатывания второй ступени защиты от замыканий на землю 3I0>>
тупиковых линий выбираются по следующим условиям.
Отстройка от тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока при
коротком замыкании между тремя фазами за трансформаторами питаемых подстанций, а
выдержка времени (при выполнении ступени направленной) – по условию отстройки от
разновременности включения фаз выключателя.
При наличии на питаемой подстанции автотрансформатора, вторая ступень по току
срабатывания и по выдержке времени согласовывается с первой ступенью защиты от
замыканий на землю, установленной на стороне смежного напряжения
автотрансформатора, примыкающей к сети с глухозаземленной нейтралью.
Поверка чувствительности второй ступени ТЗНП 3I0>> производится согласно
выражению:
3I 0 МИН
KЧ 
,
3I 0 
3I 0 МИН – минимальный ток, проходящий через защиту при однофазном и
где
двухфазном замыкании на землю в конце защищаемой ВЛ;
K Ч = 1,5 – в общем случае, и при наличии на противоположной подстанции
отдельной защиты шин;
K Ч = 1,3 – при наличии надежно действующей селективной резервной ступени.
Примечание – минимальный ток в защите 3I 0 МИН , используемый для проверки
чувствительности второй ступени ТЗНП, в том числе, должен рассчитываться для случая
обрыва без КЗ вблизи места установки защиты и замыкании на землю со стороны
находящейся по напряжением тупиковой подстанции, имеющей подключенный
трансформатор (трансформаторы) с заземленной нейтралью.
22
Если выбранная уставка не обеспечивает требования чувствительности, эта
функция возлагается на третью ступень защиты от замыканий на землю 3I0>, с током
срабатывания которой должна быть согласована ступень 3I0>>.
Для нетупиковых линий (линии с односторонним питанием в радиальной сети), ток
срабатывания второй ступени ТЗНП 3I0>> выбирается по следующим условиям.
Согласование с первыми (вторыми) ступенями защит предыдущих линий.
Согласование выполняется согласно выражению:
3I 0   K СОГЛ  K ТОК  I 0СЗ.ПРЕД.,
I 0 СЗ.ПРЕД. – ток срабатывания защиты предыдущего элемента, с которой
где
производится согласование;
3I 0 ЗАЩ
K ТОК 
– максимальный коэффициент токораспределения для
3I 0 ЗАЩ.ПРЕД
защищаемой линии при замыкании на землю в конце зоны ступени защиты, с которой
производится согласование (в рассматриваемых случаях, как правило, K ТОК = 1);
K СОГЛ = 1,1 – коэффициент согласования.
Выдержка времени второй ступени ТЗНП нетупиковых линий должна быть согласована с выдержками времени ступеней защиты предыдущих элементов, с которыми производится согласование по току срабатывания.
Выдержка 2-й ступени T3I0>> выбирается с учетом времени действия УРОВ (при
наличии функции) элементов, с которыми производится согласование:
(Т 3I 0 )  tСЗ  t УРОВ  t ВВ  t ,
где
tСЗ – время срабатывания защит, с которыми производится согласование;
t УРОВ – время действия УРОВ смежных присоединений;
tВВ – собственное время отключения выключателей;
t – ступень селективности, которую рекомендуется принимать:
 при согласовании с цифровыми защитами t = 0,3 с;
 при согласовании с защитами с электронными или электромеханическими реле
времени t = 0,4(0,5) с.
На тупиковых линиях, как правило, нет необходимости в использовании третьей
ступени 3I0>. Данная ступень используется, в случае если для уставок второй ступени не
обеспечивается требуемая чувствительность. В этом случае, ток срабатывания третьей
ступени выбирается по условию обеспечения чувствительности для второй ступени, а
выдержка времени третьей ступени 3I0> выбирается по условиям согласования со второй
ступенью защиты от замыканий на землю:
Т 3I 0   Т 3I 0   t,
t  0,3 с – ступень селективности.
где
Токовая ступенчатая защита от замыканий на землю может использоваться для
выполнения быстрого трехфазного отключения замыкания на землю при АПВ и ручном
включении.
В случае с использованием двухступенчатой защиты эта функция может
возлагаться на вторую ступень, которая должна охватывать всю защищаемую линию с
необходимым коэффициентом чувствительности.
Чтобы избежать ложного срабатывания вследствие протекания больших
переходных токов при включении и по условию отстройки от разновременности
включения фаз выключателя для ускоряемой ступени рекомендуется устанавливать
дополнительную временную задержку Т SOFT .
Задержка на срабатывание автоматического ускорения (единая для любой ступени
ТЗНП) определяется согласно выражению:
23
Т SOFT  tВ.РАЗН  t ,
tВ.Р АЗН – время разновременности включения фаз выключателя (согласно техничегде
ским параметрам выключателя);
t – ступень надежности может быть принята 0,1  0,2 с .
Примечание – для выключателей с трёхфазным приводом для отстройки от
переходного процесса включения (при наличии положительного опыта эксплуатации)
может приниматься минимальная выдержка времени: Т = 0,03÷0,05 с.
Примечание – в необходимых случаях, может быть дополнительно задано время
ограничения ввода (продолжительность) автоматического ускорения защит (ТЗНП, ДЗ и
др.), которое из опыта эксплуатации, обычно принимается: Тогр.уск. рз ≈ 1,0 сек.
Функция максимальной токовой ступенчатой защиты в микропроцессорных
терминалах дистанционной защиты может использоваться как аварийная или как
резервная токовая защита от всех видов КЗ. Аварийная токовая защита автоматически
вводится в работу при исчезновении измерительного напряжения с блокировкой
дистанционной и направленных токовых защит.
Функцию максимальной токовой защиты от всех видов КЗ в терминалах
дистанционной защиты
линий
электропередачи
рекомендуется использовать
преимущественно в качестве аварийной защиты с действием на отключение. При этом
выбор уставок аварийной токовой защиты аналогичен выбору уставок резервной МТЗ.
Резервная/аварийная МТЗ не использует измерение переменного напряжения сети
и, вследствие этого, не может иметь направленность действия (ANSI 50/50N).
Кроме того, по вышеуказанной причине, для функции резервной/аварийной МТЗ
невозможно реализовать пуск по напряжению и обеспечить лучшую чувствительность по
току срабатывания, в связи с этим, задачи дальнего резервирования сетей высокого
напряжения и присоединенных силовых понижающих трансформаторов на указанную
защиту, как правило, не должны возлагаться.
Использование резервной/аварийной МТЗ в качестве единственной защиты линии,
в большинстве случаев, может допускаться ограниченное время.
Выбор уставок первой ступени фазной МТЗ Iф>> (Токовая отсечка, действующая
без выдержки времени)
Выбор уставки Iф>> производится по следующим условиям:
Отстройка от максимального тока нагрузки линии:
I ф   K ОТС  I Н.МАКС ,
KВ
K ОТС = 1,1  1,2 – коэффициент отстройки;
где
K В = 0,95 – коэффициент возврата защиты;
I Н.МАКС  K САМ  I РАБ.МАКС – максимальный ток нагрузки линии, с учетом самозапуска
электродвигателей;
I РАБ.МАКС – максимальный рабочий ток линии в нагрузочных режимах;
K САМ ≈ 1,5÷2,0 – ориентировочное значение коэффициента самозапуска
электродвигателей, при необходимости уточняется расчетом.
Отстройка от максимального тока при трехфазных и однофазных КЗ на шинах подстанции противоположного конца защищаемой (нетупиковой) линии:
( I ф )  K ОТС  I К.МАКС.ВН ,
K ОТС = 1,2  1,3 – коэффициент отстройки;
I К.МАКС.ВН – максимальный ток протекающий в месте установки защиты при
трехфазном и однофазном КЗ на шинах ВН ПС противоположного конца линии.
Отстройка от максимального тока при трехфазных КЗ и замыканиях на землю на
сторонах НН и СН трансформаторов, присоединенных на всех ответвлениях защищаемой
24
где
(нетупиковой) линии, или на сторонах НН и СН трансформаторов, присоединенных на
шинах ПС противоположного конца защищаемой (тупиковой) линии и всех ее
ответвлениях:
I ф   K ОТС  I К.МАКС.ТР ,

где

K ОТС = 1,2÷1,3 – коэффициент отстройки;
I К.МАКС.ТР – максимальный ток протекающий в месте установки защиты при
трехфазном и однофазном КЗ на шинах на сторонах НН и СН трансформаторов,
присоединенных на всех ответвлениях или на шинах ПС противоположного конца
защищаемой линии.
Примечание – условие отстройки от максимального тока замыканий на землю
применимо только для стороны СН автотрансформаторов, присоединенных на ответвлениях
или на шинах ПС противоположного конца защищаемой линии 220-330 кВ.
Отстройка от тока включения (броска тока намагничивания) трансформаторов и АТ
в том случае, если возможно включение их под напряжение через защищаемую линию:
Iф   4  5  I . НОМ.ТР ,
где
I . НОМ.ТР 
S.ННОМ.Т
3 U НОМ
–
суммарный
номинальный
ток
подключаемых
трансформаторов (АТ);
S .ННОМ.Т – суммарная номинальная мощность подключаемых трансформаторов
(АТ);
U НОМ – среднее номинальное напряжение сети.
В случае наличия на линии ответвлений, первая ступень (ненаправленного
действия) должна быть дополнительно отстроена от тока, протекающего в месте ее
установки, посылаемого двигателями ответвлений при трехфазных коротких замыканиях в
сети за шинами подстанции, на которой установлена данная защита:
I ф   K ОТС  I К.ОТВ.ВЛ ,
где
K ОТС = 1,25 – коэффициент отстройки;
I К.ОТВ.ВЛ – суммарный встречный ток ответвлений линии, протекающий в месте
установки защиты при трехфазном КЗ на шинах данной ПС.
Обеспечение чувствительности при междуфазном КЗ в начале защищаемой (тупиковой или нетупиковой) линии в минимальном режиме работы сети:
KЧ 
где
I К.МИН
 1,2 ,
( I ф )
K Ч – коэффициент чувствительности
I К.МИН – минимальный ток, протекающий в месте установки защиты при двухфазном
КЗ в начале защищаемой линии;
I ф  уставка по току срабатывания 1-й ступени МТЗ (наибольшее расчетное
значение).
Выбор уставки второй ступени фазной МТЗ Iф>.
Выбор уставок производится по следующим условиям.
Отстройка от максимального тока нагрузки линии.
Отстройка при трехфазных КЗ и замыканиях на землю на сторонах НН и СН
трансформаторов, присоединенных на шинах ПС противоположного конца защищаемой
(нетупиковой) линии и всех ее ответвлениях, или на сторонах НН и СН трансформаторов,
присоединенных на всех ответвлениях защищаемой (тупиковой) линии.
Согласование с первыми (вторыми) ступенями ДЗ (МТЗ), ТЗНП, линии (линий)
предыдущего участка сети (нетупиковой линии):
25
I   K
ф
СОГЛ
 I К.МАКС ,
где
K СОГЛ = 1,1÷1,2 – коэффициент согласования;
I К.МАКС – максимальный ток, протекающий в месте установки защиты при
междуфазном или однофазном КЗ в конце зоны действия ступеней защит, с которыми
производится согласование.
Обеспечение чувствительности при междуфазных КЗ в конце защищаемой
(тупиковой или нетупиковой) линии в минимальном расчетном режиме:
I
K Ч  К.МИН  1,5 ,
( I ф)
где
K Ч – коэффициент чувствительности;
I К.МИН – минимальный ток, протекающий в месте установки защиты при
двухфазных КЗ в конце защищаемой ВЛ;
I ф  – уставка по току срабатывания 2-й ступени МТЗ (наибольшее расчетное
значение).
Время срабатывания t СР второй ступени МТЗ необходимо принимать с учетом
времени срабатывания защит смежных присоединений:
tСР  t РЗ  t ,
tР З – время действия защит от междуфазных КЗ и замыканий на землю смежных
где
присоединений на противоположном конце защищаемой линии, с которыми производится
согласование по сопротивлению и времени срабатывания (или только по времени
срабатывания);
t – ступень селективности, принимается равной 0,3 с.
Выбор уставок срабатывания МТЗ от замыканий на землю (резервная ТЗНП, ANSI
50N).
Выбор уставки срабатывания первой ступени МТЗ от замыканий на землю 3I0>>
тупиковых линий производится в соответствии требованиями отстройки от броска
намагничивающего тока трансформаторов и проверки чувствительности первой ступени
ТЗНП.
Выбор уставки срабатывания первой ступени МТЗ от замыканий на землю 3I0>>
нетупиковых линий производится в соответствии требованиями выбора тока срабатывания
первой ступени ТЗНП.
Выбор уставки второй ступени МТЗ от замыканий на землю 3I0>.
Выбор уставки срабатывания второй ступени МТЗ от замыканий на землю 3I0>
тупиковых линий, производится в соответствии требованиями отстройки от тока
небаланса в нулевом проводе ТТ при КЗ между тремя фазами за трансформаторами
питаемых подстанций и проверки чувствительности второй ступени ТЗНП.
Выбор уставки срабатывания второй ступени МТЗ от замыканий на землю 3I0>
нетупиковых линий производится в соответствии требованиями выбора тока срабатывания
второй ступени ТЗНП нетупиковых линий.
Функция мгновенного отключения при больших токах КЗ реализует отключение
без выдержки времени при включении присоединения на КЗ. Функция используется в
качестве быстродействующей защиты при включении выключателя линии (например) на
заземляющие ножи, но может также действовать при любом включении, в т.ч. при АПВ
линии (при задании соответствующих параметров АПВ). Факт включения присоединения
определяется защитой при действии функции определения положения силового
выключателя.
Для реализации функции измеряются токи в каждой фазе, оценивается только
основная гармоника токов. Если ток превышает значение уставки по току более чем в два
26
раза, то защита автоматически использует упрощенный алгоритм фильтрации, который
обеспечивает наиболее короткое время обработки. На пуск при больших токах
практически не влияет постоянная составляющая в токе КЗ или во вторичном токе ТТ.
Функция мгновенного отключения при больших токах КЗ может функционировать
пофазно или трехфазно. При ручном включении силового выключателя трехфазное
отключение производится при получении соответствующей команды от функции
управления устройства, при условии, что ручное включение распознается в устройстве
защиты.
Мгновенное отключение всегда трехфазное. Пофазный выбор относится только к
процедуре пуска и выполняется путем комбинирования анализа токов и состояния фаз
выключателя.
Выбор уставки срабатывания функции мгновенного отключения тупиковых линий,
производится в соответствии с требованиями к первой ступени фазной МТЗ (Токовая
отсечка, действующая без выдержки времени) по условиям отстройки от максимального
тока нагрузки линии и отстройки от тока включения трансформаторов и АТ.
Согласно рекомендациям изготовителя, величина уставки функции мгновенного
отключения может быть принята согласно выражению:
( I )  2,5  I НОМ.ЛИНИИ ,
где I НОМ.ЛИНИИ – номинальный ток линии, или ТТ, используемых для подключения ДЗ.
Обеспечение чувствительности при междуфазном КЗ в начале защищаемой линии
в минимальном режиме работы сети:
I
K Ч  К.МИН  1,2 ,
( I >>> )
где
K Ч – коэффициент чувствительности;
I К.МИН – минимальный ток, протекающий в месте установки защиты при двухфазном
КЗ в начале защищаемой линии;
I >>> уставка по току срабатывания 1-й ступени МТЗ (токовой отсечки).
Функцию мгновенного отключения следует использовать (в режиме
автоматического ввода) даже при условии обеспечения чувствительности согласно только
в максимальных режимах работы сети.
1.3. Устройство резервирования при отказе выключателя
Функция резервирования при отказе отдельного выключателя, реализуемая в МП
устройстве защиты/управления линии (внутренняя функция), пускается при срабатывании
защит на отключение выключателя, с контролем наличия минимального тока в его цепи.
Кроме пуска УРОВ от защит линии, может применяться дополнительное
разрешение (деблокирование) срабатывания УРОВ при возврате реле контроля цепи
отключения выключателя (РПВ), которое используется для подтверждения действия защит
непосредственно в цепях отключения.
В случае использования двухступенчатого действия УРОВ:
С 1-й заданной выдержкой времени (1-я ступень УРОВ) действует:
 на отключение выключателя линии (повторное действие защит).
Со 2-й заданной выдержкой времени (2-я ступень УРОВ) действует:
 на отключение выключателей смежных питающих присоединений непосредственно, или через схему ДЗШ без пуска АПВ, или с его запретом.
Устройство резервирования при отказе выключателя линии, при коротком
замыкании на линии и отказе в его отключении выключателем, предназначено для
отключения питающих присоединений, смежных с выключателем линии.
Пуск УРОВ осуществляется при действии защит линии на отключение
выключателя линии.
27
Действие УРОВ с выдержками времени на отключение выполняется (как правило)
с контролем наличия минимального тока в цепи контролируемого выключателя и/или
контролем положения выключателя (мониторинг состояния НО блок-контактов
выключателя). Как правило, используется УРОВ с контролем по току в цепи выключателя.
В основном, применяется двухступенчатое действие УРОВ. В этом случае, первое
действие УРОВ (с минимальной выдержкой, или без выдержки времени), повторяет
команду отключения от защиты линии, действуя (например) на вторую катушку
отключения, а если выключатель не реагирует на повторную команду отключения, то
второе действие УРОВ отключает смежные (питающие) выключатели с большей
выдержкой времени.
При наличии одноступенчатого УРОВ, применяется только действие с выдержкой
времени на отключение питающих смежных присоединений.
Для линий с односторонним питанием используется трехфазный пуск УРОВ с
действием на трехфазное отключение.
Для функции УРОВ линий с односторонним питанием выбираются следующие
основные расчетные параметры.
Пороговое значение срабатывания тока 50BF – уставка интегрированного контроля
тока I>УРОВ, относящаяся ко всем трем фазам и/или к току нулевой последовательности.
Рекомендуется уставка по току на 10% ниже минимального тока повреждения, при
котором УРОВ должен работать. Значение тока срабатывания не должно быть задано
слишком низким (выше возможного тока небаланса), иначе, в условиях отключения очень
высокого тока, переходный процесс во вторичных цепях ТТ может привести к увеличению
времени возврата УРОВ.
I
50 BF I  BF   РЗ.МИН  0,9  I РЗ.МИН ,
KЧ
где
IРЗ.МИН – минимальный ток, протекающий в месте подключения токовых цепей
функции УРОВ при междуфазных КЗ и замыканий на землю в зоне чувствительности
защит, действующих на отключение с пуском УРОВ;
K Ч  1,1 – коэффициент чувствительности УРОВ.
Выдержка времени УРОВ должна учитывать максимальное время отключения
выключателя, время возврата органа контроля протекания тока и время запаса, которое
учитывает погрешность органа выдержки времени.
Таким образом, выдержка времени УРОВ определяется по выражению:
50BF Т   TУРОВ  Т ОВ  Т РТ  t ЗАП ,
Т ОВ – максимальное время отключения выключателя, которое определяется типом
где
выключателя (ориентировочно это время составляет 0,03÷0,06 с для исправного
выключателя);
Т РТ – время возврата органа контроля протекания тока, принимается равным 0,02 с;
t ЗАП – время запаса, принимается равным 0,1 с.
Первая (минимальная) выдержка времени на повторное отключение выключателя
может составлять:
50 BF T 1  0,01  0,15 с.
Вторая или единственная выдержка времени УРОВ на отключение смежных
присоединений принимается (по опыту эксплуатации, с учетом ступени селективности):
50BF Т 2  0,2  0,4 c.
Примечание – в случае применения действия 1-й ступени УРОВ на повторное
отключение без выдержки времени, выдержка времени 2-й ступени может быть
оптимально уменьшена до величины (0,2÷0,3) с.
В случаях, когда заранее определено, что выключатель, на который действует
защита линии, неисправен, например, отсутствует оперативное напряжение или не
28
заведена пружина привода, используется критерий, сообщающий о неготовности
выключателя через дискретный вход устройства защиты (неиспр. ВЫКЛ) при его
появлении и наличии команды на отключение от устройства защиты, запускается
отдельная (минимальная) выдержка времени Т3 на отключение смежных выключателей
питающих присоединений (сборных шин).
Рекомендуемая величина минимальной выдержки времени УРОВ:
50 BF Т 3  0,1  0,2 c.
1.4. Автоматическое повторное включение
Устройство автоматического повторного включения отдельного выключателя
воздушной линии. АПВ имеет несколько циклов срабатывания (как правило, используется
не более 2-х циклов) и пускается согласно одному из вариантов:
– по факту срабатывания защит на отключение выключателя (за исключением
УРОВ, ПА) с проверкой его отключенного положения;
– без пуска от защит (в соответствии с традиционным решением), с фиксацией
несоответствия отключенного положения выключателя и предварительно сформированной
команды оперативного включения выключателя.
АПВ действует с проверкой наличия заданных условий срабатывания (например,
контроль отсутствия/наличия напряжений на линии/шинах РУ) и с заданной независимой
выдержкой времени:
 на включение выключателя, в каждом цикле АПВ.
Устройство контроля синхронизма (в рассматриваемом случае – контроля
наличия/отсутствия) напряжений шин и линии, имеет заданные минимальные и/или
максимальные уставки контролируемых параметров, действует на деблокирование
(разрешение) действия АПВ линии, при наличии заданных условий (например, контроль
отсутствия/наличия напряжений на линии/шинах РУ).
На одиночных линиях 110 кВ и выше с односторонним питанием, в целях
повышения вероятности восстановления питания потребителей после ликвидации КЗ,
рекомендуется предусматривать ТАПВ двукратного действия на питающем конце линии
(если это позволяют технические параметры выключателя).
Действие АПВ на включение выключателя Линии осуществляется по факту
срабатывании заданных защит на отключение и пуск АПВ указанного выключателя в том
числе: дистанционной, токовой защит, защиты нулевой последовательности,
максимальной токовой защиты линии (действием как внутренних функций, так и внешних
устройств защиты). АПВ функционирует с контролем (проверкой) отключения
выключателя из включенного состояния, готовности его к включению, проверкой
наличия/отсутствия напряжений (в необходимых случаях), и с заданной выдержкой
времени (Т цикла АПВ).
Пуск АПВ может быть задан при действии отдельных, или всех внутренних
функций защиты от повреждения оборудования. То же самое относится к сигналам
отключения от внешних устройств защиты, которые передаются через дискретные входы
устройства (АПВ).
Пуск АПВ (в том числе многократного) выполняется первой командой отключения
КЗ от функции защиты, действующей с пуском АПВ.
Длительность бестоковой паузы, то есть время после отключения КЗ (фиксируется
при возврате команды отключения или сигналом от блок-контактов выключателя) до
поступления команды автоматического включения, может изменяться в зависимости от
режима работы АПВ, заданного при определении объема функций устройства и пусковых
сигналов, получаемых от защит.
АПВ может быть предварительно блокировано сигналом дискретного входа, при
этом его пуск изначально не осуществляется. Если цикл АПВ уже начался, то при
29
получении соответствующего сигнала может быть осуществлен динамический запрет
АПВ. Каждый цикл АПВ может индивидуально блокироваться внутренними функциями
устройства или через дискретный вход. В этом случае, рассматриваемый цикл не
реализуется с переходом к следующему по очереди циклу.
Например, АПВ не пускается или дополнительно блокируется действием
автоматического ускорения защит при включении выключателя, при получении команды
телеотключения с противоположного конца, действии УРОВ или устройств
противоаварийной автоматики.
После успешного АПВ, по окончании выдержки времени запрета (возврата схемы)
все функции АПВ приходят в исходное состояние. Повреждения, происходящие после
окончания выдержки времени запрета АПВ воспринимаются как новое КЗ в сети.
Если выключатель включается вручную (от сигнала ключа управления поступает
через дискретный вход, через локальную функцию управления или один из
последовательных интерфейсов), АПВ запрещается на заданное время. Если в это время
появляется команда отключения, предполагается, что выключатель включили на
металлическое КЗ (например, включенный заземляющий нож). Любая команда
отключения в это время является окончательной (без АПВ).
Условием выполнения АПВ после отключения КЗ является то, что к моменту пуска
АПВ (т.е. в начале первой команды отключения) выключатель готов, по меньшей мере, к
одному циклу ОТКЛ-ВКЛ-ОТКЛ. Сигнал готовности выключателя поступает в устройство
через дискретный вход (ВЫКЛ Готов). При отсутствии готовности привода, опрос
выключателя может не выполняться. Устройство может контролировать время приведения
в готовность выключателя. При этом, время бестоковой паузы может продлеваться, если
после его истечения нет сигнала готовности выключателя. После истечения заданного
времени контроля выполняется динамический запрет АПВ.
Для повторной проверки готовности выключателя во время паузы, как правило,
может быть задана выдержка времени проверки готовности выключателя. Эта выдержка
времени должна превышать время восстановления выключателя после цикла
ОТКЛ-ВКЛ-ОТКЛ, указываемое заводом-изготовителем.
Чтобы избежать неконтролируемого увеличения задержки, можно задать
максимальное время продления паузы. Устройство непрерывно проверяет положение
выключателя: если блок-контакты показывают, что выключатель не был включен (тремя
фазами), АПВ не может быть запущено. Это определяет возможность действия АПВ на
включение только в случаях, если выключатель был отключен из предварительно
включенного положения, а не находится длительно в отключенном состоянии.
Бестоковая пауза АПВ начинается, когда снимается команда отключения или
блок-контакты сигнализируют, что выключатель отключен. Если функция АПВ готова, то
все КЗ в зоне действия ступеней защиты, которые запускают АПВ, отключаются тремя
фазами с пуском АПВ. При возврате команды отключения или размыкании контактов
выключателя (контроль по блок-контактам) начинается бестоковая пауза (с задаваемой
длительностью). По окончании паузы на выключатель выдается команда включения.
Одновременно запускается выдержка времени запрета (возврат схемы в исходное
состояние с задаваемой длительностью).
Если КЗ устранилось до истечения выдержки времени запрета (успешное АПВ), то
все функции придут в исходное состояние.
Если КЗ не устранилось во втором цикле (неуспешное АПВ), то защита выполнит
окончательное отключение. Также любое КЗ в течении заданного времени запрета АПВ
(Время возврата АПВ) приведет к окончательному отключению выключателя. После
неуспешного повторного включения (окончательного отключения) АПВ запрещается
динамически.
Длительность блокировки при ручном включении должна обеспечивать надежное
включение и отключение выключателя (от 0,5 с до 1 с). Если в течении этого времени
30
после включения выключателя какой-либо функцией защиты будет обнаружено
повреждение, то АПВ не выполняется и это приведет к окончательному трехфазному
отключению. Рекомендуемая выдержка времени блокировки при ручном включении –
20÷30с.
Для линий с односторонним питанием для заданных типа и режима работы АПВ
выбираются следующие основные расчетные параметры.
Время срабатывания, или длительность бестоковой паузы в цикле первого крата
ТАПВ должно быть больше времени полного отключения КЗ и времени деионизации среды в месте КЗ после полного его отключения.
Минимальное время задержки действия ТАПВ (1-й крат или цикл) определяется по
следующему выражению:
T1ААП  TД  TОВ  TЗАП ,
TД – время деионизации среды в месте КЗ на ВЛ, значение которого зависит от
где
метеорологических условий, значения и длительности протекания тока КЗ, от рабочего
напряжения; ориентировочные средние значения следующие:
– для сетей 110 кВ TД = 0,17÷0,2 с;
– для сетей 220 (330) кВ TД = 0,3÷0,4 с;
TОВ – время отключения выключателя, зависит от типа выключателя (обычно не
превышает 0,1 с);
TЗАП = 0,5 с – время запаса (ступень селективности).
По опыту эксплуатации выдержка времени 1-го цикла АПВ для одиночных
воздушных линий с односторонним питанием может быть задана в пределах 1÷2 с.
Время срабатывания, или длительность бестоковой паузы в цикле второго крата
ТАПВ должно быть больше времени готовности выключателя ко второму циклу включения/отключения.
Минимальное время задержки действия ТАПВ (2-й крат или цикл) определяется по
следующему выражению:
T2ААП  TГОТ.2Ц  TЗАП ,
TГОТ.2Ц – максимальное время готовности выключателя линии к повторному циклу
где
включения (определяется техническими данными привода выключателя, обычно
составляет несколько секунд);
TЗАП = 0,5 с – время запаса.
Увеличение T2АПВ повышает вероятность успешного действия АПВ во втором
цикле. Для выключателей с пружинными приводами T2АПВ должно быть не меньше
времени возврата привода в состояние готовности к АПВ, то есть времени натяжения
пружины привода.
Минимальная выдержка времени запрета (возврата в исходное состояние) функции
АПВ линии (запускаемая как правило, одновременно с командой на включение
выключателя), может быть определена согласно выражению:
TВОЗВР.АПВTАПВ ЗАП   TВКЛ  TРЗ  TОТКЛ  TЗАП ,
TВКЛ – время включения выключателя;
где
TРЗ – максимальная выдержка времени действия ступеней резервных защит линии;
TОТКЛ – время отключения выключателя;
TЗАП = 0,5 с время запаса.
31
Мощные синхронные электродвигатели и компенсаторы, питаемые от тупиковой
линии, могут длительно питать место КЗ, поэтому при расчете уставок устройств АПВ это
обстоятельство необходимо учитывать.
Для исключения подпитки места КЗ на подстанциях с синхронными электродвигателями следует устанавливать защиту от понижения частоты с минимально возможной
выдержкой времени, действующую на отключение синхронного электродвигателя. При
этом устройство АПВ, устанавливаемое на выключателе линии, питающей подстанции с
синхронными двигателями, рекомендуется выполнять с контролем отсутствия напряжения на линии (при условии установки измерительного оборудования со стороны линии).
Для этого, устанавливается параметр, который означает, что разрешение АПВ
линии производится только при отсутствии напряжения на линии.
Напряжение срабатывания фукции контроля отсутствия напряжения на линии, в
соответствии с рекомендациями отечественной методической литературы (в части АПВ
линий электропередачи), может быть определено по выражению:
U-б/напр = (0,3÷0,4)∙UНОМ,
где UНОМ – номинальное фазное напряжение линии (вторичная величина).
Если присоединение отключается двумя выключателями, то пауза ТАПВ второго
выключателя данного конца устанавливается больше на время t  0,5 с , для обеспечения
очередности включения выключателей и возможности своевременного запрещения АПВ
второго выключателя на КЗ при неуспешном АПВ первого.
При выводе в ремонт первого выключателя или отказе в действии его АПВ, будет
обеспечено включение под напряжение действием ТАПВ второго выключателя. Уставка
бестоковой паузы ТАПВ второго выключателя должна приниматься равной:
t АПВ   t АПВ   t ,
где
t АПВ  – выдержка времени ТАПВ второго выключателя;
t АПВ  – выдержка времени ТАПВ первого выключателя;
t  0,5 с – ступень селективности действия ТАПВ выключателей.
2. Выбор параметров срабатывания МП РЗА трансформаторов 110-220 кВ
2.1. Дифференциальная защита
Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора, срабатывает при
междуфазных и однофазных КЗ в защищаемой зоне, ограниченной трансформаторами тока, исключая однофазные замыкания на землю на стороне сети с изолированной нейтралью – НН и СН трансформатора ограниченной трансформаторами тока, без выдержки
времени действует на:
 отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН трансформатора;
 пуск УРОВ ВН;
 запрет АПВ Линий на стороне ВН трансформатора (для схем присоединения линий через общие выключатели на стороне ВН).
Устройство Дифзащиты рекомендуется к применению для трехобмоточных
трансформаторов с тремя сторонами/точками измерения. Для трехобмоточных
трансформаторов, не имеющих присоединения на одной из приемных сторон СН или НН
(при отсутствии выключателей ввода и присоединений нагрузки данной стороны), или
двухобмоточных трансформаторов (без расщепления обмотки НН) может использоваться
устройство с двумя сторонами подключения.
Для трансформаторов, имеющих присоединение на приемной стороне НН через два
выключателя может использоваться устройство с двумя точками измерения токовых цепей
на стороне НН, либо устройство, с подключением суммы токовых цепей стороны НН
32
трансформатора на общий измерительный вход устройства защиты (одна точка
измерения).
В случаях присоединения трансформатора на стороне ВН через два выключателя,
для исключения влияния сквозных токов нагрузки (увеличение тормозного тока) при КЗ в
защищаемой зоне, дифзащиту трансформатора рекомендуется подключать к
трансформаторам тока (ТТ), встроенным в высоковольтные ввода стороны ВН
трансформатора.
Для защиты ошиновки стороны ВН должна выполняться отдельная дифзащита, с
точками измерения, подключенными к ТТ в цепи выключателей и ТТ встроенным в
высоковольтные ввода данной стороны трансформатора.
Для стороны НН трансформатора, применение отдельной дифзащиты ошиновки,
следует рассматривать в отдельных случаях установки токоограничивающего реактора на
стороне НН, либо наличия развитой схемы присоединений НН трансформатора.
Принцип действия Дифзащиты основан на измерении и сравнении токов всех
сторон трансформатора, отдельно для каждой фазы, с учетом коэффициентов
трансформации между его обмотками.
Дифференциальный (рабочий) ток Дифзащиты представляет собой модуль
геометрической (векторной) суммы всех измеряемых токов сторон трансформатора. При
этом предполагается, что токи, втекающие в защищаемую зону, имеют одинаковый
«положительный» знак, и наоборот.
Тормозной ток (препятствующий действию рабочего тока) Дифзащиты
представляет собой сумму модулей всех измеряемых токов сторон трансформатора.
Функция Дифференциальной токовой защиты трансформатора включает два
основных принципиальных алгоритма действия (см. Рисунок 2.1):
а) Характеристика действия защиты с токовым торможением, представляющая собой чувствительный орган защиты с током срабатывания, величина которого увеличивается пропорционально (в общем случае) тормозному току защиты, и уставкой начального
тока срабатывания ниже номинального тока трансформатора (при отсутствии торможения
на начальном заданном участке характеристики).
б) Характеристика быстрого действия защиты при повреждениях с низким сопротивлением в защищаемой зоне, представляющая собой грубый орган защиты с высоким
порогом тока срабатывания (Дифференциальная отсечка), который не ограничивается
имеющимися тормозными характеристиками защиты и, вследствие этого, должен превышать максимально возможный дифференциальный ток небаланса Дифзащиты при сквозных (внешних) повреждениях.
Ток включения, или иначе, бросок тока намагничивания ненагруженного
силового трансформатора для Продольной Дифзащиты является дифференциальным
током небаланса, который требует специальных технических мер для обеспечения не
действия защиты в режимах коммутации трансформатора на стороне питания, таких как
блокирование действия основной (чувствительной) ступени Дифзащиты при появлении
гармонических составляющих (в основном второй гармоники с частотой 100 Гц) в
измеряемых токах защиты.
33
Рисунок 2.1 – Характеристика срабатывания дифзащиты трансформатора
При сквозных токах КЗ большой величины (повреждение вне зоны защиты)
возможно возникновение значительных дифференциальных токов небаланса,
превышающих порог срабатывания основной (чувствительной) ступени Дифзащиты,
вследствие увеличения погрешности измерения, или насыщения трансформаторов тока
одной из сторон трансформатора. Для предотвращения излишних срабатываний
Дифзащиты в таких случаях, используется функция эффективного торможения токами,
протекающими на всех сторонах объекта (сумма модулей токов).
Отстройка (недействие) Дифзащиты при внешних КЗ, в основном, обеспечивается
правильным выбором наклона характеристики срабатывания (торможения) реле, который
определяется величиной коэффициента торможения ( K ТОРМ ), представляющего собой
tg  (или тангенс угла наклона характеристики срабатывания/торможения).
Кроме того, существуют другие специальные возможности устройства,
предотвращающие неселективные действия защиты, вероятные при переходных
процессах КЗ в сети и на защищаемом оборудовании, вызывающих увеличение
погрешности измерения трансформаторов тока Дифзащиты. Детальное описание всех
характеристик защиты приведено в руководстве по эксплуатации микропроцессорного
устройства.
В настоящих указаниях характеристики Дифзащиты (и прочих защит)
трансформатора рассматриваются в объеме, необходимом для выбора параметров или
расчета уставок функций РЗА трансформаторов.
С учетом обеспечения отстройки от сквозного тока трансформатора при внешних
КЗ с помощью токового торможения, рекомендуется следующее выражение для
определения минимального тока срабатывания I  DIFF  основной (чувствительной)
функции Дифзащиты, обеспечивающее отстройку от тока небаланса реле в нормальном
(нагрузочном) режиме работы трансформатора, вызванного погрешностью измерения ТТ,
терминала, защиты и регулированием напряжения трансформатора:
( I  DIFF )  K ОТСТР  I НБ.ТОРМ.НАЧ ,
34
I НБ.ТОРМ.НА Ч  K ОДН    f ВЫР  К ТОК  U РЕГ   I nO – ток небаланса в режиме
где
начала торможения, при условии наличия РПН только на стороне ВН;
K ОТСТР  1,5 – коэффициент отстройки;
K ОДН  1 – коэффициент однотипности ТТ (при различии
типов/характеристик
ТТ на сторонах трансформатора);
I nO  S НОМ.ВН /( 3 U НОМ.ВН ) – номинальный ток защищаемого объекта трансформатора на стороне ВН ( SНОМ.ВН – номинальная (максимальная) трехфазная
мощность трансформатора на стороне ВН; U НОМ.ВН – номинальное линейное
(междуфазное) напряжение трансформатора на стороне ВН);
  0,05 – относительное значение полной погрешности измерительных ТТ (в
диапазоне токов нагрузки не превышающих номинальный ток ТТ);
f ВЫР  0,05 – относительное значение токовой погрешности промежуточных ТТ и
аналого-цифрового преобразователя (АЦП) терминала;
К ТОК  1 – коэффициент распределения тока на стороне регулирования напряжения
(ВН) в максимальных режимах нагрузки трансформатора.
Коэффициент распределения тока предназначен для преобразования схемы к
лучевому виду, определяется как отношение эквивалентного сопротивления участка
параллельных сопротивлений к сопротивлению расчетной ветви этого участка. Здесь
может быть принят равным 1,0, с учётом регулирования на стороне основного питания
(ВН) трансформатора;
U РЕГ  U РЕГ (%) /100(%) – относительная величина напряжения диапазона РПН
на стороне ВН трансформатора (в положительную или отрицательную сторону).
Примечание – здесь и далее, в случаях ассиметричного диапазона РПН (- U Р ЕГ ≠
+ U Р ЕГ ), за расчетную величину принимается большее значение по модулю U Р ЕГ .
С учетом приведенных выше величин, основное (рекомендуемое) выражение для
расчета минимального тока срабатывания I  DIFF  функции Дифзащиты можно
детализировать:
( I )  ( I ) / K ОТСТР  87,5 / 1,05  83 / 300  0,275 А.
Необходимо также учитывать, что если номинальные токи трансформаторов тока
значительно (в 5 и более раз) превышают номинальный (или максимальный рабочий) ток
трансформатора, возможно появление больших погрешностей при измерении тока
нагрузочного режима.
В таких случаях, в приведенном выше выражении погрешность измерения ТТ
рекомендуется учитывать не менее 10% (   0,1) в целях обеспечения отстройки уставки
по току срабатывания основной функции Дифзащиты.
Другой вариант выбора минимального тока срабатывания I  DIFF  Дифзащиты
предлагается Изготовителем:
( I  DIFF )  (0,2  0,5  I РЕГ )  I nO ,
где
I nO – номинальный ток защищаемого объекта (трансформатора);
I РЕГ  ( I MAX  I nO ) / I nO – относительный дифференциальный ток небаланса при
крайнем положении РПН трансформатора (предельное изменение коэффициента
трансформации - K Т Р );


I MAX  S N / 3 U MIN ;
S N – номинальная мощность трансформатора;
35
U MIN – минимальное напряжение ВН трансформатора в диапазоне регулирования
(изменения K Т Р ).
Примечание – данный вариант может применяться в расчетах характеристик
Дифзащиты для трансформаторов сравнительно небольшой мощности (около 10МВА или
менее).
Для трансформаторов без РПН можно установить меньшую относительную
величину срабатывания:
( I  DIFF )  0,2  I nO .
В общем случае, SLOPE1 определяется по выражению:
I ДИФФ
SLOPE1 
 tg ,
I ТОРМ
I ДИФФ – приращение относительного дифференциального тока;
где
I ТОРМ – приращение относительного тормозного тока (арифметическая сумма
токов всех плеч Дифзащиты);
 – угол наклона характеристики.
Для выбора SLOPE1 в качестве расчетного принимается режим, при котором
коэффициент является максимальным:
K
I
 ( I  DIFF )
SLOPE1  ОТСТР НБ.РАСЧ.П
,
 I ТОРМ.РАСЧ.П  I ТОРМ.НАЧ.П
где
K ОТСТР  1,5 – коэффициент отстройки;
I НБ.РАСЧ.П – максимальный расчетный первичный ток небаланса;
I  DIFF  – минимальный первичный ток срабатывания защиты;
 I ТОРМ.РАСЧ.П – суммарный расчетный первичный ток торможения;
I ТОРМ.НАЧ.П – начальный первичный ток торможения.
Ток небаланса определяется для величины максимального тока внешнего
(сквозного) тока КЗ, например:
I НБ.РАСЧ.П  K ПЕР  K ОДН    f ВЫР  K ТОК  U РЕГ   I МАКС.ВНЕШ 
 2  1  0,1  0,05  K ТОК  U РЕГ   I МАКС.ВНЕШ 
 0,25  K ТОК  U РЕГ   I МАКС.ВНЕШ ,
K ПЕР  1,5  2 – коэффициент увеличения тока в переходном режиме внешнего
где
КЗ, учитывающий апериодическую составляющую (обычно принимается максимальная
величина);
K ОДН  1 – коэффициент однотипности ТТ (при различии типов/характеристик ТТ
на сторонах трансформатора);
K Т ОК  1 – коэффициент распределения тока на стороне регулирования
напряжения (ВН) при данном сквозном КЗ (на стороне СН или НН трансформатора);
U Р ЕГ – относительная величина максимального приращения напряжения
относительно номинальной величины в диапазоне РПН на стороне ВН (принимается
равной половине диапазона, или модулю его максимальной части);
I МАКС.ВНЕШ – максимальный сквозной ток КЗ (при внешнем КЗ на стороне СН или
НН трансформатора);
  0,10 – относительное значение полной погрешности ТТ в режиме внешнего
КЗ. Значение погрешности, равное 0,10 принимается при условии, если подключенное
сопротивление нагрузки вторичной обмотки ТТ не превышает предельно допустимой
36
величины, которая определяется по кривым предельной кратности ТТ для максимального
тока внешнего КЗ.
Ток торможения определяется соответственно, для этого же режима:
 I ТОРМ.РАСЧ.П  I МАКС.ВН  1    f ВЫР  K ТОК  U РЕГ   I МАКС.ВНЕШ 
 2    f ВЫР  K ТОК  U РЕГ   I МАКС.ВНЕШ 
 1,85  K ТОК  U РЕГ   I МАКС.ВНЕШ
Специальные пояснения:
1. Во всех случаях требуется выполнение проверки основных измерительных
трансформаторов тока Дифференциальной защиты на соответствие допустимой погрешности (  0,10% ) при максимальных токах повреждения вне зоны действия защиты
трансформатора (внешние КЗ вблизи установки трансформаторов тока Дифзащиты).
Требование соответствия погрешности измерительных трансформаторов тока
Дифференциальной защиты допустимой величине (≤10%) при внешних КЗ является
основополагающим.
Указанная проверка осуществляется в целях обеспечения селективной работы
Дифзащиты трансформатора, и производится (основной метод) с использованием кривых
предельной кратности токов КЗ, путем сравнения и последующего приведения в
соответствие подключенной (действительной) и предельной допустимой нагрузки
вторичной обмотки ТТ.
 В случаях, если сопротивление (мощность) действительной нагрузки, подключенной к ТТ, превышает предельно допустимое значение сопротивления (мощности), величина которого соответствует расчетной кратности максимального тока КЗ (определяется
по кривым предельной кратности ТТ), и дальнейшее уменьшение сопротивления подключенной нагрузки ТТ, либо изменение параметров (коэффициента трансформации) применяемых ТТ невозможно, необходимо установить действительную величину погрешности
измерения ТТ.
 Величина действительной погрешности измерения ТТ может быть определена с
достаточной точностью по кривой зависимости токовой погрешности f i (%) от отношения
K MAX .РАСЧ
(коэффициент A ), где K MAX .Р АСЧ – это кратность максимального тока
K РАСЧ
внешнего КЗ I МАКС.ВНЕШ , а K Р АСЧ – предельная кратность тока КЗ для действительной
нагрузки ТТ, определенная по кривым предельной кратности ТТ. Величина действительной погрешности ТТ может быть также вычислена с помощью специальных расчётных
программ, учитывающих электрические параметры ТТ и подключенной нагрузки вторичных цепей.
в) В расчетах SLOPE1 следует использовать расчетную (действительную) величину
полной погрешности ε. Должно учитываться наибольшее значение погрешности, из полученных для разных комплектов ТТ ДЗТ.
 Ниже рассматривается расчет коэффициента торможения с использованием относительных величин токов, поэтому параметры I  DIFF  (уставка минимального первичного тока срабатывания защиты) и I Т ОР М.НАЧ .П (величина первичного тока начала
торможения) в первичных именованных величинах здесь и далее отсутствуют.
При расчете в относительных величинах (в этом случае, значения токов
определяются относительно величины I nO ), основное выражение SLOPE1:
1,5  I НБ.РАСЧ.ОТН  ( I  DIFF ) ОТН
.
SLOPE1 
 I ТОРМ.РАСЧ.ОТН  I ТОРМ.НАЧ.ОТН
Величина I  DIFF  является заданной уставкой минимального тока
срабатывания защиты.
37
Величина тока начала торможения ( I Т ОР М.НАЧ .) может быть определена по
графической характеристике срабатывания реле, или задана изначально (см. ниже).
В общем случае, необходимо определить ток базовой точки характеристики
торможения BASE POINT 1 – специально задаваемое смещение точки пересечения
I Т ОР М
вдоль этой оси.
I НОМ
I
Положение базовой точки на оси Т ОР М , определяющей начало наклонного
I НОМ
характеристики торможения с осью
участка характеристики срабатывания/торможения, определяется из выражения:
I  DIFF 
SLOPE1 
,
I ТОРМ.НАЧ  BASEPOINT 1
или
I  DIFF 
BASEPOINT 1  I ТОР М.НАЧ 
,
SLOPE1
Т.о., для определения всех параметров характеристики срабатывания / торможения
необходимо найти величину I Т ОР М.НАЧ.
Согласно рекомендациям Изготовителя Дифзащиты, может быть принято –
BASEPOINT1  0 (характеристика торможения проходит через начало координат).
Тогда расчет SLOPE1 значительно упрощается:
1,5  I НБ.РАСЧ
.
SLOPE1 
 I ТОРМ.РАСЧ
Подставляя вышеприведенные значения I НБ.Р АСЧ .П и  I Т ОРМ.РАСЧ.П , можно
представить основное расчетное выражение SLOPE1 для определения наклона первого
участка характеристики торможения ДЗТ:
1,5  (2    0,05  K ТОК  U РЕГ ) 3    0,075  K ТОК  U РЕГ
SLOPE1 

.
2    0,05  K ТОК  U РЕГ
1,95    K ТОК  U РЕГ

При условии, что

  0,1 можно упростить данное выражение:
0,375  1,5  K ТОК  U РЕГ
.
1,85  K ТОК  U РЕГ
В этом случае, ток начала торможения определяется как:
I  DIFF 
I ТОРМ.НАЧ 
.
SLOPE1
Как указывалось выше, в расчете SLOPE1 следует использовать действительную
величину погрешности ТТ ε – максимальную для комплектов ТТ ДЗТ.
В качестве уставки следует принимать стандартную большую величину SLOPE1 .
Изготовителем защиты, в некоторых случаях, рекомендуется уставка без
выполнения расчетной проверки (вероятно приемлемая для трансформаторов с небольшим
диапазоном РПН):
SLOPE1  0, 25.
Примечание – способ может применяться только в приближенных расчетах
характеристик дифзащиты (например, при отсутствии необходимых исходных данных).
В тех случаях, если требуется максимальное увеличение чувствительности защиты
при малых токах повреждения в трансформаторе (КЗ через переходное сопротивление),
величина тока начального торможения может быть задана предварительно (из условия отсутствия торможения при малых токах I КЗ.ТР  I nO с одновременным протеканием сквозноSLOPE1 
го номинального тока нагрузки трансформатора, где I КЗ.Т Р – ток КЗ в трансформаторе):
38
I ТОРМ.НАЧ  2  I nO ,
При этом, точка пересечения первого наклонного участка характеристики
торможения с осью
I Т ОР М
будет определяться (в о.е.):
I НОМ
1,5  0,1  U РЕГ 
,
SLOPE1
торможения первого наклонного
BASEPOINT 1  2 
где BASEPOINT1 – базовая точка
участка
характеристики торможения.
При подстановке значений токов в относительных величинах (к I nO ), получим:
1,5  (2    0,05  K ТОК  U РЕГ )  K I  1,5  (0,1  U РЕГ )
SLOPE1 

2    0,05  K ТОК  U РЕГ  K I  2

1,5  (2    0,05  K ТОК  U РЕГ )  K I  (0,1  U РЕГ )
,
1,95    K ТОК  U РЕГ  K I  2
I МАКС.ВН
.
I nO
Для частного (и наиболее распространенного) случая   0,10 :
1,5  (0,25  K ТОК  U РЕГ )  K I  (0,1  U РЕГ )
SLOPE1 
.
1,85  K ТОК  U РЕГ   K I  2
Параметры второго наклонного участка характеристики торможения функции ДЗТ,
предназначенного для предотвращения действия защиты при больших токах внешнего
повреждения, которые могут вызвать насыщение и увеличение погрешности измерения ТТ
(>10%), согласно рекомендациям Изготовителя, могут приниматься без расчетов.
Минимальная уставка наклона второго участка характеристики торможения (или SLOPE2)
принимается равной:
SLOPE 2  0,5 (о.е).
Ток начала торможения второго участка характеристики (2) (соответствует точке
пересечения характеристик торможения 1 и 2) принимается равным:
I Т ОРМ. Н АЧ(2)  5 (о.е.).
где
KI 
При этом, уставка начальной точки характеристики (2) (величина смещения вдоль
оси
I Т ОР М
) определяется из выражения:
I НОМ
BASEPOINT 2  I ТОРМ.НАЧ(2) 
где
I ДИФ.12
SLOPE 2
,
I ДИФ.1 2  SLOPE1  I ТОРМ.НАЧ( 2 )  BASEPOINT 1 .
Как правило, кроме уставки I-DIFF>, для дифференциального тока повреждения
трансформатора вводится дополнительная пороговая величина I-DIFF>> - Дифференциальная отсечка. Если эта пороговая величина тока повреждения превышается, то происходит срабатывание защиты на отключение вне зависимости от величины тока торможения,
или других условий дополнительного торможения.
Величина этой уставки должна быть выше, чем I-DIFF> (Чувствительная функция
Дифзащиты).
Пороговую максимальную величину срабатывания I-DIFF>> для трансформатора,
рекомендуется принимать из условий предлагаемых Изготовителем РЗА.
Отстройка от броска тока включения ненагруженного трансформатора:
( I  DIFF )   6  7   I nO .
39
Отстройка от величины максимального сквозного тока КЗ на стороне (шинах) СН
или НН трансформатора, которая определяется границей защищаемой зоны и торможения
реле Дифзащиты (с учетом максимально возможной степени насыщения ТТ на одной из
сторон трансформатора):
( I  DIFF )  I МАКС.ВНЕШ ,
где I МАКС.ВНЕШ – максимальный сквозной ток КЗ (при внешнем КЗ на стороне СН или НН
трансформатора)
При наличии источника питания только на одной стороне трансформатора, можно
упрощенно (без учета эквивалентного сопротивления системы) представить:
1
( I  DIFF ) 
 I nO ,
UК
где U К - относительная величина напряжения короткого замыкания трансформатора
(между соответствующими обмотками).
Принимается максимальное расчетное значение I-DIFF>>.
Выполнение условия выбора уставки обеспечивает простой и надежный способ
предотвращения неправильных действия диф.отсечки, не имеющей специальных функций
торможения/блокирования защиты (используемых основной ступенью Дифзащиты
I-DIFF>) при КЗ вне защищаемой зоны или броске тока включения трансформатора.
Однако, безотносительное выполнение этого требования может привести к
неэффективности (нечувствительности) диф.отсечки в минимальных режимах работы
сети, и как следствие, вероятности некоторого увеличения времени отключения
повреждения трансформатора действием основной функцией диф.защиты в сложных
переходных процессах КЗ.
В случаях необходимости повышения чувствительности диф.отсечки
к
минимальным токам КЗ на основной питающей стороне (ВН) трансформатора (при
Iкз.мин < I-DIFF>>), могут быть рассмотрены дополнительные условия выбора уставки
диф.отсечки по току срабатывания:
1. Использование, в качестве сквозного тока КЗ трансформатора при отстройке по
выражению, величины максимального тока, рассчитанного при трехфазном КЗ на стороне
(шинах) СН или НН трансформатора, с учетом предвключенного эквивалентного
сопротивления системы в режимах раздельной/параллельной работы по стороне СН
трансформаторов (данной двухтрансформаторной ПС).
2. Отстройка тока срабатывания диф.отсечки от максимального первичного тока
небаланса при переходном процессе внешнего КЗ, по выражению:
( I  DIFF )  K ОТС  I НБ.РАСЧ.П ;
( I  DIFF )  1,32 1 0,1  0,05  K ТОК  U РЕГ   I МАКС.ВНЕШ 
 1,30,25  K ТОК  U РЕГ   I МАКС.ВНЕШ ,
где
K ОТС =1,3 – коэффициент отстройки, учитывающий необходимый запас;
I НБ.РАСЧ.П  K ПЕР  K ОДН    f ВЫР  КТОК  U РЕГ  I МАКС.ВНЕШ - ток небаланса в
режиме начала торможения, при условии наличия РПН только на стороне ВН;
K ПЕР = 2÷3 – коэффициент увеличения тока в переходном режиме внешнего КЗ,
учитывающий апериодическую составляющую (при одинаковой схеме соединения ТТ
обычно принимается минимальная величина - Кпер = 2);
K ОДН  1 – коэффициент однотипности ТТ (при различии типов/характеристик ТТ
на сторонах трансформатора);
K ТОК  1 – коэффициент распределения тока на стороне регулирования напряжения
(ВН) при данном сквозном КЗ (на стороне СН или НН трансформатора);
40
U РЕГ – относительная величина максимального приращения напряжения
относительно номинальной величины в диапазоне РПН на стороне ВН (принимается
равной половине диапазона, или модулю его максимальной части);
IМАКС.ВНЕШ – максимальный сквозной ток КЗ (при внешнем КЗ на стороне СН или
НН трансформатора);
ε ≤ 0,10 – относительное значение полной погрешности ТТ в режиме внешнего КЗ.
Значение погрешности, равное 0,10 принимается при условии, если подключенное
сопротивление нагрузки вторичной обмотки ТТ не превышает предельно допустимой
величины, которая определяется по кривым предельной кратности ТТ для максимального
тока внешнего КЗ.
Для ДЗТ с большими сквозными токами при внешних повреждениях целесообразно
использовать также дополнительное динамическое торможение.
Величина уставки дополнительного торможения по току определяется
относительно номинального тока защищаемого объекта и должна находиться в диапазоне
токов КЗ, при которых ожидается насыщение и значительное увеличение погрешности
измерения ТТ. Угол наклона используется тот же, что и для первого наклонного участка
характеристики торможения.
Для выбора уставки начального тока дополнительного торможения может
использоваться рекомендация Изготовителя, согласно которой должно быть
предотвращено срабатывание функции дополнительного торможения в максимальных
нагрузочных режимах трансформатора (не считая кратковременные послеаварийные
режимы):
I НАГР.РЕЖ  1,2  I НАГР.МАКС.ТР
где I НАГР.МАКС.ТР – максимальный ток нагрузки трансформатора (должны рассматриваться
максимальные рабочие нагрузочное режимы трансформатора, включая ремонтные).
Уставка по току ввода дополнительного торможения определяется по выражению:
87 B(I - ADD ON - STAB )  2  I НАГР.РЕЖ / I NObj (о.е.) .
Уставка длительности дополнительного торможения:
TДОП.ТОРМ  ТСЗ.ПРИС  ТОТКЛ.ПРИС,
где
Т СЗ.ПРИС – максимальная выдержка времени защиты смежных присоединений на
сторонах трансформатора на отключение внешнего КЗ с током, превышающим уставку
87B (I-ADD ON STAB), в периодах синусоидального тока (частотой 50Гц);
Т ОТКЛ.ПРИС – максимальное время отключения выключателя в периодах
синусоидального тока.
Дополнительное торможение действует отдельно для каждой фазы, но при
необходимости, можно ввести одновременную блокировку во всех трех фазах при
срабатывании функции дополнительного торможения в любой из них (так называемая
перекрестная блокировка).
Если необходимо блокировать действие Дифзащиты во всех фазах, рекомендуется
использовать уставку по длительности дополнительного торможения), рекомендуемую
выше.
На поясняющей диаграмме (см. рисунок 2.2) показана полная характеристика
срабатывания/торможения функции Дифзащиты, в том числе:
1. Участок «а» характеристики представляет собой минимальный порог чувствительности Дифзащиты (I-DIFF>) для диапазона малых токов повреждения трансформатора
(не превышающих номинальный ток) при заданном отсутствии торможения, и учитывает
постоянную погрешность измерения токов, возникающую вследствие влияния токов
намагничивания измерительных ТТ защиты, а также изменение токов нагрузки сторон
трансформатора при регулировании напряжения (РПН);
41
2. Участок «b» учитывает увеличение погрешности измерения, пропорционально
току КЗ основных или промежуточных ТТ защиты в пределах допустимой (номинальной)
величины (≤10%) для ТТ, а также погрешности измерения токов внешних КЗ, вызванные
действием РПН трансформатора;
3. При больших токах внешнего КЗ, которые могут вызвать насыщение ТТ и увеличение погрешности измерения ТТ (>10%), дополнительное торможение обеспечивает
участок характеристики «с»;
4. Дифференциальные токи, превышающие порог «d», вызывают немедленное отключение независимо от величины торможения и содержания гармоник (уставка IDIFF>>). Это рабочий диапазон «быстрого отключения без торможения при больших токах повреждения» или Дифференциальной отсечки;
Рисунок 2.2 – Поясняющая диаграмма характеристики срабатывания / торможения
функции ДЗТ
5. Область дополнительного торможения является рабочей областью детектора
насыщения (см. описание функции дополнительного торможения при внешних повреждениях).
Значения дифференциального и тормозного токов – I ДИФФ и I Т ОР М определяют
положение
рабочей
точки
защиты
относительно
характеристики
срабатывания/торможения Дифзащиты. Если пересечение этих значений образует рабочую
точку, лежащую в области срабатывания, то выдается сигнал отключения. Если указанная
точка пересечения I ДИФФ и I Т ОР М находится вблизи характеристики повреждения (не
менее 80% от наклона характеристики внутреннего повреждения трансформатора), то
отключение будет выполнено, даже если характеристика отключения была сильно
увеличена из-за дополнительного торможения, при пуске, или при обнаружении
апериодической составляющей.
При включении ненагруженного трансформатора под рабочее напряжение, может
возникнуть ток намагничивания (бросок тока) большой величины. Эти токи создают
дифференциальный ток защиты, как в случае повреждения.
При включении трансформаторов на параллельную работу, или при
перевозбуждении силового трансформатора из-за токов намагничивания, вызванных
42
увеличением напряжения и/или понижением частоты, также могут появляться
дифференциальные токи.
Величина тока включения, превышающая номинальный ток в несколько раз,
характеризуется наличием составляющей второй гармоники (с частотой 100 Гц), которая
практически отсутствует в токе короткого замыкания. Если составляющая второй
гармоники превышает заданную пороговую величину, то дифференциальная ступень
блокируется.
Функция блокировки основывается на выявлении составляющей второй гармоники
в броске тока намагничивания трансформатора.
Как только значение основной гармоники дифференциального тока превышает
приблизительно 85% от заданного значения уставки 87B(I-DIFF>), или ток торможения
достигает 85% уставки дополнительного торможения 87B (I-ADD ON STAB),
производится пуск защиты. Если активировано торможение от высших (2-я и более)
гармоник, сначала выполняется анализ наличия гармоник (приблизительно 1 период) для
проверки необходимости блокировки защиты. При отсутствии высших гармоник в
дифференциальном токе (величиной, более заданного порога чувствительности),
отключение будет производиться сразу, как только будут удовлетворены условия
отключения.
Отношение частоты второй гармоники к частоте основной гармоники
предварительно установлено равным (как правило, может не изменяться):
I 2 fN
 15%,
I fN
где
I 2 fN – составляющая (вторая гармоника) тока намагничивания;
I fN – составляющая (первая гармоника) тока намагничивания.
Это отношение может быть уменьшено, чтобы обеспечить более устойчивую
уставку, только при включении в особо неблагоприятных условиях. Торможение при
броске тока может быть дополнено так называемой функцией «перекрестной блокировки».
Это означает, что превышение содержание гармоники только в одной фазе вызывает
блокировку всех трех фаз дифференциальной ступени IДИФФ>.
В связи с тем, что во многих случаях содержание 2-й гармоники в
дифференциальном токе отдельных фаз может быть очень низким (что может привести к
излишним отключениям включаемого трансформатора), согласно рекомендациям
Изготовителя, целесообразно использовать перекрестную блокировку фаз Дифзащиты с
заданной длительностью 3 цикла (по умолчанию). В некоторых случаях, длительность
блокировки может быть увеличена до 5 или 8 циклов.
Перевозбуждение железа трансформатора характеризуется наличием нечетных
(третья и пятая) гармоник в токах фаз. Поскольку в силовом трансформаторе третья
гармоника часто исключается (например, на стороне обмотки, собранной по схеме
«треугольник»), в этих целях может использоваться пятая гармоника.
Как правило, используется предустановленная уставка, равная:
I 5 fN
 30%,
I fN
где
I 5 fN – составляющая (пятая гармоника) тока намагничивания.
Блокировка при броске тока по n-ой гармонике имеет верхнее граничное значение:
если определенное (задаваемое) значение тока превышено, то блокировка более не
эффективна, потому что это соответствует большому току повреждения при внутреннем
коротком замыкании.
В качестве указанного верхнего порога предела чувствительности блокировки
может приниматься бросок тока включения (намагничивания) трансформатора с
необходимым запасом по величине:
43
( I Макс Бр Фазн)  K ОТС  K БР.Т  I
где
НОМ.ТР
,
K ОТС = 1,5 – коэффициент отстройки (запаса);
I НОМ.ТР – номинальный ток опробуемого трансформатора на стороне подключения
к шинам РУ;
K БР.Т = 6÷7 – коэффициент броска тока включения ненагруженного трасформатора
(ориентировочная величина, может быть уточнена при наличии технических данных
завода-изготовителя).
Если дифференциальный ток превышает уставку, то торможения от n-ой гармоники
не происходит.
Как и для торможения при бросках тока, можно задать, чтобы при превышении
содержания гармоники в одной фазе блокировалась все другие фазы дифференциальной
ступени I-DIFF> (функция «перекрестной блокировки»).
Дифференциальная защита трансформаторов, как правило, имеет высокую
чувствительность для того, чтобы обеспечить отключение при небольших токах
повреждения. Сравнительно низкие уставки по току срабатывания не позволяют
использовать функцию контроля дифференциального тока из-за величины тока
нормального режима (нагрузки) трансформатора, который, как правило, значительно
превышает ток срабатывания Дифзащиты. Вследствие сказанного выше, функция
Контроля дифференциального тока для дифференциальной защиты трансформаторов не
эффективна и расчет уставки для нее не рассматривается.
Коэффициент чувствительности ( К Ч ) ДЗТ определяется (только для
чувствительного органа) при металлическом КЗ на выводах (всех сторонах) защищаемого
трансформатора, и его работе в расчетном режиме (рабочем ответвлении регулируемой
обмотки), обусловливающем минимальный ток КЗ, по следующим выражениям:
При I КЗ.МИН  I ТОРМ.НАЧ.П(1) :
I КЗ.МИН
2,
I - DIFF 
I ТОРМ.НАЧ.П(1) – первичное расчетное значение тока начала торможения,
где
соответствующее началу первого участка наклона характеристики;
I КЗ.МИН – минимальное расчетное значение периодической составляющей
суммарного тока КЗ в защищаемой зоне, приведенное к стороне основного питания
трансформатора;
I  DIFF  – минимальный ток срабатывания защиты (при отсутствии
торможения).
При I КЗ.МИН  I Т ОРМ.НАЧ.П(1) , для первого участка наклона характеристики
KЧ 
срабатывания/торможения:
KЧ 
I КЗ.МИН
2,
SLOPE1   I ТОРМ.РАСЧ.П.  BASEPOINT 1
где
– коэффициент торможения первого наклонного участка,
SLOPE1
соответствующий величине тока повреждения;
 I Т ОР М.Р АСЧП. – первичное расчетное значение тока торможения, фактически


равное I КЗ.МИН (при повреждении в защищаемой зоне);
BASEPOINT1 – величина тока базовой точки 1-го наклонного участка
характеристики торможения, или точка пересечения этой характеристики с осью
I Т ОР М
.
I НОМ
44
Или, в случае BASEPOINT1  0 (если характеристика проходит через начало
координат):
I КЗ.МИН
1
KЧ 

 2.
SLOPE1   I ТОРМ.РАСЧ.П. SLOPE1
При
I КЗ.МИН  I Т ОРМ.НАЧ.П(2) , для второго участка наклона характеристики
срабатывания/торможения:
KЧ 
где
SLOPE 2 
 I
I КЗ.МИН
ТОРМ.РАСЧ.П.  BASEPOINT 2
 2,
I Т ОРМ.НАЧ.П(2) – первичное расчетное значение тока начала торможения,
соответствующее началу второго участка наклона характеристики;
– коэффициент торможения второго наклонного участка,
SLOPE 2
соответствующий величине тока повреждения;
BASEPOINT 2 – величина тока базовой точки 2-го наклонного участка
характеристики торможения, или точки пересечения этой характеристики с осью
I Т ОР М
.
I НОМ
Примечание – для Дифзащиты, имеющей уставку по току срабатывания около
0,3  I nO , и SLOPE  0,5(о.е.) , чувствительность обеспечивается в подавляющем
большинстве случаев с запасом, поэтому необходимость в ее проверке возникает крайне
редко, при вероятности КЗ с малыми токами в защищаемой зоне (наличие в защищаемой
зоне элементов первичной схемы, имеющих большое сопротивление).
Дифференциальная токовая защита ошиновки ВН трансформатора, срабатывает
при междуфазных и однофазных КЗ в защищаемой зоне, ограниченной трансформаторами
тока, без выдержки времени действует на:
 отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН Тр;
 пуск УРОВ ВН;
 пуск или на запрет АПВ Линий на стороне ВН трансформатора (по выбору эксплуатации, для схем присоединения Линий через общие выключатели на стороне ВН).
Дифференциальная токовая защита ошиновки на стороне НН АТ, срабатывает при
междуфазных КЗ в защищаемой зоне, ограниченной трансформаторами тока, без выдержки времени действует на:
 отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН Тр;
 пуск УРОВ ВН;
 пуск или запрет АПВ Линий на стороне ВН трансформатора (по выбору эксплуатации, для схем присоединения Линий через общие выключатели на стороне ВН).
2.2. Дифференциальная защита от КЗ на землю
Ограниченная токовая защита от КЗ на землю в обмотке/на ошиновке ВН трансформатора, срабатывает при КЗ на землю в защищаемой зоне, ограниченной трансформаторами тока, без выдержки времени действует на:
 отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН Тр;
 пуск УРОВ ВН;
 запрет АПВ Линий на стороне ВН трансформатора (для схем присоединения
Линий через общие выключатели на стороне ВН).
45
2.3. Резервная защита
Максимальная токовая защита на стороне ВН трансформатора, имеет две ступени
по току срабатывания с пуском/без пуска по минимальному напряжению на сторонах
ВН/СН/НН трансформатора, действующие при междуфазных КЗ в защищаемой зоне.
Ступени 50-2, 50-1 с независимыми выдержками времени действуют на:
 отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН Тр;
 пуск УРОВ ВН;
 запрет АПВ Линий на стороне ВН трансформатора (для схем присоединения
Линий через общие выключатели на стороне ВН).
Примечание – защита предназначена для резервирования быстродействующих
защит при КЗ в трансформаторе и на его выводах СН и НН.
Устройство РЗА ВН используется для реализации функции отдельной МТЗ ВН
трансформаторов 110-220 кВ во всех вариантах исполнения защиты.
Дублирующая функция МТЗ на стороне ВН трансформатора может быть
реализована также в устройствах ДЗТ.
Функция защиты использует измерения фазных трансформаторов тока на стороне
ВН трансформатора.
Примечания:
- Следует отметить особенности исполнения фазовой МТЗ на стороне ВН трансформатора, с учетом схем соединения ТТ, подключаемых к измерительным цепям защиты.
Как правило, для указанной МТЗ понижающего трансформатора с питанием только на
стороне ВН, применяется подключение ТТ со схемой соединения «треугольник», установленных на стороне ВН трансформатора. В этом случае, в измеряемых токах фаз МТЗ физически отсутствуют токи нулевой последовательности, тем самым исключается возможность неселективной работы и необходимость отстройки защиты при КЗ на землю во
внешней сети с заземленной нейтралью.
Однако на трехобмоточных трансформаторах с питанием на сторонах ВН и СН, в
целях повышения чувствительности при КЗ между двумя фазами на стороне НН
трансформатора, указанная защита обычно подключается к ТТ, соединенных по схеме
«звезда с нулем». В связи с этим, для обеспечения селективности действия МТЗ при КЗ на
землю требуются специальные мероприятия по отстройке ее тока срабатывания (см.
ниже).
- В случаях невозможности согласования фазовой МТЗ по току срабатывания с
ТЗНП на стороне ВН трансформатора (по условиям чувствительности защиты), может
быть применено блокирование действия МТЗ при пуске функции ТЗНП, использующей
измерение/расчет тока нулевой последовательности трехфазного комплекта ТТ, к которому
подключена указанная МТЗ ВН (с помощью CFC–логики устройства защиты).
Ток срабатывания МТЗ ВН (максимальная величина) без пуска по напряжению
выбирается по условиям:
Отстройка от максимального рабочего тока перегрузки в послеаварийных режимах:
K
 K СЗП
50  1I    I СЗ  ОТСТР
 I РАБ.МАКС  1,5  1,65  I РАБ.МАКС ,
KВ
K ОТСТР  1,2 – коэффициент отстройки;
где
K СЗП  1,2  1,3 – коэффициент самозапуска электродвигателей для ПС с
непромышленной нагрузкой, в других случаях K СЗП определяется расчетом режима
самозапуска;
KВ  0,95 – коэффициент возврата реле;
I Р АБ.МАКС – максимальный рабочий ток трансформатора на стороне ВН с учетом
перегрузок.
46
Согласование с токами срабатывания МТЗ на сторонах СН и НН трансформатора
при отсутствии (или отключении) питания на стороне СН:


50  1I    I СЗ  K СОГЛ  I СЗ.СН НН   I МАКС.НН СН  ,
где
K СОГЛ  1,1 – коэффициент согласования;
I СЗ.СН НН  – ток срабатывания МТЗ на стороне СН (НН) трансформатора;
I МАКС.НН СН  – максимальный ток нагрузки секции НН (СН) трансформатора, при
отсутствии точных данных может быть принят равным предельной
0,7  I НОМ.ОБМОТКИ ННСН  , где I НОМ.ОБМОТК И ННСН  – номинальный ток обмотки НН (СН).
величине
Пояснение – в приведенном выше выражении рассматривается режим
одностороннего питания трансформатора (только на стороне ВН), при котором условия
отстройки защиты от тока срабатывания МТЗ на одной из сторон без питания
утяжеляются дополнительным учетом тока нагрузки другой стороны без питания
трансформатора.
В случаях необходимости обеспечения чувствительности защиты, уставка может
определяться условиями согласования только с токами срабатывания МТЗ на сторонах СН
и НН трансформатора при наличии питания на стороне СН:
50  1I    I СЗ  K ОТСТР  K ТОК  I СЗ.СН НН  ,
где
K ТОК  1 – коэффициент распределения тока, равный отношению тока в месте
установки МТЗ ВН к току в смежном элементе с которым производится согласование.
Согласование с током срабатывания ТЗНП на стороне ВН трансформатора
(рассматривается режим питания трансформатора на сторонах ВН и СН):
50  1I   I СЗ  K СОГЛ  I СЗ.ТЗНП.ВН ,
где
K СОГЛ  1,1 – коэффициент согласования;
I СЗ.Т ЗНП.ВН – ток срабатывания 2-й ступени ТЗНП на стороне ВН 50N-2 (I>>).
Примечание – согласование МТЗ производится только в случаях, когда это признано целесообразным для надежного электроснабжения потребителей и при этом обеспечивается требуемая чувствительность и быстродействие защиты.
Указанное согласование не требуется в случае соединения обмоток измерительных
ТТ, применяемых для МТЗ по схеме «треугольник».
Ток срабатывания МТЗ ВН (максимальная величина) с пуском по минимальному
напряжению на сторонах СН/НН выбирается по условиям:
Отстройка от максимального рабочего тока перегрузки в послеаварийных режимах:
K
50  1I    I СЗ  ОТСТР  K РЕГ  I НОМ.ТР  1,3  I НОМ.ТР ,
KВ
K ОТСТР  1,2 – коэффициент отстройки;
где
KВ  0,95 – коэффициент возврата реле;
KРЕГ  1,05 – коэффициент, учитывающий допустимое увеличение тока при
регулировании напряжения (РПН);
I НОМ.ТР – номинальный ток трансформатора на стороне ВН, определяется
следующим образом:
SНОМ.ТР
I НОМ.ТР 
,
3  U НОМ.ТР
где
S НОМ.Т Р – номинальная трехфазная полная мощность трансформатора;
U НОМ.ТР – номинальное междуфазное напряжение обмотки ВН трансформатора.
47
Примечание – если I НОМ.Т Р  I Р АБ.МАКС, в качестве расчетного следует
принимать последний.
Согласование с током срабатывания защит на сторонах ВН, СН и НН, аналогично
указанному выше.
.
Напряжение срабатывания органов пуска МТЗ ВН по минимальному напряжению
на сторонах СН/НН (минимальная величина), выбирается по условиям:
Обеспечение возврата пуска защиты после отключения внешнего КЗ:
U МИН
27  1U    U СЗ 
 0,65  0,7  U НОМ.ТР ,
K ОТСТР  K В
где
U СЗ – напряжение срабатывания;
U МИН  0,85  0,9  U НОМ.ТР ; – междуфазное напряжение в месте установки органа
пуска, в условиях самозапуска электродвигательной нагрузки после отключения внешнего
КЗ;
UНОМ.ТР – номинальное рабочее напряжение на стороне СН(НН) трансформатора;
K В = 1,05 – коэффициент возврата реле;
K ОТСТР = 1,2 – коэффициент отстройки
Отстройка от напряжения самозапуска после повторного включения (АПВ, АВР)
заторможенных электродвигателей:
U
27  1U    U СЗ  СЗП  0,6  U НОМ.ТР ,
K ОТСТР
U СЗП  0,7 U НОМ.ТР – междуфазное напряжение в месте установки органа пуска в
где
условиях
самозапуска
заторможенных
электродвигателей,
принимаемое
для
ориентировочных расчетов; в общем случае U СЗП определяется расчетом режима
самозапуска;
K ОТСТР = 1,2 – коэффициент отстройки.
Примечание – пуск МТЗ ВН по минимальному напряжению на сторонах СН/НН
осуществляется посредством передачи соответствующих бинарных сигналов от
терминалов защит трансформатора на сторонах СН/НН в терминал защиты на стороне ВН.
Выдержка времени МТЗ (с пуском/без пуска) напряжения на отключение
трансформатора на всех сторонах и пуск УРОВ ВН:
50  1T   TС.З.ПРЕД  TЗАП ,
TС.З.ПРЕД – выдержка времени последних ступеней МТЗ на сторонах СН, НН, или
где
ТЗНП на стороне ВН трансформатора;
TЗАП  0,3  0,4 с – время запаса (ступень селективности).
Примечание – при расчете первичного или вторичного тока срабатывания МТЗ,
использующей цепи ТТ, соединенных по схеме «треугольник», следует учитывать т.н.
«коэффициент схемы» ( K СХ ): величина вторичного тока, полученная как частное при
делении первичного тока срабатывания на номинальный коэффицент трансформации ТТ,
должна быть умножена на K СХ = 3 (увеличена в
3 ), т.е.:
I СЗ(СР)  I СЗ(СР).РАСЧ  3,
I СЗ(СР) – задаваемая величина уставки МТЗ по току срабатывания (соответственно
где
первичная или вторичная величина);
I СЗ(СР).РАСЧ – расчетная величина уставки МТЗ по току срабатывания
(соответственно первичная или вторичная величина);
48
√3 – коэффициент схемы ТТ защиты, соединенных по схеме «треугольник».
Коэффициент чувствительности ( K Ч ) МТЗ на стороне ВН трансформатора
определяется при внешних металлических КЗ в соответствии с требованиями п.3.2.21 и
п.3.2.25 ПУЭ РФ по выражениям:
Для органа тока:
KЧ 
I КЗ.МИН
,
I СЗ
где
I КЗ.МИН – минимальный (по режиму) ток в месте установки защиты при КЗ в трех
фазах в конце зоны резервирования (на шинах СН/НН трансформатора) в расчетной точке;
I СЗ – ток срабатывания защиты.
При этом:
Кч ≥1,5 при КЗ на выводах обмотки ВН трансформатора;
Кч ≥1,2 при КЗ в конце зоны резервирования защиты (шины СН/НН
трансформатора)
Для органа напряжения на сторонах СН и НН трансформатора:
KЧ 
где
U СЗ
U КЗ.МАКС
,
U СЗ – напряжение срабатывания защиты;
U КЗ.МАКС – максимальное (по режиму) напряжение в месте установки защиты при
КЗ в трех фазах в конце зоны резервирования (на шинах СН/НН трансформатора) в
расчетной точке.
При этом:
Кч ≥1,5 при КЗ на выводах обмотки ВН трансформатора.
Токовая защита обратной последовательности на стороне ВН трансформатора,
имеет две ступени по току срабатывания, действующие при несимметричных КЗ в защищаемой зоне.
Ступени 46-2, 46-1 с независимыми выдержками времени действуют на:
 отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН Тр;
 пуск УРОВ ВН;
 запрет АПВ Линий на стороне ВН трансформатора (для схем присоединения
Линий через общие выключатели на стороне ВН).
Токовая защита нулевой последовательности на стороне ВН трансформатора,
выполненная на отдельном измерительном входе устройства, подключенном к однофазному трансформатору тока на стороне нейтрали обмотки, или использующая расчетный
ток нулевой последовательности, имеет две ступени по току срабатывания, действующие
при несимметричных КЗ в защищаемой зоне.
Ступень 50N-1 (с меньшей уставкой по току срабатывания):
C первой независимой выдержкой времени, действует на отключение смежного
трансформатора на стороне ВН, при работе последнего с разземлённой нейтралью.
Со второй независимой выдержкой времени, при наличии СВ на стороне ВН
трансформатора, действует на:
 отключение СВ на стороне ВН трансформатора (разделение шин ВН);
 пуск АПВ СВ на стороне ВН трансформатора.
Ступень 50N-2 (с большей уставкой по току срабатывания), с первой независимой
выдержкой времени действует на:
 отключение выключателя (выключателей) на стороне ВН трансформатора;
 пуск УРОВ ВН;
 пуск АПВ Линий на стороне ВН трансформатора (для схем присоединения Линий через общие выключатели на стороне ВН);
49
со второй независимой выдержкой времени действует на:
 отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН Тр;
 пуск УРОВ ВН;
 запрет АПВ Линий на стороне ВН трансформатора (для схем присоединения
Линий через общие выключатели на стороне ВН).
Примечание – защита предназначена для резервирования быстродействующих
защит при КЗ на землю в обмотке и на стороне (в сети) ВН трансформатора, имеющего
питание на стороне СН.
Функция защиты может использовать прямое измерение тока в нулевом проводе
трансформаторов тока на стороне ВН трансформатора, или соответствующий расчетный
ток нулевой последовательности.
Другой вариант исполнения ТЗНП предусматривает использование однофазного ТТ
в заземленной нейтрали трансформатора, подключенного к отдельному измерительному
входу устройства защиты (как правило ДЗТ).
Устройство РЗА ВН может использоваться для реализации функции ТЗНП ВН
трансформаторов 110-220 кВ во всех вариантах исполнения защиты, при этом, для
измерения тока нулевой последовательности может применяться отдельный
измерительный вход устройства, подключенный в нулевой провод комплекта ТТ на
стороне ВН трансформатора (соединенных по схеме «звезда с нулем»), либо
использоваться величина тока нулевой последовательности, вычисляемая из токов трех
фаз указанного ТТ.
Устройство ДЗТ также применяется для реализации функции ТЗНП ВН
трансформаторов 110-220 кВ во всех вариантах исполнения защиты, т.к. имеет отдельный
вход, подключенный к ТТ в заземленной нейтрали обмотки ВН, используемый как для
Ограниченной защиты от КЗ на землю, так и для функции ТЗНП.
Специальные пояснения:
- ТЗНП на стороне ВН трехобмоточного трансформатора применяется (вводится
в действие на отключение) в его комплектах защиты только в режимах работы трансформатора с заземленной нейтралью и при наличии источника питания на стороне СН (в т.ч.,
параллельная работа двух трансформаторов ПС на сторонах ВН/СН).
- Функция ТЗНП на стороне ВН с измерением или расчетом тока нулевой последовательности трехфазного комплекта ТТ на стороне ВН трансформатора может рассматриваться только в качестве резервной. Основной функцией ТЗНП ВН является однофазная
токовая защита, параметрируемая на отдельном измерительном аналоговом входе устройства, подключенном к ТТ, установленному в нейтрали трансформатора, поскольку эта защита наиболее полноценно выполняет функции как дальнего, так и ближнего резервирования (обмотка ВН трансформатора).
- В случае выполнения ТЗНП ВН только с измерением или расчетом тока нулевой
последовательности трехфазного комплекта ТТ на стороне ВН трансформатора (например,
при отсутствии однофазного ТТ в нейтрали), должна быть обеспечена чувствительность
данной защиты или МТЗ ВН (см. ниже) при КЗ на землю в обмотке ВН трансформатора, с
учетом вероятного уменьшения величины тока нулевой последовательности или фазы,
протекающего в защите, при разделении шин ВН (предварительным действием ТЗНП).
Ток срабатывания 1-й ступени ТЗНП на стороне ВН 50N-1 (максимальная
величина) выбирается по условию отстройки от максимального тока нулевой
последовательности в режимах:
Отстройка от тока небаланса при 3-х фазном КЗ на стороне НН/СН данного
трансформатора, или за трансформаторами данной и противоположной ПС:
50 N  1( I )  I СЗ  KОТСТР  I 0 НЕБ  1,25  I 0 НЕБ ,
где
I СЗ – ток срабатывания защиты;
K ОТСТР  1,25 – коэффициент отстройки;
50
I 0 НЕБ – ток небаланса в нулевом проводе ТТ в установившемся режиме, приближенно определяется по выражению:
I 0 НЕБ  KНЕБ  I РАСЧ,
K НЕБ – коэффициент небаланса, определяемый в соответствии с кратностью тока
где
режима по отношению к номинальному току ТТ защиты, равный:
0,05 – при кратности тока  2  3;
0,05  0,1 – при кратности  0,7  0,8 K ПРЕД.КРАТ.ТТ , где
K ПРЕД.КРАТ.Т Т – коэффициент предельной кратности тока данного ТТ;
I Р АСЧ – ток в месте установки защиты в рассматриваемых режимах техфазного КЗ.
Примечание – если защита согласована по времени с защитами от междуфазных КЗ
на сторонах НН (СН) указанных трансформаторов, данная отстройка по току
срабатывания не осуществляется.
Отстройка от тока небаланса в послеаварийном нагрузочном режиме
трансформатора:
K
50 N  1I    I СЗ  ОТСТР  I 0 НЕБ  3I 0 Н.Р  1,3  I 0 НЕБ  3I 0 Н.Р ,
KВ
где
K В = 0,95 – коэффициент возврата реле;
3I 0 Н.Р – ток нулевой последовательности в несимметричных послеаварийных




режимах работы сети (например неполнофазный режим смежной Линии в сети ВН);
I 0 НЕБ – ток небаланса в нулевом проводе ТТ в установившемся режиме, в котором
I РАСЧ – ток в месте установки защиты в рассматриваемых режимах: послеаварийный
нагрузочный режим, качания и т.д.
Согласование с током срабатывания ТЗНП смежных Линий на стороне ВН
трансформатора:
50 N  1I    I СЗ  K CОГЛ  K ТОК  I СЗ.ТЗНП.ПРЕД ,
где
K СОГЛ  1,1 – коэффициент согласования;
K ТОК – коэффициент распределения тока нулевой последовательности, равный
отношению тока в месте установки ТЗНП ВН к току в смежном элементе с которым
производится согласование;
I СЗ.Т ЗНП.ПРЕД – ток срабатывания наиболее чувствительной ступени ТЗНП Линии
на стороне ВН.
Примечания:
- Согласование ТЗНП производится только в случаях, когда это признано целесообразным для надежного электроснабжения потребителей и при этом обеспечивается
требуемая чувствительность защиты.
- Все токи в расчетах приведены к напряжению ВН.
Выдержки времени ТЗНП ВН:
Для выполнения действия ТЗНП ВН трансформатора с четырьмя выдержками
времени, могут быть использованы две ступени ТЗНП: 50N-1 (I>) и дополнительно –
50N-2 (I>>), с идентичными уставками по току срабатывания, с действием на:
– Отключение смежного трансформатора на стороне ВН (при работе последнего с
разземленной нейтралью):
50 N  1T 1  TС.З.ПРЕД  TЗАП ,
– Отключение Секционного выключателя (при соответствующей схеме РУ) на
стороне ВН трансформатора:
51
50 N  1T 2  50 N  1T1  TЗАП ,
где
TС.З.ПРЕД – выдержка времени ТЗНП, с которой производится согласование (2-х или
3-х ступеней резервных защит от замыканий на землю смежных присоединений в сети
ВН);
TЗАП  0,3  0,4с – время запаса (ступень селективности).
 Отключение Выключателя ВН трансформатора и пуск УРОВ ВН:
50 N  2T1  50 N  1T 2  TЗАП.
– Отключение трансформатора на всех сторонах:
50 N  2T 2  50 N  2T1  TЗАП.
Микропроцессорные устройства имеют внутреннюю функцию торможения при
бросках тока намагничивания. Данная функция предотвращает срабатывание
направленных и ненаправленных ступеней защиты, включенных на ток нулевой
последовательности (или фазные токи), от токов переходного режима включения
трансформатора. После обнаружения бросков тока намагничивания, превышающих
значение тока срабатывания, генерируются специальные сигналы наличия броска тока
намагничивания.
При этом также запускается заданная выдержка времени на отключение.
Данные сигналы также вызывают появление аварийных сообщений и запускают
задаваемую выдержку времени на отключение. Если условия броска тока намагничивания
сохраняются, и выдержка времени истекла, выдается соответствующее сообщение, но
отключение от токовой защиты при этом заблокировано.
Бросок тока намагничивания содержит достаточно большую составляющую второй
гармоники (составляющая двойной номинальной частоты), которая практически
отсутствует в токе повреждения. Торможение при броске тока намагничивания
основывается на оценке составляющей второй гармоники, имеющийся в броске тока
намагничивания.
При введенном торможении и броске тока намагничивания, сообщение о пуске
обычно задерживается на весь период броска тока намагничивания, если в это время не
производится включение. При этом, выдержки времени элементов токовой защиты
запускаются без задержек, даже при введенном торможении при броске тока
намагничивания. Выдержка времени продолжает завершаться даже при наличии броска
тока намагничивания. Если условие блокировки при броске тока намагничивания
пропадает после истечения выдержки времени, отключение производится мгновенно.
Поэтому использование торможения при броске тока намагничивания не приводит к
дополнительной задержке в отключении. Если ступень возвращается во время блокировки
при броске тока намагничивания, то соответствующая выдержка времени сбрасывается.
Блокировка при броске тока имеет верхнее граничное значение: если определенное
(задаваемое) значение тока превышено, то блокировка более не эффективна, потому что
это соответствует большому току повреждения при внутреннем коротком замыкании.
В качестве указанного верхнего порога предела чувствительности блокировки
может приниматься бросок тока включения (намагничивания) трансформатора с
необходимым запасом по величине:
( I Макс Бр Фазн)  K ОТС  K БР.Т  I НОМ.ТР ,
где
K ОТС = 1,5 – коэффициент отстройки (запаса);
I НОМ.ТР – номинальный ток опробуемого трансформатора на стороне подключения
к шинам РУ;
K БР.Т = 6÷7 – коэффициент броска тока включения ненагруженного трасформатора
(ориентировочная величина, может быть уточнена при наличии технических данных
завода-изготовителя).
52
Коэффициент отношения второй гармоники к основной гармонике, как правило,
принимается по умолчанию:
I 2 fN
I fN
где
 15% ,
I 2 fN – составляющая (вторая гармоника) тока намагничивания;
I fN – составляющая (первая гармоника) тока намагничивания.
Эта уставка может использоваться без изменений. Меньшие значения могут быть
заданы для обеспечения дополнительного торможения в особых случаях, когда условия
включения особенно неблагоприятны.
Как указывалось выше, торможение при броске тока намагничивания имеет
верхний предел по току. При превышении данного тока (регулируемый параметр)
блокировка выводится, поскольку в этом случае предполагается наличие повреждения с
большим значением тока.
Торможение при броске тока может быть дополнено так называемой функцией
«перекрестной блокировки». Это означает, что превышение содержание гармоники только
в одной фазе вызывает блокировку всех трех фаз фазной МТЗ.
В связи с тем, что во многих случаях содержание 2-й гармоники в токе отдельных
фаз может быть очень низким (что может привести к излишним отключениям
включаемого трансформатора), согласно рекомендациям Изготовителя, целесообразно
использовать перекрестную блокировку фаз МТЗ с заданной длительностью 0,06÷0,180
сек.
В большинстве случаев, использование торможения при бросках тока
намагничивания для функции ТЗНП является неактуальным, т.к. обычно выдержка
времени защиты превышает время броска тока включения трансформатора.
Проверка чувствительности ТЗНП ВН трансформатора
Коэффициент чувствительности ( K Ч ) ТЗНП на стороне ВН трансформатора
определяется при внешних металлических КЗ на землю, в соответствии с требованиями
п.3.2.21 и п.3.2.25 ПУЭ РФ по выражению:
KЧ 
3I О.З
,
I СЗ
3I О.З – минимальный (по режиму) утроенный ток нулевой последовательности в
где
месте установки защиты при КЗ на землю одной фазы в расчетной точке;
I СЗ – ток срабатывания защиты.
При этом:
Кч ≥1,5 при КЗ на землю на ошиновке ВН трансформатора;
Кч ≥1,2 при КЗ на землю в конце зоны резервирования защиты (смежные
присоединения в сети ВН, защиты которых резервируются ТЗНП ВН трансформатора).
Защита минимального напряжения (ЗМН) на стороне ВН трансформатора, имеет две ступени по напряжению срабатывания, из которых используется только Первая (с
контролем наличия тока присоединения для предотвращения неправильного срабатывания).
I ступень, при снижении напряжения на системе шин ВН, действует на:
 пуск (разрешение срабатывания) МТЗ на стороне ВН трансформатора.
Токовая защита от перегрузки на стороне ВН трансформатора, при превышении
уставки срабатывания по току нагрузки фазы на стороне ВН трансформатора, с заданной
независимой выдержкой времени действует на сигнал.
53
Максимальная токовая защита на стороне СН трансформатора, имеет две ступени
по току срабатывания с пуском по минимальному напряжению на стороне СН
трансформатора, действующие при междуфазных КЗ в защищаемой зоне.
Ступень 50-1 (с меньшей уставкой по току срабатывания), с независимой выдержкой времени действует на:
– отключение Секционного выключателя на стороне СН трансформатора (разделение секций шин СН в режиме их параллельной работы);
– пуск АПВ СВ на стороне СН трансформатора.
Ступень 50-2 (с большей уставкой по току срабатывания), с первой независимой
выдержкой времени действует на:
– отключение выключателя СН трансформатора;
– блокирование пуска АВР секций шин СН (при отключении выключателя трансформатора);
– пуск АПВ СН.
Со второй независимой выдержкой времени действует на:
– отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН Тр;
– пуск УРОВ ВН;
– блокирование пуска АВР секций шин СН (при отключении выключателя трансформатора);
– запрет АПВ СН;
– запрет АПВ Линий на стороне ВН трансформатора (для схем присоединения Линий через общие выключатели на стороне ВН).
Токовая защита обратной последовательности на стороне СН трансформатора,
имеет две ступени по току срабатывания, действующие при несимметричных КЗ в
защищаемой зоне.
Ступень 46-1 (с меньшей уставкой по току срабатывания), с независимой выдержкой времени действует на:
– отключение Секционного выключателя на стороне СН трансформатора (разделение секций шин СН в режиме их параллельной работы);
– пуск АПВ СВ на стороне СН трансформатора.
Ступень 46-2 (с большей уставкой по току срабатывания):
С первой независимой выдержкой времени действует на:
– отключение выключателя СН трансформатора;
– блокирование пуска АВР секций шин СН (при отключении выключателя трансформатора);
– пуск АПВ СН.
Со второй независимой выдержкой времени действует на:
– отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН Тр;
– пуск УРОВ ВН;
– блокирование пуска АВР секций шин СН (при отключении выключателя трансформатора);
– запрет АПВ СН;
– запрет АПВ Линий на стороне ВН трансформатора (для схем присоединения Линий через общие выключатели на стороне ВН).
Защита минимального напряжения (ЗМН) на стороне СН трансформатора, имеет
две ступени по напряжению срабатывания (без контроля наличия тока присоединения).
Ступень 27-1 при симметричном снижении междуфазных напряжений на шинах
СН, с блокированием действия при неисправности (обрыве) цепей напряжения, с заданной
независимой выдержкой времени действует на:
– отключение выключателя СН трансформатора (с последующим пуском АВР секций шин СН);
Ступень 27-2 при снижении напряжения на шинах СН, действует на:
54
– пуск (разрешение срабатывания) МТЗ СН/ВН трансформатора.
Токовая защита от перегрузки на стороне СН трансформатора. При превышении
уставки срабатывания по току нагрузки фазы на стороне СН трансформатора, с заданной
независимой выдержкой времени действует на сигнал.
Орган напряжения нулевой последовательности защиты от замыкания на землю в
сети СН, с фиксированной уставкой по напряжению и заданной независимой выдержкой
времени действует на сигнал. Функция ANSI 64 блокируется при срабатывании защиты
повышения напряжения обратной последовательности ANSI 59(U2).
Максимальная токовая защита выключателя НН трансформатора, имеет две
ступени по току срабатывания с пуском по минимальному напряжению на секции шин
НН, действующие при междуфазных КЗ в защищаемой зоне.
Ступень 50-1 (с меньшей уставкой по току срабатывания), с независимой выдержкой времени действует на:
– отключение Секционного выключателя на стороне НН трансформатора (разделение секций шин в ремонтном режиме РУ НН).
Примечание – здесь и далее: действие осуществляется в режиме включения
резервного питания смежной секции НН через Секционный выключатель (нормально
отключен) от секции ввода данного Трансформатора (используется по условиям
эксплуатации).
Ступень 50-2 (с большей уставкой по току срабатывания), с независимой
выдержкой времени действует на:
 отключение выключателя НН трансформатора;
 пуск УРОВ НН;
 блокирование пуска АВР секций шин НН (при отключении выключателя НН
трансформатора);
 пуск АПВ выключателя НН трансформатора.
Токовая защита обратной последовательности выключателя НН трансформатора,
имеет две ступени по току срабатывания, действующие при несимметричных КЗ в
защищаемой зоне.
Ступень 46-1 (с меньшей уставкой по току срабатывания), с независимой
выдержкой времени действует на:
отключение Секционного выключателя на стороне НН трансформатора (разделение
секций шин в ремонтном режиме РУ НН).
Примечание – действие используется по условиям эксплуатации.
Ступень 46-2 (с большей уставкой по току срабатывания), с независимой выдержкой времени действует:
 на отключение выключателя НН трансформатора;
 на пуск УРОВ НН;
 на блокирование пуска АВР секций шин НН (при отключении выключателя НН
трансформатора);
 на пуск АПВ выключателя НН трансформатора.
Защита минимального напряжения (ЗМН) на стороне НН трансформатора,
действующая при снижении напряжения на секции шин НН.
Ступень 27-1 при симметричном снижении напряжения с заданной независимой
выдержкой времени действует на:
 отключение выключателя НН трансформатора (с последующим пуском АВР
секций шин НН).
Ступень 27-2 без выдержки времени действует:
 пуск (разрешение срабатывания) МТЗ НН/ВН трансформатора.
Орган напряжения нулевой последовательности защиты от замыкания на землю в
сети НН, с фиксированной уставкой по напряжению и заданной независимой выдержкой
55
времени действует на сигнал. Функция ANSI 64 блокируется при срабатывании защиты
повышения напряжения обратной последовательности ANSI 59(U2).
2.4. Устройство резервирования при отказе выключателя
Внутренняя функция резервирования отказа выключателя трансформатора (реализуется в МП устройстве защиты/управления трансформатора), пускается при срабатывании защит на отключение выключателя ВН трансформатора, с контролем наличия минимального тока в его цепи. В случае использования двухступенчатого действия УРОВ:
С 1-й заданной выдержкой времени (1-я ступени УРОВ) действует на:
 повторное отключение выключателя ВН трансформатора.
Со 2-й заданной выдержкой времени (2-я ступени УРОВ) действует на:
 отключение всех выключателей трансформатора и выключателей смежных присоединений на стороне ВН трансформатора непосредственно, или через схему ДЗШ.
Примечание – при установке устройства ДЗШ РУ, имеющего функции УРОВ присоединений шин, по преимуществу используется базовая функция УРОВ в устройстве
ДЗШ с пуском при срабатывании защит на отключение выключателя.
Функция резервирования отказа выключателя трансформатора в устройстве Дифференциальной токовой защиты шин РУ (реализуется в устройстве ДЗШ, имеющей функцию УРОВ присоединений шин), пускается при срабатывании защит на отключение выключателя трансформатора, с контролем наличия минимального тока в его цепи.
Применяется (как правило) двухступенчатое действие УРОВ с контролем наличия
тока присоединения. Действует, через схему центрального устройства ДЗШ с заданными
независимыми выдержками времени.
При пуске от защит трансформатора:
С выдержкой времени 1-й ступени УРОВ:
 на повторное отключение выключателя ВН трансформатора.
С выдержкой времени 2-й ступени УРОВ:
 на отключение выключателей присоединений шин РУ ВН (основное действие);
 на отключение всех выключателей трансформатора (дополнительное действие,
реализуется в том случае, если введено действие ДЗШ на отключение данного выключателя).
При пуске от ДЗШ:
С выдержкой времени 2-й ступени УРОВ:
 на отключение всех выключателей трансформатора (действие, реализуется в том
случае, если введено действие ДЗШ на отключение данного выключателя).
Функция резервирования отказа выключателя НН трансформатора.
При срабатывании защит на отключение выключателя НН трансформатора, с контролем наличия минимального тока в его цепи, с заданной независимой выдержкой времени действует на:
 отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН Тр;
 пуск УРОВ ВН;
 запрет АПВ Линий на стороне ВН трансформатора (для схем присоединения
Линий через общие выключатели на стороне ВН).
2.5. Автоматическое повторное включение
Функция
автоматического
повторного
включения
выключателя
СН
трансформатора, имеет 1 крат (цикл) срабатывания, пускается по факту срабатывания
защит выключателя СН трансформатора на отключение выключателя, с проверкой его
отключенного положения.
56
С заданной независимой выдержкой времени действует на включение выключателя
в каждом цикле.
Функция
автоматического
повторного
включения
выключателя
НН
трансформатора, имеет 1 крат (цикл) срабатывания, пускается по факту срабатывания
защит НН трансформатора на отключение выключателя, с проверкой его отключенного
положения. С заданной независимой выдержкой времени действует на включение
выключателя.
3. Выбор параметров срабатывания МП РЗА автотрансформаторов 220-750 кВ
3.1. Дифференциальная защита
Продольная дифференциальная токовая защита АТ, срабатывает при междуфазных
и однофазных КЗ в защищаемой зоне), ограниченной трансформаторами тока, исключая
однофазные замыкания на землю на стороне сети с изолированной нейтралью – НН АТ,
без выдержки времени действует:
 на отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН АТ, с пуском УРОВ;
 на запрет АПВ выключателей на сторонах ВН, СН АТ.
Принцип действия дифзащиты основан на измерении и сравнении токов всех
сторон автотрансформатора, отдельно для каждой фазы, с учетом коэффициентов
трансформации между его обмотками.
Дифференциальный (рабочий) ток дифзащиты представляет собой модуль
геометрической (векторной) суммы всех измеряемых токов сторон автотрансформатора.
При этом предполагается, что токи, втекающие в защищаемую зону имеют одинаковый
«положительный» знак, и наоборот.
Тормозной ток (препятствующий действию рабочего тока) дифзащиты
представляет собой сумму модулей всех измеряемых токов сторон АТ.
Функция дифференциальной токовой защиты АТ включает два основных
принципиальных алгоритма действия (см. Рисунок 3.1):
 Характеристика действия защиты с токовым торможением, представляющая собой чувствительный орган защиты с током срабатывания, величина которого увеличивается пропорционально (в общем случае) тормозному току защиты, и уставкой начального
тока срабатывания ниже номинального тока АТ (при отсутствии торможения на начальном
заданном участке характеристики).
 Характеристика быстрого действия защиты при повреждениях с низким сопротивлением в защищаемой зоне, представляющая собой грубый орган защиты с высоким
порогом тока срабатывания (дифференциальная отсечка), который не ограничивается
имеющимися тормозными характеристиками защиты и, вследствие этого, должен превышать максимально возможный дифференциальный ток небаланса дифзащиты при сквозных (внешних) повреждениях.
Ток включения, или иначе, бросок тока намагничивания ненагруженного силового
автотрансформатора для продольной дифзащиты является дифференциальным током небаланса, который требует специальных технических мер для обеспечения не действия защиты в режимах коммутации автотрансформатора на стороне питания, таких, как блокирование действия основной (чувствительной) ступени дифзащиты при появлении гармонических составляющих (в основном второй гармоники с частотой 100Гц) в измеряемых
токах защиты.
При сквозных токах короткого замыкания (КЗ) большой величины (повреждение
вне зоны защиты) возможно возникновение значительных дифференциальных токов
небаланса, превышающих порог срабатывания основной (чувствительной) ступени
дифзащиты,
вследствие
увеличения погрешности измерения, или насыщения
57
трансформаторов тока одной из сторон автотрансформатора. Для предотвращения
излишних срабатываний дифзащиты в таких случаях, используется функция эффективного
торможения токами, протекающими на всех сторонах объекта (сумма модулей токов).
Отстройка (не действие) дифзащиты при внешних КЗ обеспечивается, в основном,
правильным выбором наклона характеристики срабатывания (торможения) реле, который
определяется величиной коэффициента торможения, представляющей собой tg α (или тангенс tg угла наклона характеристики срабатывания/торможения).
Рисунок 3.1 – Характеристика срабатывания продольной дифференциальной защиты АТ
Дифференциальная токовая защита ошиновки на стороне ВН (СН) АТ, срабатывает
при междуфазных и однофазных КЗ в защищаемой зоне, ограниченной трансформаторами
тока, без выдержки времени действует:
 на отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН АТ, с пуском УРОВ;
 на запрет АПВ выключателей на стороне ВН, СН АТ.
Функция ДЗО ВН(СН) рассматривается применительно к автотрансформатору,
присоединенному через два выключателя к шинам и/или к другому, смежному присоединению. Устройство защиты, реализующее данную функцию, должно иметь не менее трех
(по числу сторон присоединения ошиновки) отдельных групп трехфазных аналоговых
входов для прямого измерения токов трех групп ТТ.
Если трансформаторы тока, расположенные по сторонам защищаемого объекта,
имеют различные первичные токи, то, как правило, внешних выравнивающих устройств
не требуется т.к. выравнивание (или приведение) токов осуществляется в устройстве с
помощью расчетного алгоритма.
Поскольку на сторонах ошиновки могут использоваться трансформаторы тока с
различными первичными номинальными токами, то в качестве номинального тока объекта
(шин) I NObj принимается номинальный рабочий ток, который будет являться базовым для
всех остальных токов. Уставки функций защиты будут определяться в относительных величинах относительно этого базового тока. Обычно, в этом качестве, выбирается максимальный номинальный первичный ток ТТ.
58
Для ДЗО ВН(СН) автотрансформатора рекомендуются следующие условия выбора
уставок основной (чувствительной) функции дифзащиты.
Выбор уставки минимального тока срабатывания защиты производится по условию отстройки от тока в реле при обрыве вторичных цепей защиты в нагрузочном режиме:
87 B( I  DIFF )  K ОТС  I МАКС.ДЛ.ДО П  1,2  I МАКС.ДЛ.ДО П ,
где
присоединений
I МАКС.ДЛ.ДО П – максимальный длительно допустимый ток нагрузки
ошиновки;
K ОТС  1,2 – коэффициент отстройки.
Примечания:
1. В целях повышения чувствительности защиты шин в качестве I МАКС.ДЛ.ДО П
рекомендуется принять максимальный длительно допустимый ток самого нагруженного
присоединения, в данном случае, это может быть сквозной ток нагрузки смежных присоединений
на стороне ВН, или ток самого автотрансформатора. При затруднении в определении
действительных токов нагрузки, следует принять максимальный номинальный первичный ток ТТ.
2. Отстройка по току от максимального тока небаланса в переходном режиме
внешнего короткого замыкания, принципиально не требуется, т.к. для данной защиты
используется функция торможения током повреждения для отстройки от возможных
срабатываний при внешних КЗ.
Расчет коэффициента торможения дифзащиты ошиновки ВН автотрансформатора
87B (определение наклона первого участка характеристики срабатывания/торможения).
Расчет коэффициента торможения Кторм1, как правило, с учетом необходимых
корректировок, таких как:
 исключение составляющей регулирования напряжения в токах небаланса и торможения;
 принятие значения I Б.ТОРМ(1)  0 .
Т.о., основное выражение для определения коэффициента торможения ДЗО
приобретает вид:
1,5  (2    0,05) 3    0,075
87 B( Kторм1) 

.
2    0,05
1,95  
При условии, что f i  0,1, K ТОРМ ДЗО имеет определенную величину:
87 B( Kторм1)  0,375 / 1,85  0,2.
Примечание. Приведенная выше величина КТОРМ (SLOPE1) рассчитана на основе
методик, традиционно применявшихся ранее в практике эксплуатации, и в предположении
использования достоверных технических данных ТТ и расчетных токов КЗ.
Однако в подобных случаях (при получении расчетной величины КТОРМ < 0,5),
пользователь вправе принять в качестве рабочей уставки, обеспечивающей граничное
условие по чувствительности ДЗО (КЧ=2), величину КТОРМ = 0,5.
Различие подходов в вопросе определения коэффициента торможения дифзащиты
объясняется не столько стандартами изготовления ТТ, сколько методологией
предварительного выбора ТТ, допускающей использование для дифзащиты ТТ с
характеристиками не соответствующими (в ряде случаев) жесткому требованию
обеспечения погрешности измерения симметричного тока (не выше 10%).
В основном, такой упрощенный способ выбора Кторм рекомендуется
западноевропейскими изготовителями микропроцессорных защит, как позволяющий
значительно снизить стоимость применяемых ТТ. При этом, предусматривается, что новые
цифровые устройства дифзащиты должны иметь специальные характеристики и свойства,
позволяющие избежать неправильных срабатываний, вследствие некорректного измерения
токов указанными ТТ.
59
В случаях невозможности выполнения проверки ТТ на соответствие максимально
допустимой погрешности измерения (не выше 10%), или определения действительной величины погрешности из-за отсутствия достоверных данных (необходимых для расчетов), в
соответствии с рекомендацией Изготовителя (и вследствие отсутствия альтернативных методик), следует задавать величину:
87(SLOPE1) ≥ 0,5 (о.е.).
Дополнительная характеристика (ветвь) предназначенная для предотвращения действия защиты при больших токах внешнего повреждения, которые могут вызвать насыщение и увеличение погрешности измерения ТТ (>10%), для функции ДЗО может использоваться с параметрами идентичными параметрам первой характеристики (SLOPE1), или
(при невозможности) - приниматься I ТОРМ / I НОМ минимальная уставка наклона характеристики торможения №2.
Для функции дифзащиты шин/ошиновки дополнительная пороговая величина
87B(I-DIFF>>) – Дифференциальная отсечка, как правило, не определяется, ввиду практической невозможности выбора критерия срабатывания, т.к. данная функция предназначена
для ликвидации КЗ с большими токами при повреждениях в защищаемой зоне элементов,
обладающих значительным внутренним сопротивлением (например, автотрансформаторы), а ток срабатывания I-DIFF>> должен превышать ток сквозного КЗ.
Нач. точка 1
Нач. точка 2
I доп. торможения
Угол наклона 1
Угол наклона 2
Рисунок 3.3- Диаграмма характеристики срабатывания/торможения для функции ДЗО
Ограниченная токовая защита от КЗ на землю в обмотке/на ошиновке ВН/СН автотрансформатора, срабатывает при КЗ на землю в защищаемой зоне, ограниченной трансформаторами тока, без выдержки времени действует:
 на отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН АТ, с пуском УРОВ;
 на пуск или на запрет АПВ выключателей на стороне ВН, СН АТ (по выбору
эксплуатации).
Устройство дифзащиты (основная функция) содержит дополнительную функцию
Ограниченной токовой защиты от замыканий на землю, применение которой на сторонах
ВН и СН (750-110 кВ) автотрансформатора, как правило, позволяет повысить
60
чувствительность защиты при КЗ в обмотке ВН/СН автотрансформатора на землю вблизи
заземленной нейтрали.
Указанная функция может применяться для обмоток автотрансформатора, имеющих
глухозаземленную нейтраль. В настоящих Указаниях, эта защита рассматривается
применительно к обмотке ВН/СН автотрансформатора.
Условием применения данной защиты является наличие трансформатора тока,
установленного в цепи заземления нейтрали и подключаемого к отдельному
измерительному входу устройства РЗА.
Т.о., защищаемая зона ограничивается: ТТ в нейтрали и фазными ТТ на сторонах
ВН и СН трансформатора.
При замыкании на землю в защищаемой зоне, в нейтрали будет протекать ток. В
сетях с заземленной нейтралью от энергосистемы будет протекать ток нулевой
последовательности, измеряемый как геометрическая сумма токов фаз ТТ на сторонах ВН
и СН автотрансформатора, соединенных по схеме «звезда с нулем». Направление
указанных токов в сторону защищаемой зоны, определяется в защите как положительное.
При КЗ на землю вне защищаемой зоны (в сети ВН или СН), в нейтрали будет
протекать ток одинаковый с суммарным током 3I 0 фазных ТТ на сторонах ВН и СН.
Указанные токи будут находиться в противофазе.
В рассматриваемой Защите от замыканий на землю с ограниченной зоной
применено торможение, которое принципиально отличаются от обычных способов
торможения Дифзащиты.
Основная гармоника тока в нейтрали ( 3I 0 ) в Защите сравнивается с основной
гармоникой суммы фазных токов ( 3I 0 ), т.е.:
3I 0  I N ;
3I 0  I L1  I L 2  I L 3 ,
где
I L1 , I L 2 , I L3 – фазные токи фаз A,B,C соответственно.
В качестве рабочего тока защиты используется 3I 0 .
При появлении замыкания на землю вне защищаемой зоны, через фазные ТТ
протекает ток замыкания на землю в противофазе с током в нейтрали, имеющем ту же
амплитуду. В реле оцениваются:
 величина тока отключения I ОТКЛ | 3I 0 |;
 ток торможения I ТОРМ  k  | 3I 0  3I 0 |  | 3I 0  3I 0 |,
где k – коэффициент торможения.
При внутреннем повреждении торможение отсутствует, потому что величина тока
торможения равна нулю или отрицательна. Таким образом, даже малый ток КЗ может
привести к отключению. И наоборот, при внешних повреждениях имеет место сильное
3I 0
торможение в области с отрицательными значениями отношения
(расчетные 3I 0 и
3I 0
3I 0 находятся в противофазе и равны по величине).
Отключение не произойдет также при сквозных токах, вызывающих глубокое
насыщение ТТ в нейтрали, потому что величина 3I 0 (отрицательный ток) будет больше
3I 0 .
Предполагается, что при внешних повреждениях, токи 3I 0 и 3I 0 находятся в
противофазе, что справедливо только для первичных величин измерения.
61
Характеристика срабатывания Защиты от замыканий на землю с ограниченной
3I 
зоной в зависимости от коэффициента тока нулевой последовательности 0 (оба тока в
3I 0
фазе(+) или в противофазе(-))представлена на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 – Характеристика срабатывания защиты от замыканий на землю с
ограниченной зоной
Дифференциальная токовая защита ошиновки/ЛТДН на стороне НН АТ, срабатывает при междуфазных КЗ в защищаемой зоне, ограниченной трансформаторами тока, без
выдержки времени действует:
 на отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН АТ, с пуском УРОВ;
 на пуск или на запрет АПВ выключателей на стороне ВН, СН АТ (по выбору
эксплуатации).
Для расчета уставок ДЗО НН применимы требования, изложенные для ДЗО
ВН(СН), с учетом того, что устройство защиты, реализующее данную функцию, должно
иметь необходимое количество отдельных групп трехфазных аналоговых входов для
прямого измерения токов групп ТТ, соответствующее числу сторон (обычно, две или три)
присоединения ошиновки, а также отсутствия требования
опробования рабочим
напряжением внешних присоединений с использованием Дифзащиты ошиновки.
Реализация дифзащиты рассматриваемого объекта (сторона ошиновки НН автотрансформатора) возможна по следующим вариантам, в зависимости от состава силового
оборудования:
При наличии токоограничивающего реактора и ЛТДН (или только ЛТДН) на стороне ошиновки НН АТ (последний является электромагнитным аппаратом, представляющим собой последовательное соединение трансформатора и автотрансформатора с последовательно параллельным подключением обмоток в цепи ошиновки НН АТ), для дифзащиты указанной зоны должны использоваться задаваемые параметры и методика расчета
дифзащита АТ.
62
При отсутствии токоограничивающего реактора и ЛТДН на стороне ошиновки НН
АТ, для дифзащиты указанной зоны (если эта функция применяется) должны использоваться задаваемые параметры и методика расчета уставок дифзащиты ошиновки, учетом
условия обеспечения заданной чувствительности в зоне защиты KЧ  2 .
3.2. Дистанционная защита от всех видов КЗ
Дистанционная направленная защита на стороне ВН(СН) АТ, имеет 5 ступеней по
сопротивлению срабатывания при междуфазных и однофазных КЗ в защищаемых зонах,
имеющих полигональную характеристику, с автоматической блокировкой (выводом) действия, в случаях:
 неисправности и исчезновении одной или нескольких фаз цепей напряжения для всех ступеней защиты;
 качаний в высоковольтной сети (ANSI 68) - для заданных ступеней защиты (с
разрешением их действия в случае возникновения КЗ).
Для отдельной ступени защиты может быть выполнено автоматическое ускорение
действия в течение заданного времени, после включения выключателя ВН(СН).
Каждая из ступеней, имеющих направленность в сторону шин (сети) действует:
с первой независимой выдержкой времени:
 на деление шин ВН(СН) в соответствии с первичной схемой РУ: отключением
шиносоединительного выключателя РУ, или одновременным отключением заданного выключателя (группы выключателей) присоединений данной секции/системы шин, обеспечивающим раздельную работу (секций)систем шин;
со второй (дополнительной) независимой выдержкой времени:
 на отключение выключателей ВН(СН) АТ;
 на пуск АПВ выключателей ВН(СН) АТ;
 пуск УРОВ-ВН(СН);
с третьей (дополнительной) независимой выдержкой времени:
 на отключение АТ (на сторонах НН, СН и ВН) с пуском УРОВ;
 на запрет АПВ выключателей ВН (СН) АТ.
Примечания:
1. Вторая и третья (дополнительные) независимые выдержки времени ступеней
ДНЗ с действием на отключение выключателей ВН(СН) и АТ, выполняются с помощью
конфигурации логики CFC.
2. Если деление шин ВН(СН) по каким либо причинам не предусматривается, соответствующее отключающее действие отсутствует, при этом вторая выдержка времени
действия должна рассматриваться как первая, а третья (соответственно), как вторая.
Для одной или нескольких последних ступеней защиты (4-я, 5-я ст. ДЗ на стороне
ВН(СН) предусматривается направленность в сторону АТ (в сеть НН и СН(ВН) соответственно).
Каждая из ступеней, имеющая направленность в сторону АТ, с независимой выдержкой времени (селективной по отношению к резервным защитам на других сторонах
АТ) действует:
 на отключение АТ (на сторонах НН, СН и ВН) с пуском УРОВ ВН и СН;
 на запрет АПВ выключателей ВН и СН АТ.
Цифровые устройства дистанционной защиты имеют как правило два типа
характеристики срабатывания дистанционной защиты: круговую и полигональную. В
настоящих Указаниях рассматриваются ступени дистанционной защиты, имеющие
полигональную характеристику с уставками по R и X для защиты от междуфазных КЗ и
однофазных КЗ.
63
Современные дистанционные защиты имеют до шести независимых ступеней,
например, Z1 – Z6.
Рассматривается случай, когда каждая из ступеней дистанционной защиты имеет
следующие уставки:
X – реактивное сопротивление при междуфазных КЗ;
XЕ или К0 – реактивное сопротивление при однофазных КЗ или коэффициент
компенсации, учитывающий соотношение сопротивлений прямой и нулевой
последовательности повреждений в защищаемой зоне;
R – ограничения по активному сопротивлению при междуфазных КЗ;
RЕ – ограничения по активному сопротивлению при однофазных КЗ;
Т – выдержки времени срабатывания зон.
Для одной из ступеней дистанционной защиты может выполняться автоматическое
ускорение при ручном включении и АПВ.
В общем случае, многоугольная (полигональная) характеристика зоны
срабатывания ДЗ представляет собой параллелограмм, задаваемый отрезками по осям
координат R и X, а также углом наклона правой и левой границы характеристики,
принимаемым, как правило, равным характеристическому углу защищаемой линии (или
защищаемой зоны, включающей несколько участков линий), который определяется
согласно выражению:
X
 Л  arctg Л .
RЛ
Характеристический угол линии реализуется общим (единым) параметром для
характеристик всех ступеней дистанционной защиты.
В общем случае, параметры угла линии, который характеризует уставку
комплексной величины сопротивления всех зон срабатывания ДЗ, и Угла м.ч. защиты
(либо угла наклона обеих вертикальных границ полигональной характеристики
срабатывания реле), рекомендуется устанавливать равными величинами.
Это решение значительно упрощает расчет уставок ступеней ДЗ по активному
сопротивлению запаса, учитывающему переходное сопротивление дуги в месте КЗ
защищаемой зоны и, в подавляющем большинстве случае, оптимально обеспечивает
требования
чувствительности
и
селективности
характеристик
срабатывания
дистанционной защиты.
В качестве уставки обобщенного значения Угла наклона для нескольких зон защиты
смежных линий, рекомендуется устанавливать значение, обеспечивающее минимально
необходимый запас по чувствительности к переходному активному сопротивлению (RП) во
всех защищаемых зонах, в любых точках, в которых возможно возникновение дуги КЗ.
При выборе уставки угла наклона характеристики срабатывания ДЗ АТ (или
тождественного угла линии), в целях обеспечения селективного действия указанной
защиты в смежной сети, следует принимать максимальное значение из расчетных уставок
характеристического угла всех отходящих линий на стороне ВН(СН) АТ.
Для одной или нескольких ступеней ДЗ может задаваться сектор нагрузки с
параметрами RНАГР и НАГР , который позволяет вырезать из характеристики срабатывания
область сопротивления нагрузки (см. Пример характеристик ниже).
Для определения величин сопротивлений, измеряемых цифровыми устройствами
Дистанционной защиты используются следующие общие (или тождественные им)
выражения:
Сопротивления при междуфазных КЗ определяются в соответствии с расчетным
выражением:
U  U L2
Z  L1
I L1  I L 2
где U L1 , U L 2 , I L1 , I L 2  значения фазных напряжений и токов в месте установки защиты.
64
Сопротивления при КЗ на землю определяются в соответствии с расчетным
выражением:
U L:
.
Zp 
I L  К 0  3I 0
где
U L , I L , 3I 0  значения фазных напряжения и тока, а также тока 3I 0 в месте
установки защиты;
Z
К 0  E  комплексный коэффициент компенсации, учитываемый в расчете
ZL
сопротивления непосредственно (как задаваемая уставка реле),
1
Z E   Z L 0  Z L  – полное сопротивление, обусловленное взаимоиндукцией
где
3
провод-земля при КЗ на землю;
Z L0  RL 0  jX L0 – полное сопротивление нулевой последовательности одноцепной
трехфазной линии;
Z L  RL  jX L – полное сопротивление прямой последовательности линии.
ZE
Коэффициент компенсации
, является согласующим коэффициентом для
ZL
обеспечения замера дистанционного органа, соответствующего сопротивлению провода Z
до места повреждения при КЗ на землю.
Срабатывание дистанционных органов имеет место, когда замеряемые ими
сопротивления Z p (составляющие X p , R p , угол полного сопротивления  р ) находятся
внутри характеристики.
Для многоугольных характеристик из полного сопротивления Z p , его
составляющие могут быть вычислены согласно выражениям:
X p  Z p  sin  p , R p  Z p  cos  p .
Условием срабатывания для всех ступеней с полигональными характеристиками, в
общем случае, будет:
X p  Xn
R p  Rn  X р  ctg Л
X р , R р  принятые значения уставок по реактивному и активному сопротивлению
где
n-ступени;
  характеристический угол линии (здесь и далее рассматриваются смежные
линии в сети ВН(СН) АТ).
Дистанционная защита должна действовать при наличии переходных
сопротивлений в месте КЗ. Для определения величин расчетных RПЕР принимаются
следующие допущения:
 при междуфазных КЗ переходное сопротивление определяется сопротивлением
электрической дуги между фазами;
 при однофазных КЗ переходное сопротивление RПЕР.РАСЧ определяется следующими факторами (кроме сопротивления возникающей дуги): отношением токов КЗ протекающих через место повреждения от противоположных концов линии, отношением активных сопротивлений земли и провода линии, допустимым сопротивлением заземления опоры, условиями заземления грозозащитных тросов, сопротивлением растеканию токов нулевой последовательности в грунте.
65
3.3. Токовая защита
Токовая направленная защита нулевой последовательности на стороне ВН(СН) АТ,
имеет 3 ступени по току срабатывания при КЗ на землю в защищаемых зонах.
Для третьей ступени защиты может быть выполнено автоматическое ускорение
действия в течение заданного времени, после включения выключателя.
Каждая из ступеней (1-3) токовой защиты нулевой последовательности может
иметь направленность в сторону шин (сети) ВН(СН) действует:
с первой независимой выдержкой времени:
 на деление шин ВН(СН) в соответствии с первичной схемой РУ;
со второй (дополнительной) независимой выдержкой времени:
 на отключение выключателей ВН(СН) АТ;
 на пуск АПВ выключателей ВН(СН) АТ;
 пуск УРОВ-ВН(СН);
с третьей (дополнительной) независимой выдержкой времени:
 на отключение АТ (на сторонах НН, СН и ВН) с пуском УРОВ;
 на запрет АПВ выключателей ВН(СН) АТ;
4-я ступень токовой защиты нулевой последовательности может использоваться для
реализации функции токовой защиты от неполнофазного режима АТ на стороне ВН(СН)
(ТЗНФР) с пуском при непереключении фаз выключателей ВН(СН), имеющих привод в
каждой фазе) и с независимой выдержкой времени действует:
 на отключение АТ (на сторонах НН, СН и ВН) с пуском УРОВ ВН и СН;
 на запрет АПВ выключателей ВН и СН АТ.
Примечание:
1. Вторая и третья (дополнительные) независимые выдержки времени ступеней
направленной ТЗНП с действием на отключение выключателей ВН(СН) и АТ, и отдельная
выдержка времени функции ТЗНФР с действием на отключение АТ, выполняются с помощью конфигурации гибкой логики.
2. Если деление шин ВН(СН) по каким либо причинам не предусматривается, соответствующее отключающее действие отсутствует, при этом вторая ВВ действия должна
рассматриваться как первая, а третья (соответственно) как вторая.
Выбор уставок токовой защиты нулевой последовательности соответствует
условиям и принципам, изложенных в «Руководящих указаниях по релейной защите.
Выпуск 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и АТ 110-500 кВ. Расчеты. –
М.: Энергия, 1985», с учетом особенностей выполнения токовой защиты от КЗ на землю в
микропроцессорных устройствах релейной защиты.
В заземленных системах, в которых замыкания на землю могут иметь экстремально
высокие переходные сопротивления (например, при воздушных линиях без
грозозащитного троса или при песчаном грунте), часто не работает дистанционный
принцип защиты, так как замеры сопротивления КЗ на землю лежат вне характеристики
срабатывания дистанционной защиты. Токовая защита нулевой последовательности, в
общем случае, включает:
– три ступени максимальной токовой защиты (МТЗ) с независимой
характеристикой отключения;
 одна ступень МТЗ с токозависимой характеристикой;
 одна ступень напряжения нулевой последовательности с токозависимой характеристикой;
 одна ступень мощности нулевой последовательности с токозависимой характеристикой.
Эти четыре ступени могут конфигурироваться независимо друг от друга и
комбинироваться в соответствии с требованиями пользователя. Если четвертая, зависимая
66
от тока, напряжения или мощности, ступень не требуется, то ее можно использовать как
четвертую независимую ступень.
Любая ступень может быть установлена ненаправленной или направленной –
«вперед» или «назад». Если защита устанавливается на автотрансформаторе, то
необходимо использовать блокировку от броска тока намагничивания при включении.
Также по дискретному входу возможна блокировка от внешнего критерия (например, от
обратной блокировки по направлению или внешнего устройства АПВ). При включении на
КЗ может быть введено незамедлительное отключение от любой ступени — одной или
нескольких. Неиспользуемые ступени устанавливаются как неактивные.
Здесь и далее рассматривается функция направленной четырехступенчатой токовой
защиты нулевой последовательности (ТЗНП), предназначенная для ликвидации КЗ на
землю. Четвертая ступень ТЗНП может выполняться как с независимой выдержкой
времени, так и с зависимой времятоковой характеристикой срабатывания.
Для любой из четырех ступеней токовой защиты могут быть заданы следующие
параметры:
 направленность ступени: ненаправленная или направленная – «вперед» или
«назад», независимо по отношению к другим ступеням;
 ввод ускорения действия защит при ручном или автоматическом включении на
КЗ;
 ввод ступеней защиты с блокировкой или без блокировки от второй гармонической составляющей в токе 3I 0 (торможение при включении).
В качестве измеряемых величин используются значения тока нулевой
последовательности и напряжения нулевой последовательности. Предусматривается
возможность работы токовой защиты нулевой последовательности как с измеренными, так
и с расчетными значениями 3I 0 и 3U 0 . Для этого к устройству должны быть подведены
три фазных тока и три фазных напряжения.
В качестве измеряемой переменной используется ток нулевой последовательности
(ток КЗ на землю). В соответствии с определяющим его уравнением, он равен
геометрической сумме токов в трех фазах, т.е. 3I  IL1  IL2  IL3 . В зависимости от
варианта поставки и использования четвертого токового входа I 4 устройства, ток КЗ на
землю измеряется или рассчитывается.
При подключении I 4 в нулевой провод трансформаторов тока защищаемого
объекта (АТ), в качестве измеряемой величины непосредственно используется ток
замыкания на землю.
Если четвертый вход тока I 4 используется иначе, то устройство вычисляет ток
замыкания на землю как сумму подведенных фазных токов.
Для этого к устройству должны быть подведены все три фазных тока от
трансформаторов тока.
Напряжение
нулевой
последовательности
определяется
по
формуле
3U 0  UL1  E   UL2  E   UL3  E  как геометрическая сумма трех напряжений фазаземля. В зависимости от использования четвертого входа напряжения U 4 устройства,
напряжение нулевой последовательности может быть измерено или вычислено. Если
четвертый вход напряжения подключен к обмотке по схеме соединения с открытым
треугольником Udelta трансформатора напряжения и если он ранжирован соответственно
(адрес 210 U 4 transformer ( U 4 трансформатора) = Udelta transf.,), то это напряжение
используется для непосредственного измерения - с учетом коэффициента Uph / Udelta (Uф
/ Uдельта) (адрес 211). В противном случае, устройство рассчитывает напряжение нулевой
последовательности из напряжений подведенных фаз.
Для этого, к устройству должны быть подведены все три фазных напряжения от
обмоток ТН, соединенных по схеме «звезда».
67
Несимметричные условия нагрузки в многосторонне заземленных сетях или
различные погрешности трансформаторов тока могут вызывать ток небаланса нулевой
последовательности и излишним срабатываниям ступеней с малыми значениями уставок
по току срабатывания. Чтобы этого избежать, ступени нулевого тока выполняют с
торможением от величины фазных токов: с возрастанием фазного тока повышается
значение срабатывания.
Для определения направления действия в качестве опорных параметров могут
задаваться измеренные или рассчитанные параметры сети (по выбору):
 напряжение нулевой последовательности UE  3U 0 ;
 ток нейтрали IY питающего автотрансформатора;
 напряжение и ток обратной последовательности I2, U2.
Для характеристики органа направления мощности (ОНМ) нулевой
последовательности должен задаваться угол направления φ.
Определение направления действия защиты производится по измеренному току
IE (3I 0) , который сравнивается с опорным напряжением UP(3U 0) .
Напряжение UP, требуемое для обнаружения направления может быть рассчитано
по току заземленной нейтрали автотрансформатора IY, при его наличии.
Кроме того, определение направления действия можно производить в комбинациях,
как с помощью напряжения нулевой последовательности 3U 0 , так и с помощью тока
нейтрали автотрансформатора IY. В этом случае, опорным параметром UP будет сумма
напряжения нулевой последовательности 3U 0 и величины, пропорциональной опорному
току IY. Эта величина составляет примерно 20 В при протекании тока нейтрали
номинальной величины.
Определение направления с использованием тока нейтрали автотрансформатора не
зависит от состояния (повреждений) вторичных цепей трансформатора напряжения. При
этом предполагается, что ток замыкания на землю протекающий в заземленной нейтрали
автотрансформатора, доступен для измерения.
Примечание – в связи с отсутствием в существующей практике эксплуатации достаточного опыта применения метода поляризации ОНМ (определение направления КЗ) с
помощью тока нейтралей силовых Трансформаторов (АТ), а также технической сложностью указанного метода, соответствующие расчеты параметров не рассматриваются.
Максимальная фазная/нулевой последовательности токовая защита (аварийная) на
стороне ВН (СН) АТ, имеет 2 ступени по току срабатывания при междуфазных и однофазных КЗ в защищаемых зонах, как правило, нормально выведена из работы. В этом случае МТЗ автоматически вводится в действие при неисправности и блокировании дистанционной защиты и автоматически выводится из действия при ее восстановлении.
Для одной из ступеней защиты может быть выполнено автоматическое ускорение
действия в течение заданного времени, после включения выключателя.
Каждая из ступеней (1, 2) действует:
с первой независимой выдержкой времени:
 на деление шин ВН(СН) в соответствии с первичной схемой РУ;
со второй (дополнительной) независимой выдержкой времени:
 на отключение выключателей ВН(СН) АТ;
 пуск УРОВ-ВН(СН);
с третьей (дополнительной) независимой выдержкой времени:
 на отключение АТ (на сторонах НН, СН и ВН) с пуском УРОВ ВН и СН;
 на запрет АПВ выключателей ВН и СН АТ.
4-я ступень Максимальной токовой защиты (I-STUB) может использоваться для
реализации функции токовой защиты от повреждений (КЗ) на ошиновке ВН(СН) АТ (с
пуском при отключении выключателя ВН(СН) и с независимой выдержкой времени
действует:
 на отключение АТ (на сторонах НН, СН и ВН) с пуском УРОВ ВН и СН;
68
 на запрет АПВ выключателей ВН и СН АТ.
Примечания:
1. Вторая и третья (дополнительные) независимые выдержки времени ступеней
МТЗ с действием на отключение выключателей ВН(СН) и АТ, и отдельное действие 4-й
ступени МТЗ I-STUB на отключение АТ, выполняются с помощью конфигурации гибкой
логики.
2. Если деление шин ВН(СН) по каким либо причинам не предусматривается, соответствующее отключающее действие отсутствует, при этом вторая ВВ действия должна
рассматриваться как первая, а третья (соответственно) как вторая.
В устройстве РЗА в дополнение к Дистанционной защите и направленной ТЗНП
может быть реализована резервная максимальная токовая защита в следующем
исполнении:
 Максимальная токовая защита фазных токов (ненаправленная);
 Максимальная токовая защита тока нулевой последовательности (ненаправленная).
Каждая из токовых защит может иметь до четырех ступеней. Четвертая ступень как
фазной МТЗ, так и МТЗ от замыканий на землю может выполняться как с независимой
выдержкой времени, так и с зависимой времятоковой характеристикой срабатывания. Как
правило, для любой из четырех ступеней МТЗ может задаваться ускорение действия защит
при ручном или автоматическом включении на КЗ.
Для МТЗ от замыканий на землю предусмотрена возможность работы как с
измеренным, так и с расчетным значением 3I0 (если к устройству подведены три фазных
тока).
Функция максимальной токовой ступенчатой защиты может использоваться как
аварийная или как резервная токовая защита от всех видов КЗ. Аварийная токовая защита
автоматически вводится в работу при исчезновении (обрывах) в цепях измерительного
напряжения.
Функцию максимальной токовой защиты от электропередачи рекомендуется
использовать преимущественно в качестве аварийной защиты с действием на отключение.
Аварийная МТЗ не использует измерение переменного напряжения сети и,
вследствие этого, может иметь только ненаправленное действие (ANSI 50/50N).
При расчете уставок аварийной МТЗ следует учитывать нижеследующие
обстоятельства.
На присоединениях с развитой первичной схемой и многосторонним питанием,
каким является автотрансформатор, указанные защиты не использующие пуск по
напряжению и контроль направления КЗ, могут иметь ограниченное применение, ввиду
трудности, или практической невозможности обеспечить
селективность и
чувствительность их действия. В связи с этим, требования к указанной защите могут быть
оптимально снижены. В том числе, это касается функций дальнего резервирования,
быстродействия и минимального порога чувствительности рассматриваемой защиты.
Следует также учитывать, что цепи напряжения устройств Дистанционной защиты,
установленных на сторонах ВН и СН АТ, должны (как правило) подключаться к разным
ТН (согласно принадлежности защиты к стороне АТ). В соответствии с этим,
рекомендуется рассматривать возможность автоматического вывода Дистанционной
защиты из работы (при неисправности цепей напряжения) с одновременным вводом
Аварийной МТЗ, только на одной из сторон АТ – ВН или СН. В таких случаях, второй,
оставшейся в работе, комплект Дистанционной защиты (на стороне СН или ВН) будет
осуществлять функции ближнего резервировании зоны основных (и частично резервных)
защит АТ при всех видах КЗ с помощью ступеней (ст. 4, 5), направленных «назад» (в
сторону АТ).
Защита предназначена для резервирования действия защит при КЗ в сети ВН(СН), в
обмотках автотрансформатора и на выводах смежных напряжений АТ.
69
Функция защиты использует измерения фазных трансформаторов тока, встроенных
во ввода на стороне ВН(СН) автотрансформатора.
Предполагается, что достаточным будет использование двух ступеней МТЗ на
стороне ВН (СН).
Требования к первой и второй ступеням МТЗ.
Примечание – применение второй ступени аварийной МТЗ необязательно.
Отстройка от максимального рабочего тока нагрузки в послеаварийных режимах:
K
K
( Iph ) или ( Iph )  ОТС СЗП  I РАБ.МАКС
KВ
где
K ОТС  1,2 – коэффициент отстройки;
K СЗП  1,2  1,3 – коэффициент самозапуска электродвигателей для ПС с
непромышленной нагрузкой, в других случаях K СЗП определяется расчетом режима
самозапуска;
KВ  0,95 – коэффициент возврата реле;
I РАБ.МАКС – максимальный рабочий ток АТ на стороне ВН(СН) с учетом аварийных
перегрузок.
При необходимости обеспечения чувствительности второй ступени МТЗ на стороне
ВН(СН), отстройка этой ступени (и при условии, что режим работы АТ с выведенными из
работы резервными защитами на стороне ВН или СН допускается кратковременно) может
осуществляться от максимального рабочего тока нагрузки АТ в нормальных режимах
работы ПС и прилегающей сети:
K
( Iph )  ОТС  I РАБ.МАКС
KВ
I Р АБ.МАКС – максимально возможный ток нагрузки АТ на стороне ВН(СН) в
где
нормальных режимах работы сети.
Согласование с током срабатывания МТЗ на стороне НН АТ (при отключении
питания на стороне СН(ВН):
( Iph ) или ( Iph )  K СОГЛ  I СЗ.НН  I МАКС.СН(ВН ) ,
где
K СОГЛ  1,1 – коэффициент согласования;
I СЗ.НН – ток срабатывания МТЗ на стороне НН АТ;
I МАКС.СН(ВН ) – максимальный ток нагрузки стороны СН(ВН) АТ, при отсутствии
точных данных может быть принят равным предельной величине 0,7 I НОМ.ОБМОТ КИ.СН(ВН)
АТ.
Пояснение:
В приведенном выше выражении рассматривается режим одностороннего питания
автотрансформатора (только на стороне ВН или СН), при котором условия отстройки
защиты от тока срабатывания МТЗ на стороне НН утяжеляются дополнительным учетом
тока нагрузки другой стороны без питания автотрансформатора.
В случаях необходимости обеспечения чувствительности защиты уставка может
определяться условиями согласования только с током срабатывания МТЗ на стороне НН
АТ (при наличии питания на стороне СН (ВН):
( Iph ) или ( Iph )  K СОГЛ  K ТОК  I СЗ.НН ,
K ТОК  1 – коэффициент распределения тока, равный отношению тока в месте
где
установки МТЗ ВН (СН) к току на стороне НН АТ в расчетном случае КЗ.
Согласование с параметрами срабатывания, соответственно, первой и второй
ступеней ДЗ ВН (СН) АТ, замещаемых данной МТЗ при междуфазных и однофазных КЗ в
сети ВН (СН) АТ:
70
( Iph ) или ( Iph ) 
K СОГЛ  U НОМ.Ф
,
Z СИСТ
 Z СЗ.ВН(СН)
K ТОК.СИСТ
где
K СОГЛ - коэффициент согласования, при согласовании с ДЗ АТ на стороне
установки МТЗ может быть принят равным «1,0», в связи с тем, что аварийная МТЗ
фактически предназначена для резервирования защит на данной стороне АТ, нормально
выполняемого ДЗ, выведенной из работы;
U НОМ.Ф – номинальное фазное напряжение системы, к которому приведены все
расчетные сопротивления и токи;
Z СИСТ – результирующее сопротивление со стороны питания до места установки
МТЗ ВН(СН) в расчетном случае внешнего КЗ на стороне ВН (СН);
Z СЗ.ВН(СН) – уставка по сопротивлению срабатывания соответственно, первой или
второй ступени ДЗ на стороне ВН (СН) АТ, замещаемой данной ступенью МТЗ;
K ТОК.СИСТ  1 – коэффициент распределения тока, равный отношению тока в месте
установки МТЗ ВН (СН) к току через результирующее сопротивление Z СИСТ в расчетном
случае внешнего КЗ на стороне ВН (СН) АТ.
Согласование с параметрами срабатывания, соответственно, первой и второй
ступеней ДЗ на смежной стороне СН (ВН) АТ при междуфазных и однофазных КЗ в сети
СН (ВН) АТ:
K СОГЛ  U НОМ.Ф
( Iph ) или ( Iph ) 
,
Z СИСТ
 Z АТ  Z СЗ.ВН(СН)
K ТОК.СИСТ
K СОГЛ – коэффициент согласования, при согласовании с ДЗ на смежной стороне
где
СН(ВН) АТ может быть принят равным 1,1;
Z АТ – суммарное сопротивление обмоток ВН и СН АТ.
В некоторых случаях, для сети с простой радиальной схемой, может применяться
приближенный способ согласования защит:
( Iph )  K СОГЛ  I КЗ.МАКС ,
K СОГЛ  1,1 – коэффициент согласования;
где
I КЗ.МАКС – максимальный ток, протекающий в месте установки защиты при
междуфазном и однофазном КЗ в конце зоны действия ступеней защит, с которыми
производится согласование.
Обеспечение чувствительности защиты при КЗ на выводах ВН, СН и НН АТ в
минимальном режиме работы сети.
Как указывалось выше рассматриваемая защита может иметь ограниченное
функциональное применение, ввиду большой сложности (или невозможности) обеспечить
селективность и чувствительность ее действия.
В случаях вывода из работы Дистанционной защиты на стороне ВН(СН) АТ,
вследствие неисправности измерительных цепей напряжения, МТЗ данной стороны
должна (по возможности) осуществлять функции ближнего и дальнего резервирования.
Приоритетной задачей указанной защиты, при этом, является защита обмоток
автотрансформатора от токов КЗ, обусловленных наличием источников питания на той
стороне АТ, где она установлена.
Основным требованием является обеспечение минимальной чувствительности МТЗ
при КЗ на выводах защищаемого АТ в реально возможных (минимальных) режимах
работы оборудования данной ПС и прилегающей сети.
В соответствии с этим, максимальные токи срабатывания первой и второй ступеней
МТЗ не должны превышать величин, определяемых следующим выражением:
71
( Iph ) или ( Iph )  I К.МИН / K Ч ,
где
I К.МИН – минимальный ток, протекающий в месте установки защиты при
двухфазных или однофазных КЗ на выводах (ошиновке) ВН, СН или НН АТ;
K Ч  1,2 – коэффициент чувствительности для первой ступени МТЗ;
K Ч  1,5 – коэффициент чувствительности для второй ступени МТЗ.
Пояснение – в случаях невозможности согласования МТЗ по току срабатывания с
защитами смежных элементов в соответствии с указаниями предыдущих пунктов данного
раздела, относительную селективность действия МТЗ рекомендуется обеспечивать только
за счет отстройки по времени срабатывания защит.
Действие каждой из указанных (1-й и 2-й) ступеней МТЗ выполняется с тремя
последовательными выдержками времени ( TСР1  TСР3 ):
Первая (минимальная) выдержка времени TСР 1 соответствующей (1, 2) ступени
МТЗ, с действием на разделение шин ВН(СН), определяется с учетом времени
наибольшего времени срабатывания защит АТ с которыми производится согласование
данной ступени из условий:
TСР1  TДЗ.ВН(СН) ,
Или
TСР1  TРЗ  t ,
TДЗ.ВН(СН) – время действия соответственно, первой или второй ступени ДЗ от
где
междуфазных и однофазных КЗ на стороне ВН(СН), заменяемых данной ступенью МТЗ;
TРЗ – максимальное время действия ступеней защит от междуфазных и однофазных
КЗ (ДЗ, МТЗ) на сторонах СН(ВН) и НН АТ, с которыми производится согласование;
t = 0,3 сек – ступень селективности.
Пояснение: действие МТЗ на предварительное разделение шин данной стороны
выполняется только при условии обеспечения минимальной чувствительности защиты
(согласно указанным выше требованиям) в создавшейся после разделения схеме сети.
Вторая выдержка времени TСР2 соответствующей ступени МТЗ, с действием на
отключение выключателей ВН(СН) АТ, определяется с учетом времени срабатывания этой
ступени на разделение шин:
TСР2  TСР1  t ,
где
t = 0,2÷0,3 сек.– ступень селективности.
Третья выдержка времени TСР 3 соответствующей ступени МТЗ, с действием на
отключение всех выключателей АТ, определяется с учетом времени срабатывания этой
ступени на отключение выключателей ВН(СН) АТ:
TСР3  TСР2  t ,
где
t = 0,2÷0,3 сек.– ступень селективности.
МТЗ НП предназначена для резервирования действия защит при КЗ на землю в
сети ВН (СН), в обмотке ВН/СН автотрансформатора и на выводах смежного напряжения
СН (ВН) АТ, в случаях вывода из работы (блокирования) Дистанционной защиты и
ступеней основной ТЗНП данной стороны АТ, имеющих направленное действие,
вследствие неисправностей цепей напряжения (одно/двух/трехфазное исчезновение
измерительного напряжения Дистанционной защиты).
Функция защиты использует измерения фазных трансформаторов тока, встроенных
во ввода на стороне ВН(СН) автотрансформатора.
Предполагается, что достаточным будет использование двух ступеней МТЗ(НП) на
стороне ВН(СН).
Требования к первой и второй ступеням МТЗ (НП):
Примечание - применение второй ступени аварийной МТЗ (НП) необязательно.
72
Согласование с током срабатывания, соответственно, первой и второй ступеней
ТЗНП ВН(СН) АТ, замещаемых данной МТЗ(НП) при КЗ на землю в сети ВН(СН) АТ:
(3I 0 ) или (3I 0 )  K СОГЛ  3I 0 ВН(СН)
где
K СОГЛ – коэффициент согласования, при согласовании с ТЗНП АТ (основная
функция) на стороне установки МТЗ(НП) может быть принят равным «1,0», в связи с тем,
что аварийная МТЗ (НП) фактически предназначена для резервирования защит на данной
стороне АТ, нормально выполняемого ТЗНП, выведенной из работы, т.е. фактичкски,
принимается уставка равная уставке соответствующей ступени основной функции ТЗНП,
заменяемой рассматриваемой защитой;
3I 0 ВН(СН) – уставка по току срабатывания соответственно, первой или второй
ступени ТЗНП на стороне ВН (СН) АТ.
Согласование с током срабатывания, соответственно, первой и второй ступеней
ТЗНП на смежной стороне СН (ВН) АТ при КЗ на землю в сети СН(ВН) АТ:
(3I 0 ) или (3I 0 )  K СОГЛ  K ТОК.ВН(СН)  3I 0 ВН(СН)
где
K СОГЛ – коэффициент согласования, при согласовании с ТЗНП на смежной стороне
СН(ВН) АТ (основная функция) может быть принят равным 1,1;
K ТОК.ВН(СН)  1 – коэффициент распределения тока, равный отношению тока в месте
установки МТЗ(НП) ВН(СН) к току на стороне СН (ВН) АТ в расчетном случае КЗ в сети
ВН(СН) АТ;
3I 0 ВН(СН) – уставка по току срабатывания соответственно, первой или второй
ступени ТЗНП на стороне СН (ВН) АТ.
Обеспечение чувствительности защиты при КЗ на выводах ВН и СН АТ в
минимальном режиме работы сети.
МТЗ (НП), как и фазная МТЗ, может иметь ограниченное функциональное
применение, ввиду большой сложности (или невозможности) обеспечить селективность и
чувствительность ее действия.
В случаях вывода из работы Дистанционной защиты на стороне ВН (СН) АТ,
вследствие неисправности измерительных цепей напряжения, МТЗ (НП) данной стороны
должна (по возможности) осуществлять функции ближнего и дальнего резервирования.
Приоритетной задачей указанной защиты, при этом, является защита обмоток
автотрансформатора от токов КЗ, обусловленных наличием источников питания на той
стороне АТ, где она установлена.
Основным требованием, является обеспечение минимальной чувствительности
МТЗ (НП) при КЗ на выводах защищаемого АТ в реально возможных (минимальных)
режимах работы оборудования данной ПС и прилегающей сети.
В соответствии с этим, максимальные токи срабатывания первой и второй ступеней
МТЗ (НП) не должны превышать величин, определяемых следующим выражением:
(3I 0 ) или (3I 0 )  I К.МИН / К Ч
I К.МИН – минимальный ток, протекающий в месте установки защиты при КЗ на
где
землю на выводах (ошиновке) ВН или СН АТ;
К Ч  1,2 – коэффициент чувствительности для первой ступени МТЗ(НП);
К Ч  1,5 – коэффициент чувствительности для второй ступени МТЗ(НП).
Пояснение:
В случаях невозможности согласования МТЗ (НП) по току срабатывания с
защитами смежных элементов в соответствии с указаниями предыдущих пунктов данного
раздела, относительную селективность действия МТЗ рекомендуется обеспечивать только
за счет отстройки по времени срабатывания защит.
73
Действие каждой из указанных (1-й и 2-й) ступеней МТЗ (НП) выполняется с тремя
последовательными выдержками времени ( TСР1  TСР3 ):
Первая (минимальная) выдержка времени TСР 1 соответствующей (1, 2) ступени
МТЗ (НП), с действием на разделение шин ВН (СН), определяется с учетом времени
наибольшего времени срабатывания защит АТ с которыми производится согласование
данной ступени из условий:
TСР1  TТЗНП.ВН(СН) ,
Или
TСР1  TРЗ  t ,
где
TТ ЗНП.ВН(СН) – время действия соответственно, первой или второй ступени ТЗНП от
КЗ на землю на стороне ВН (СН), заменяемой данной ступенью МТЗ (НП);
TР З – максимальное время действия ступеней защит от КЗ на землю (ДЗ, ТЗНП) на
стороне СН (ВН) АТ, с которыми производится согласование;
t = 0,3 сек – ступень селективности.
Пояснение – действие МТЗ (НП) на предварительное разделение шин данной
стороны выполняется только при условии обеспечения минимальной чувствительности
защиты (согласно указанным выше требованиям) в создавшейся после разделения схеме
сети.
Вторая выдержка времени TСР2 соответствующей ступени МТЗ, с действием на
отключение выключателей ВН(СН) АТ, определяется с учетом времени срабатывания этой
ступени на разделение шин:
TСР2  TСР1  t ,
где
t = 0,2÷0,3 сек – ступень селективности.
Третья выдержка времени TСР 3 соответствующей ступени МТЗ, с действием на
отключение всех выключателей АТ, определяется с учетом времени срабатывания этой
ступени на отключение выключателей ВН(СН) АТ:
TСР3  TСР2  t ,
где
t = 0,2÷0,3 сек – ступень селективности.
Коэффициент чувствительности ( К Ч ) фазной МТЗ на стороне ВН (СН)
автотрансформатора определяется при внешних металлических КЗ по выражению:
К Ч  I КЗ.МИН / I СЗ  1,5 при КЗ на шинах ВН (СН)
I КЗ.МИН – минимальный (по режиму) ток в месте установки защиты при КЗ в двух
где
фазах в расчетной точке;
I СЗ – ток срабатывания защиты.
Примечание – проверка чувствительности аварийной МТЗ (НП) ВН (СН)
автотрансформатора осуществляется аналогично указанному для основной функции ТЗНП
ВН (СН) АТ.
Токовая защита от перегрузки на стороне ВН АТ.
При превышении уставки срабатывания по току нагрузки фазы на стороне ВН АТ,
с заданной независимой выдержкой времени действует на сигнал.
Защита предназначена для сигнализации превышения тока нагрузки в каждой фазе
обмотки ВН (СН) автотрансформатора с заданной выдержкой времени.
Функция защиты использует измерения фазных трансформаторов тока, встроенных
во ввода на стороне ВН (СН) автотрансформатора.
Ток срабатывания ТЗП ВН (СН) выбирается по условию:
Отстройка от номинального тока автотрансформатора на данной стороне:
74
49(I  ) 
K ОТС
 K РЕГ I НОМ.АТ 1,2 I НОМ.АТ,
KВ
K ОТС  1,05 – коэффициент отстройки;
KВ  0,95 – коэффициент возврата реле;
K РЕГ  1,05 – коэффициент, учитывающий допустимое увеличение тока при
регулировании напряжения (РПН);
где
I НОМ.АТ
SНОМ.АT
3U НОМ.АТ
– номинальный ток автотрансформатора на стороне
ВН(СН).
Где соответственно:
S НОМ.АТ – номинальная трехфазная полная мощность автотрансформатора;
U НОМ.АТ
– номинальное междуфазное напряжение обмотки ВН(СН)
автотрансформатора.
Выдержка времени ТЗП с действием на сигнал(определяется исходя из местных
условий эксплуатации):
49(T)  10  20сек.
Токовая защита от перегрузки общей части обмотки ВН/СН АТ (измерение тока в
фазе на стороне выводов нейтрали обмотки ВН/СН АТ).
Для реализации функции защиты от перегрузки по току общей обмотки ВН/СН
автотрансформатора используется трансформатор тока, установленный в одной фазе
обмотки ВН/СН на стороне выводов нейтрали АТ, подключается к отдельному
однофазному измерительному входу устройства РЗА, в котором на указанном входе
параметрируется однофазная МТЗ (функция ANSI 50N). Одна из ступеней этой защиты с
помощью гибкой логики выполняет функцию токовой защиты от перегрузки общей части
обмотки ВН/СН АТ с действием на сигнал.
Параметры срабатывания ТЗП обмотки ВН/СН АТ определяются аналогично
указанному выше для ТЗП ВН(СН), с учетом того, что в расчете уставки по току
используется номинальный ток общей части обмотки ВН/СН АТ, вычисляемый по
выражению:
I НОМ.ВН/СН I НОМ.СН I НОМ.ВН ,
I НОМ.ВН(СН)
где
–
номинальный
ток
соответствующей
стороны
ВН(СН)
автотрансформатора с учетом диапазона регулирования напряжения.
Выдержка времени ТЗП с действием на сигнал:
49(T)  10  20сек.
При превышении уставки срабатывания по току нагрузки фазы общей части обмотки ВН/СН АТ, с заданной независимой выдержкой времени действует на сигнал.
Максимальная фазная токовая защита на стороне НН АТ, имеет 3 ступени по току
срабатывания с пуском/без пуска по минимальному напряжению на стороне НН АТ,
действующая при междуфазных КЗ в защищаемой зоне.
Ступень 50-1 (с меньшей уставкой по току срабатывания), с независимой выдержкой времени действует:
 на отключение выключателя НН АТ.
Ступень 50-2 (с большей уставкой по току срабатывания), с независимой
выдержкой времени действует:
 на отключение АТ (на сторонах НН, СН и ВН) с пуском УРОВ ВН и СН.
Ступень 50-3 (токовая отсечка, без пуска по напряжению, с большой уставкой по
току срабатывания, отстроенной от максимальных токов КЗ шинах НН), без выдержки
времени действует:
75
 на отключение АТ (на сторонах НН, СН и ВН) с пуском УРОВ ВН и СН.
Примечание – применение фазной токовой отсечки на стороне НН АТ (с Тср = 0)
возможно только при наличии токоограничивающего Реактора и/или ЛТДН
присоединенного на стороне НН АТ, при условии надежной отстройки тока срабатывания
от максимального тока трехфазного КЗ на секции шин НН, питаемой вводом АТ, с
обеспечением чувствительности отсечки при двухфазном КЗ непосредственно на
ошиновке НН АТ в минимальном режиме.
В других случаях, применение ТО на стороне НН АТ нецелесообразно по условиям
обеспечения селективности действия токовых защит в этой сети.
Токовая защита обратной последовательности на стороне НН АТ, имеет 2 ступени
по току срабатывания, действующие при несимметричных КЗ в защищаемой зоне.
Ступень 46-1 (с меньшей уставкой по току срабатывания), с независимой
выдержкой времени действует:
 на отключение выключателя НН АТ.
Ступень 46-2 (с большей уставкой по току срабатывания),с независимой выдержкой времени действует:
 на отключение АТ (на сторонах НН, СН и ВН) с пуском УРОВ ВН и СН.
Защита минимального напряжения (ЗМН) на стороне НН АТ, при снижении
напряжения на ошиновке НН АТ с заданной независимой выдержкой времени действует:
 на пуск (разрешение срабатывания) МТЗ НН.
Токовая защита от перегрузки на стороне НН АТ.
При превышении уставки срабатывания по току нагрузки фазы стороны НН АТ, с
заданной независимой выдержкой времени действует на сигнал.
Максимальная фазная токовая защита выключателя НН АТ, имеет 2 ступени по
току срабатывания с пуском по минимальному напряжению на секции шин НН,
действующие при междуфазных КЗ в защищаемой зоне.
Ступень 50-1 (с меньшей уставкой по току срабатывания), с независимой выдержкой времени действует:
 на отключение Секционного выключателя на стороне НН АТ (разделение СШ в
ремонтном режиме РУ НН).
Примечание – здесь и далее: действие осуществляется в режиме включения
резервного питания смежной секции НН через Секционный выключатель (нормально
отключен) от секции ввода данного автотрансформатора (используется по условиям
эксплуатации)
Ступень 50-2 (с большей уставкой по току срабатывания), с независимой
выдержкой времени действует:
 на отключение выключателя НН АТ, с пуском УРОВ НН (внутренняя функция).
 на блокирование пуска АВР секций шин НН (при отключении выключателя НН
АТ);
 на пуск АПВ выключателя НН АТ.
Токовая защита обратной последовательности выключателя НН АТ, имеет 2
ступени по току срабатывания, действующие при несимметричных КЗ в защищаемой зоне.
Ступень 46-1 (с меньшей уставкой по току срабатывания), с независимой
выдержкой времени действует:
 на отключение Секционного выключателя на стороне НН АТ (разделение СШ в
ремонтном режиме РУ НН).
Примечание – действие используется по условиям эксплуатации.
Ступень 46-2 (с большей уставкой по току срабатывания),с независимой выдержкой времени действует:
 на отключение выключателя НН АТ, с пуском УРОВ НН (внутренняя функция);
 на блокирование пуска АВР секций шин НН (при отключении выключателя НН
АТ);
76
 на пуск АПВ выключателя НН АТ.
Защита минимального напряжения (ЗМН) выключателя НН АТ, действующая при
снижении напряжения на секции шин НН.
Ступень 27-1, при симметричном снижении напряжения с заданной независимой
выдержкой времени действует:
 на отключение выключателя НН АТ (с последующим пуском АВР секций шин
НН).
Ступень 27-2, без выдержки времени действует:
 на пуск (разрешение срабатывания) МТЗ НН/ВН АТ
3.4. Устройство резервирования при отказе выключателя
Устройство резервирования отказа отдельного выключателя ВН(СН) АТ (реализуется в МП устройстве защиты/управления АТ).
При срабатывании защит на отключение и пуск УРОВ выключателя ВН(СН) АТ, с
контролем наличия минимального тока в его цепи, действует с независимой выдержкой
времени. В случае использования двухступенчатого действия УРОВ:
С 1-й заданной выдержкой времени (1-я ст. УРОВ) действует:
 на повторное отключение выключателя ВН(СН) АТ.
Со 2-й заданной выдержкой времени (2-я ст. УРОВ) действует:
 на отключение всех выключателей АТ и выключателей смежных присоединений
на стороне ВН (СН) АТ непосредственно, или через схему ДЗШ.
Примечание – при установке устройства ДЗШ РУ, имеющего функции УРОВ присоединений шин, по преимуществу используется базовая функция УРОВ в устройстве
ДЗШ с пуском при срабатывании защит на отключение выключателя (см. ниже).
Функция резервирования отказа отдельного выключателя ВН (СН) АТ в устройстве
Дифференциальной токовой защиты шин РУ (реализуется в устройстве ДЗШ, имеющей
функцию УРОВ присоединений шин), пускается при срабатывании защит на отключение
выключателя АТ, с контролем наличия минимального тока в его цепи.
Применяется (как правило) двухступенчатое действие УРОВ с контролем наличия
тока присоединения. Действует, через схему центрального устройства ДЗШ с заданными
независимыми выдержками времени.
При пуске от защит АТ:
С выдержкой времени 1-й ступени УРОВ:
 на повторное отключение выключателя ВН (СН) АТ.
С выдержкой времени 2-й ступени УРОВ:
 на отключение выключателей присоединений шин РУ ВН (СН) (основное действие);
 на отключение всех выключателей АТ (дополнительное действие, реализуется в
том случае, если введено действие ДЗШ на отключение данного выключателя).
При пуске от ДЗШ:
С выдержкой времени 2-й ступени УРОВ:
 на отключение всех выключателей АТ (действие, реализуется в том случае, если
введено действие ДЗШ на отключение данного выключателя).
Устройство резервирования отказа выключателя НН АТ.
При срабатывании защит на отключение выключателя НН АТ, с контролем наличия минимального тока в его цепи, с заданной независимой выдержкой времени действует:
 на отключение выключателей на сторонах ВН, СН и НН АТ с пуском УРОВ и
запретом АПВ выключателей на сторонах ВН и СН АТ.
УРОВ АТ предназначен для отключения смежных элементов в сети (питающая линия или шины РУ) при повреждении автотрансформатора, либо для отключения АТ (на
77
всех сторонах) при повреждениях на шинах смежного РУ, в случаях отказа в отключении
данного выключателя АТ.
Действие УРОВ на отключение осуществляется при пуске от защит автотрансформатора или шин ВН (СН) с контролем наличия минимального тока в его цепи и выдержкой времени.
В основном используется двухступенчатое действие УРОВ.
При двухступенчатом УРОВ первая ступень (минимальная выдержка времени), как
правило, повторяет команду отключения от защиты присоединения, действуя например,
на вторую катушку отключения, а если выключатель не реагирует на эту повторную команду отключения, то вторая ступень отключает смежные выключатели со второй (большей) выдержкой времени.
Для АТ используется только трехфазный пуск УРОВ с действием на трехфазное
отключение присоединений.
В случаях, когда заранее ясно, что выключатель, на который действует защита присоединения не может отключить повреждение, например, отсутствует оперативное
напряжение или не заведена пружина привода. В этом случае нет необходимости ожидать
отключения выключателя. Если используется критерий, сообщающий о неготовности выключателя (например, контроль напряжения, контроль давления воздуха), то этот сигнал
можно подать на дискретный вход устройства защиты. При появлении этого сигнала и
команды на отключение от устройства защиты запускается отдельная выдержка времени
Т3. Таким образом, при неисправном выключателе смежные выключатели питающих присоединений (на сборных шинах) отключаются с минимальной выдержкой времени.
Специальные пояснения.
В некоторых случаях, при нечувствительности функции контроля наличия (протекания) тока УРОВ ВН (СН) автотрансформатора к токам повреждения на стороне или в
сети НН АТ, в дополнение к токовому контролю УРОВ, рекомендуется использовать контроль включенного состояния выключателя (на соответствующей стороне АТ) с помощью
его блок-контактов подключенных непосредственно к Бинарным входам устройства защиты, в котором реализована функция УРОВ данного выключателя
Информация о положении выключателя поступает в УРОВ от функции управления
(Определение положения силового выключателя). Контроль блок-контактов выполняется
в УРОВ в том случае, если значение тока не превышает уставки, заданной для органа контроля протекания тока. Если при срабатывании защиты имеет место протекание тока, то
отключением выключателя считается исключительно прекращение протекания тока, даже
при отсутствии сигнала соответствующего блок-контакта об отключении выключателя.
Это обеспечивает предпочтение использования более достоверного способа контроля протекания тока и исключает излишнее срабатывание вследствие неисправности, например,
блок-контактов или оперативных цепей управления. Эта схема действует при пофазном и
при трехфазном пуске.
Пороговое значение тока срабатывания 50BF (I>BF) - уставка интегрированного
контроля тока, относящаяся ко всем трем фазам, или токам несимметричных КЗ (контроль
токов нулевой/обратной последовательности).
Рекомендуется уставка по току на 10% ниже минимального тока повреждения, при
котором УРОВ должен работать. Значение тока срабатывания не должно быть задано
слишком низким, иначе, в условиях отключения очень высокого тока, переходный процесс во вторичных цепях ТТ может привести к увеличению времени возврата УРОВ.
50BF ( I  BF )  I РЗ.МИН / K Ч  0,9  I РЗ.МИН
I РЗ.МИН – минимальный ток, протекающий в месте подключения токовых цепей
где
функции УРОВ, при КЗ в зоне чувствительности всех защит, действующих на отключение
с пуском УРОВ выключателя на стороне ВН автотрансформатора (включая
основные/резервные защиты автотрансформатора на его сторонах ВН/СН/НН, а также
ДЗШ ВН)
78
K Ч  1,1 – коэффициент чувствительности УРОВ.
Выдержка времени УРОВ должна учитывать максимальное время отключения
выключателя, время возврата органа контроля протекания тока и время запаса, которое
учитывает погрешность органа выдержки времени. Т.о., выдержка времени УРОВ
определяется по выражению:
50BF (T )  TУРОВ  TОВ  TРТ  t ЗАП ,
где TОВ – максимальное время отключения выключателя, которое определяется типом
выключателя (ориентировочно это время составляет 0,03-0,06сек. для исправного выключателя);
TРТ – время возврата органа контроля протекания тока, принимается равным
0,02сек;
t ЗАП – время запаса, принимается равным 0,1сек.
Первая (минимальная) выдержка времени на повторное отключение выключателя
может составлять:
50 BF (T 1)  0,1  0,13сек.
Соответственно, вторая или единственная выдержка времени УРОВ на отключение
смежных присоединений принимается (по опыту эксплуатации, и с учетом ступени
селективности):
50 BF (T 2)  0,25  0,3сек.
3.5. Автоматическое повторное включение
Устройство автоматического повторного включения выключателя ВН(СН) АТ.
Имеет до 4 циклов срабатывания, пускается по факту срабатывания резервных защит на стороне ВН(СН) АТ и ДЗШ-ВН(СН) на отключение выключателя, с проверкой отключенного положения и наличия заданных условий срабатывания АПВ (контроль
напряжения АТ и шин, КС).
С заданной независимой выдержкой времени действует:
 на включение выключателя, в каждом цикле АПВ.
Устройство автоматического повторного включения выключателя НН АТ, имеет 1
цикл срабатывания, пускается по факту срабатывания защит НН АТ на отключение
выключателя, с проверкой его отключенного положения.
С заданной независимой выдержкой времени действует на включение выключателя.
Функция контроля наличия (отсутствия) и синхронизма напряжений шин ВН (СН)
и АТ, имеет заданные минимальные и/или максимальные уставки контролируемых параметров, действует:
 на деблокирование (разрешение) действия АПВ выключателя ВН (СН) АТ, при
наличии заданных условий (контроль напряжения на АТ и шинах, контроль наличия синхронизма напряжений АТ и шин);
 на деблокирование (разрешение) оперативного (ручного) включения выключателя ВН (СН) АТ, при наличии заданных условий (контроль напряжения на АТ и шинах,
контроль наличия синхронизма напряжений АТ и шин).
Действие АПВ на включение выключателя на стороне ВН(СН) автотрансформатора
осуществляется по факту срабатывании заданных защит на отключение и пуск АПВ
указанного выключателя: дистанционной, токовой защиты нулевой последовательности
или максимальной токовой защиты на стороне ВН (СН) АТ, а также при срабатывании
внешних устройств защиты ТАПВ (ДЗО ВН (СН) АТ, ДЗШ на стороне ВН (СН) АТ, с
контролем (проверкой) его отключения из включенного состояния, готовности к
79
включению, проверкой условий синхронизма напряжений и с заданной выдержкой
времени (Т цикла АПВ).
Для выключателей ВН(СН) АТ, как правило, осуществляется однократное АПВ
(единственный цикл повторного включения), после которого (в случаях устойчивого КЗ)
производится окончательное отключение выключателя.
С помощью свободной логики устройства однократное АПВ может быть выполнено с использованием нескольких различных циклов (до 4-х), каждый из которых действует только при определенном (заданном) пуске АПВ от одной из функций (внешних) защит, а все прочие блокируются. Указанный способ позволяет выполнить однократное
АПВ с различными временами действия после отключения выключателя АТ, например,
при внешних КЗ на шинах, при внешних КЗ в смежной сети, или КЗ на ошиновке ВН (СН)
АТ.
Для реализации такого избирательного действия АПВ, необходима раздельная
фиксация каждого внешнего пуска АПВ от других устройств релейной защиты через Бинарные входы данного устройства.
Пуск АПВ (в т.ч. многократное) выполняется только от первой команды
отключения КЗ от защиты, действующей с пуском АПВ.
Для каждой внутренней функции защиты устройства РЗА с помощью устанавливаемого параметра можно задать, должен ли выполняться пуск АПВ при ее действии. То же
самое относится к сигналам отключения от внешних устройств защиты, которые передаются через дискретные входы устройств РЗА.
Длительность бестоковой паузы – т.е. время от отключения КЗ (фиксируется при
возврате команды отключения или сигналом от блок-контактов) до начала команды автоматического включения – может изменяться в зависимости от режима работы АПВ, заданного при определении объема функций устройства и пусковых сигналов, получаемых
от защит.
АПВ может быть предварительно блокировано сигналом дискретного входа, при
этом его пуск не осуществляется. Если цикл АПВ уже начался, то при получении соответствующего сигнала выполняется динамический запрет АПВ. Каждый цикл АПВ может
также запрещаться индивидуально через дискретный вход устройства. В этом случае рассматриваемый цикл недопустим и пропускается при переходе к допустимому циклу. Если
сигнал запрета АПВ появляется в то время, когда какой-либо цикл уже начался, то это
приводит к прекращению АПВ, т.е. повторное включение больше не происходит, даже
если другие циклы разрешены.
Например, АПВ не пускается или дополнительно блокируется при действии
автоматического ускорения защит при включении выключателя, при получении команды
телеотключения с противоположного конца, действии УРОВ или устройств
противоаварийной автоматики.
Во время выполнения циклов АПВ могут появляться внутренние запреты, которые
ограничены выдержкой времени запрета T-RECLAIM (Время возвр. АПВ) (адрес 3403),
которая запускается вместе с каждой командой включения от АПВ.
Если АПВ успешное, то после окончания выдержки времени запрета все функции
АПВ приходят в исходное состояние. Повреждение после окончания выдержки времени
запрета АПВ рассматривается как новое КЗ в сети.
Если выключатель включается вручную (сигнал от ключа управления поступает
через дискретный вход, локальную функцию управления или один из последовательных
интерфейсов), АПВ запрещается на время T-BLOCK MC (Тблок ручн. вкл). Если в это
время появляется команда отключения, предполагается, что выключатель включили на
металлическое КЗ (например, включенный заземляющий нож). Любая команда отключения в это время является окончательной.
Условием выполнения АПВ после отключения КЗ является то, что к моменту пуска АПВ (т.е. в начале первой команды отключения) выключатель готов по меньшей мере к
80
одному циклу ОТКЛ-ВКЛ-ОТКЛ. Сигнал готовности выключателя поступает в устройство через дискретный вход. В случае, если схема сигнализации готовности привода отсутствует, опрос выключателя может не выполняться. Устройство может контролировать
время приведения в готовность выключателя. Отсчет выдержки времени контроля начинается как только пропадает сигнал готовности выключателя. При этом время бестоковой
паузы продлевается, если после его истечения нет сигнала готовности выключателя. После истечения заданного времени контроля выполняется динамический запрет АПВ.
Устройство непрерывно проверяет положение выключателя: до тех пор, пока блокконтакты показывают, что выключатель не включен (тремя фазами), АПВ не может быть
запущено. Это определяет возможность действия АПВ на включение только в случаях,
если выключатель был отключен из включенного состояния.
Бестоковая пауза АПВ начинается, когда снимается команда отключения или блокконтакты сигнализируют, что выключатель отключен. Если функция АПВ готова, то все
КЗ в зоне действия ступеней защиты, которые запускают АПВ, отключаются тремя фазами с пуском АПВ. При возврате команды отключения или размыкании контактов выключателя (контроль по блок-контактам) начинается бестоковая пауза (с задаваемой длительностью). По окончании паузы на выключатель выдается команда включения. Одновременно запускается выдержка времени запрета (с задаваемой длительностью).
Если КЗ устранилось до истечения набора выдержки времени запрета (успешное
АПВ), то все функции придут в исходное состояние.
Если КЗ не устранилось (неуспешное АПВ), то защита выполнит окончательное
отключение. Также любое КЗ во течении времени запрета АПВ приведет к
окончательному отключению выключателя. После неуспешного повторного включения
(окончательного отключения) АПВ запрещается динамически.
Время срабатывания, или длительность бестоковой паузы в цикле однократного
ТАПВ должно быть больше времени полного отключения КЗ и времени деионизации
среды в месте КЗ после полного его отключения.
Минимальное время задержки действия ТАПВ определяется по следующему выражению:
T min (ТАПВ)  TД  TВ  TЗАП ,
TД – время деионизации среды в месте КЗ на ВЛ, значение которого зависит от
где
метеорологических условий, значения и длительности протекания тока КЗ, от рабочего
напряжения; ориентировочные средние значения следующие:
 для сетей 110 кВ TД = 0,17-0,2 сек;
 для сетей 220(330) кВ TД = 0,3-0,4 сек.
TВ – время отключения выключателя, которое в зависимости от типа выключателя
обычно находится в пределах (0,03÷0,08) сек;
TЗАП  0,5сек. – время запаса (ступень селективности).
Примечания:
1. Указанная здесь расчетная минимальная выдержка времени может использоваться (например) для отдельного цикла АПВ, с помощью которого осуществляется повторное включение выключателя на стороне ВН(СН) АТ после срабатывания дифзащиты ошиновки на данной стороне АТ (опробование шин).
2. Номера циклов АПВ, для которых в последующих пп. приведены расчетные
выдержки времени АПВ, указаны условно.
Минимальная выдержка времени (цикла) АПВ АТ с контролем синхронизма
напряжений после отключения КЗ на шинах и успешного АПВ шин РУ, может быть задана
в пределах:
TАПВ.АТ(ТАПВ1)  TАПВ.ШИН  TВ.ШИН  TЗАП ,
81
где
TАПВ.ШИН – выдержка времени АПВ присоединения, осуществляющего
автоматическое опробование шин после КЗ (по опыту эксплуатации 1-1,5сек.);
TВ.ШИН – время включения выключателя при опробовании шин;
TЗАП  0,8сек. – время запаса, учитывающее время разброса АПВ присоединений,
включаемых с последовательными выдержками времени.
Выдержка времени (цикла) АПВ АТ с контролем отсутствия напряжения на шинах
после отключения КЗ воздушных линий на стороне ВН (СН) резервирующим действием
защит АТ, должна превышать время срабатывания резервных защит на противоположном
конце линии, полностью охватывающих данную ВЛ.
TАПВ.АТ(ТАПВ2)  TРЗ2  TД  TЗАП ,
где
TРЗ2 – максимальная выдержка времени действия ступеней резервных защит на
противоположных концах линий присоединенных к РУ на стороне ВН(СН) АТ,
отключающих КЗ по всей длине ВЛ;
TД – время деионизации среды в месте КЗ на ВЛ;
TЗАП  0,5сек. – время запаса.
Минимальная выдержка времени запрета (возврата в исходное состояние) функции
АПВ АТ, может быть задана в пределах:
TВОЗВР.АПВ(ТАПВ.ЗАП)  TРЗ  TОТКЛ  TЗАП ,
где
TРЗ – максимальная выдержка времени действия ступеней резервных защит АТ на
стороне ВН(СН);
TОТКЛ – время отключения выключателя АТ на стороне ВН(СН);
TЗАП  0,5сек. – время запаса.
Напряжение срабатывания контроля отсутствия напряжения на смежных шинах
ВН(СН) (контроль отсутствия напряжения линии) рекомендуется задавать в пределах:
U СР.КОН  0,25  0,3U НОМ.Ф ,
U НОМ.Ф – фазное номинальное напряжение шин на стороне ВН (СН) АТ.
где
4. Выбор параметров срабатывания МП РЗА шин 110-750 кВ
4.1. Дифференциальная защита
Для всех рассматриваемых вариантов типовых РУ напряжением 110-750 кВ
используются нижеперечисленные функции защиты:
– дифференциальная токовая защита шин с торможением (в одном или двух комплектах), зона которой включает собственно шины и ошиновку присоединенного к шинам
без выключателя трансформатора (автотрансформатора), до ТТ, установленных в цепи его
высоковольтных вводов;
– устройство резервирования отказа выключателей (УРОВ) присоединений шин.
Предусматриваются следующие технические решения в части защиты шин:
– для РУ с возможностью оперативного изменения фиксации присоединений на
системах шин, как правило, должны применяться устройства ДЗШ функционально обеспечивающие технологические задачи данного РУ в требуемом объеме;
– для РУ с простыми первичными схемами (без возможности оперативного изменения фиксации присоединений на системах шин) более простым и надежным решением
является применение устройств в трехфазном или однофазном исполнении, практически
без снижения функциональных требований к защите шин.
82
Централизованная
дифференциальная
токовая
защита
одиночных
секционированных систем шин (трехфазная/однофазная).
К применению рекомендуются два способа реализации ДЗШ на базе устройства
РЗА в трехфазном и однофазном аппаратном исполнении:
- при трехфазном исполнении ДЗШ в каждом отдельном комплекте защиты шин
измерение (сравнение) трехфазных систем токов присоединений защищаемой секции шин
производится одним устройством РЗА (отдельное устройство для каждой секции шин);
- при однофазном исполнении ДЗШ, в каждом отдельном комплекте защиты шин
измерение (сравнение) одноименных фаз токов присоединений защищаемой секции шин
производится тремя устройствами РЗА (отдельное устройство для каждой фазы секции
шин).
Перечень и краткое описание функций защиты, реализуемых в МП устройстве
РЗА:
Дифференциальная токовая защита отдельной секции шин (ДЗШ).
Реализована в одном или двух отдельных комплектах защиты.
ДЗШ срабатывает при междуфазных КЗ и КЗ на землю в защищаемой зоне (секция
шин), ограниченной трансформаторами тока присоединений шин (ТТ выключателей и
вводов АТ, непосредственно присоединенных к секции).
Дифзащита шин действует без выдержки времени (или с заданной выдержкой времени):
 на отключение заданных выключателей (3-х фаз) присоединений секции шин;
 на пуск АПВ присоединений секции шин (если предусматривается автоматическое опробование и восстановление доаварийного режима работы секции шин, после
успешного отключения КЗ);
 на пуск внешних функций УРОВ выключателей присоединений шин.
Контроль дифференциального тока.
Контроль дифференциального тока дифзащиты секции шин для определения
неисправностей токовых цепей ДЗШ выполнен на основе учета суммарного тока
небаланса в дифференциальной цепи защиты каждой отдельной фазы. Действует на
блокирование действия ДЗШ отдельно в каждой фазе защищаемой зоны.
Контроль тока присоединений секции шин.
Необходим для определения исправностей токовых цепей ДЗШ, выполнен на
основе контроля превышения током отдельных присоединений заданного значения.
Действует на разрешения действия ДЗШ данной защищаемой зоны.
Децентрализованная дифференциальная токовая защита и УРОВ одиночных
(секционированных) и двойных систем шин
Дифзащита шин днного типа является интегрированной системой защиты секций
или систем шин (как правило 2 или 4, всего до 12 отдельных секций шин), включающей
индивидуальные устройства ДЗШ для каждого присоединения шин (до 48-ми ячеек),
установленных, в основном, в шкафах защиты присоединений и соединенных радиальными волоконно-оптическими связями (локальная сеть ДЗШ) с центральным устройством
(координатором) дифзащиты шин.
Индивидуальное устройство ДЗШ присоединения осуществляет следующие функции:
 измерение фазных токов (аналого-цифровое преобразование величин);
 запоминание (фиксация) положения шинных разъединителей присоединения,
команд оперативного управления (включения) выключателей, внешнего пуска УРОВ
и/или других входных управляющих сигналов ДЗШ, УРОВ и защиты от КЗ в мертвой зоне
присоединения;
 быстродействующий (синхронизированный) обмен информацией с центральным
устройством ДЗШ по локальной сети ДЗШ, включая передачу данных измерения токов,
83
сигналов управления и прием управляющих команд формируемых центральным устройством;
 функцию индивидуального УРОВ присоединения (пусковой, исполнительный
органы);
 функцию защиты от КЗ в мертвой зоне ячейки присоединения (пусковой, исполнительный органы);
 отключение присоединения, с одновременным пуском других выходных управляющих команд ДЗШ, УРОВ и защиты от КЗ в мертвой зоне (пуск/запрет АПВ, пуск телеотключения и др.);
 индикацию измеряемых величин токов и текстовых сообщений на жидкокристаллическом дисплее;
 сигнализацию срабатывания функций, неисправности устройства.
Центральное устройство ДЗШ осуществляет следующие функции:
 считывание и сравнение токов присоединений (расчет дифференциального и
стабилизирующего/тормозного токов) в зоне ДЗШ, обработку сигналов и команд защиты
и управления, передаваемых индивидуальными устройствами ДЗШ ячеек;
 формирование управляющих воздействий ДЗШ, УРОВ и защиты от КЗ в мертвой зоне;
 быстродействующий (синхронизированный) обмен информацией с индивидуальными устройствами ДЗШ ячеек по локальной сети ДЗШ, включая прием данных измерения и сигналов управления, передачу команд на отключение присоединений шин и пуск
других управляющих воздействий;
 индикацию измеряемых (расчетных) величин токов и текстовых сообщений на
жидкокристаллическом дисплее;
 сигнализацию срабатывания функций, неисправности устройства;
 реализация конфигурации и задания уставок ДЗШ, УРОВ и защиты от КЗ в
мертвой зоне.
Центральный терминал ДЗШ для секций или систем шин 110 – 750 кВ.
Перечень и краткое описание функций защиты, реализуемых в МП устройстве
РЗА:
Дифференциальная токовая защита шин Срабатывает при междуфазных и
однофазных КЗ в защищаемой селективной зоне (одна из рабочих секций или систем
шин), ограниченной трансформаторами тока присоединений шин.
Основной принцип действия устройства ДЗШ использует способ независимого
измерения дифференциального тока и тока стабилизации (торможения) одновременно в
нескольких селективных зонах (отдельные секции шин с присоединениями) и в единой
контрольной зоне, включающей все защищаемые секции (системы) шин.
Параметры (уставки) срабатывания контрольной зоны и селективных зон ДЗШ могут устанавливаться индивидуально, при этом для каждой зоны могут быть дополнительно введены независимые параметры срабатывания при КЗ на землю (чувствительный орган ДЗШ, см. далее).
В соответствии с установленной логикой, дифзащита шин действует без выдержки
времени (или с заданной выдержкой времени):
 на отключение заданных выключателей присоединений шин;
 на пуск АПВ присоединений шин (автоматическое опробование и восстановление доаварийного режима работы систем шин, после успешного отключения КЗ);
 на пуск УРОВ (внутренней или внешней функции) присоединений шин.
Защита от КЗ в мертвой зоне ячеек присоединений шин, имеющих питание от
других сторон (такие как линии электропередачи, трансформатор, АТ, исключая ШСВ или
СВ)
Защита предназначена для ликвидации КЗ в зоне ошиновки между выключателем и
выносными трансформаторами тока в ячейке присоединения.
84
Действует в режиме отключенного состояния выключателя с контролем наличия
тока, без выдержки времени:
Если ТТ расположены на стороне присоединения:
 на автоматическое исключение тока присоединения в измерительной системе
ДЗШ (для обеспечения несрабатывания защиты шин);
 на остановку ВЧ передатчика основной защиты и/или на пуск телесигнала для
отключения другой стороны линии электропередачи;
 на отключение трансформатора (АТ) со всех сторон;
 на запрет АПВ присоединения.
Если ТТ расположены на стороне шин:
 на автоматическое исключение тока присоединения в измерительной системе
ДЗШ (для обеспечения срабатывания защиты шин).
Защита от КЗ в мертвой зоне ячейки шиносоединительного или секционного
выключателя.
Защита предназначена для селективной ликвидации КЗ в зоне ошиновки в ячейке
ШСВ (СВ) между выключателем и выносными трансформаторами тока присоединения.
Действует в режиме отключенного состояния выключателя:
 на автоматическое исключение тока ШСВ в измерительной системе ДЗШ, для
обеспечения правильного избирательного действия смежных селективных зон защиты
шин.
Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ) присоединений шин.
Пускается при срабатывании защит присоединения или ДЗШ на отключение
выключателя, с контролем наличия минимального тока в его цепи.
Функция УРОВ может иметь следующие заданные алгоритмы действия.
Одноступенчатое действие УРОВ с заданной выдержкой времени пуска и
контролем наличия тока присоединения:
 на отключение присоединений шин;
 на отключение других сторон и запрет АПВ контролируемого присоединения –
линии или трансформатора.
Двухступенчатое действие УРОВ с контролем наличия тока присоединения:
С первой выдержкой времени пуска (1-я ступень УРОВ):
 на повторное отключение выключателя контролируемого присоединения.
Со второй выдержкой времени пуска (2-я ступень УРОВ):
 на отключение присоединений шин;
 на отключение других сторон и запрет АПВ контролируемого присоединения –
линии или трансформатора.
Одноступенчатое действие с заданной выдержкой времени пуска и
разбалансированием
дифференциального
тока
(изменение
полярности
тока
контролируемого присоединения в измерительной системе):
- на отключение присоединений шин;
- на отключение других сторон и запрет АПВ контролируемого присоединения –
линии или трансформатора.
Двухступенчатое действие УРОВ с разбалансированием дифференциального тока:
С первой выдержкой времени пуска и контролем наличия тока присоединения (1-я
ступень УРОВ):
 на повторное отключение выключателя контролируемого присоединения.
Со второй выдержкой времени пуска и разбалансированием дифференциального
тока (2-я ступень УРОВ):
 на отключение присоединений шин;
 на отключение и запрет АПВ контролируемого присоединения (включая все стороны линии или трансформатора).
85
Действие с пуском при срабатывании УРОВ внешних устройств защиты, без
дополнительной выдержки времени:
 на отключение присоединений шин;
 на отключение и запрет АПВ контролируемого присоединения (включая все стороны линии или трансформатора).
Примечание – По преимуществу используются алгоритмы действия УРОВ:
одно/двухступенчатое действие с контролем тока и заданными выдержками времени.
Основные функции контроля готовности (исправности) системы ДЗШ, включая:
Контроль исправности фиксации положения или операций переключения
разъединителей.
Контроль отдельных присоединений дифзащиты шин для определения
неисправности мониторинга положения или переключения шинных разъединителей
присоединений на основе информации о состоянии блок-контактов разъединителя,
обрабатываемой в индивидуальном устройстве ДЗШ присоединения.
Действует на сигнал или блокирование (по выбору) соответствующей селективной
зоны ДЗШ, или полное блокирование ДЗШ.
Контроль исправности цепей тока.
Контроль отдельных присоединений дифзащиты шин для определения
неисправностей в цепях трансформаторов тока на основе учета геометрической суммы
токов фаз и нулевого провода ТТ, выполняемого в индивидуальном устройстве ДЗШ
присоединения.
Действует на блокирование действия соответствующей селективной зоны ДЗШ,
или полное блокирование ДЗШ.
Контроль дифференциального тока.
Контроль дифзащиты шин для определения неисправностей токовых цепей или
измерительной системы ДЗШ на основе учета суммарного тока небаланса в
дифференциальной цепи контрольной и/или селективных зон защиты, выполняемого в
центральном устройстве ДЗШ.
Действует на блокирование действия соответствующей селективной (контрольной)
зоны ДЗШ.
Контроль
исправности
индивидуальных
устройств
ДЗШ
отдельных
присоединений, и/или центрального устройства ДЗШ, и/или линий связи ДЗШ.
Контроль для фиксации неисправности устройств и/или оптоволоконных линии
связи ДЗШ на основе периодического автоматического тестирования и обмена
информацией, выполняемого центральным и индивидуальными устройствами ДЗШ.
Действует на блокирование действия соответствующего индивидуального и/или
центрального устройства ДЗШ и/или соответствующей селективной зоны ДЗШ.
Индивидуальное устройство (модуль) ДЗШ ячейки присоединения шин,
интегрированное в шкаф защиты присоединения, или устанавливаемое в общих
(централизованных) шкафах ДЗШ.
Перечень и краткое описание функций защиты, реализуемых в МП устройстве РЗА.
Устройство резервирования отказа выключателя (основная функция устройства,
реализуемая совместно в модуле ячейки – BU и в Центральном устройстве ДЗШ - CU)
Пускается при срабатывании защит на отключение выключателя, с контролем
наличия минимального тока в его цепи.
По преимуществу, применяется двухступенчатое действие УРОВ с контролем
наличия тока присоединения. Действует, через схему и логику центрального устройства
ДЗШ с заданными независимыми выдержками времени:
При пуске от защит присоединения:
С выдержкой времени пуска 1-й ступени УРОВ:
 на повторное отключение выключателя контролируемого присоединения.
С выдержкой времени пуска 2-й ступени УРОВ:
86
 на отключение присоединений шин (основное действие);
 на отключение и запрет АПВ контролируемого присоединения (дополнительное
действие).
При пуске от ДЗШ:
С выдержкой времени пуска 2-й ступени УРОВ:
 на отключение и запрет АПВ контролируемого присоединения.
Защита от КЗ в мертвой зоне ячейки присоединения, имеющего питание от других
сторон (функция устройства, реализуемая совместно в модуле ячейки – BU и в
центральном устройстве ДЗШ – CU для присоединения: линия электропередачи,
трансформатор, АТ).
Защита предназначена для ликвидации КЗ в зоне ошиновки между выключателем и
выносными трансформаторами тока в ячейке присоединения.
Действует в режиме отключенного положения выключателя с контролем наличия
тока, без выдержки времени:
Если ТТ расположены на стороне присоединения:
 на автоматическое исключение тока присоединения в измерительной системе
ДЗШ (для обеспечения несрабатывания защиты шин);
 на остановку ВЧ передатчика основной защиты и/или на пуск телесигнала для
отключения другой стороны линии электропередачи;
 на отключение трансформатора (АТ) со всех сторон;
 на запрет АПВ присоединения.
Если ТТ расположены на стороне шин:
 на автоматическое исключение тока присоединения в измерительной системе
ДЗШ (для обеспечения срабатывания защиты шин).
Защита от КЗ в мертвой зоне ячейки шиносоединительного или секционного
выключателя (функция устройства, реализуемая совместно в модуле ячейки – BU и в
центральном устройстве ДЗШ – CU) Защита предназначена для селективной ликвидации
КЗ в зоне ошиновки в ячейке ШСВ (СВ) между выключателем и выносными
трансформаторами тока присоединения.
Действует в режиме отключенного состояния выключателя:
 на автоматическое исключение тока ШСВ в измерительной системе ДЗШ, для
обеспечения правильного избирательного действия смежных селективных зон защиты
шин.
Ненаправленная максимальная токовая защита (независимая функция МТЗ,
реализуется опционально в модуле ячейки - BU)
Имеет до 3-х ступеней по току срабатывания, действующих при однофазных и
междуфазных КЗ в защищаемых зонах. Каждая из ступеней с заданной независимой или
инверсной выдержкой времени действует:
 на отключение выключателя присоединения;
 на пуск независимой функции УРОВ терминала присоединения.
Устройство резервирования отказа выключателя (независимая функция УРОВ,
реализуется при наличии независимой функции МТЗ в модуле ячейки - BU)
Пускается при срабатывании независимой функции МТЗ на отключение
выключателя. Применяется двухступенчатое действие УРОВ с контролем наличия тока
присоединения.
Действует при пуске от независимой МТЗ, с заданными независимыми выдержками времени:
с выдержкой времени пуска 1-й ступени УРОВ (автономно от центрального
устройства ДЗШ):
 на повторное отключение выключателя контролируемого присоединения;
с выдержкой времени пуска 2-й ступени УРОВ (через схему центрального
устройства ДЗШ при наличии связи с ним):
87
 на отключение присоединений шин (основное действие);
 на отключение и запрет АПВ контролируемого присоединения (дополнительное
действие).
В настоящих методических указаниях рассматривается дифференциальная токовая
защита шин 110-750 кВ в двух вариантах исполнения:
 централизованная дифференциальная токовая защита одиночных секционированных систем шин (трехфазная/однофазная);
 децентрализованная дифференциальная токовая защита и устройство резервирования отказа выключателей (УРОВ) одиночных (секционированных) и двойных систем
шин.
Дифференциальная токовая защита шин (ДЗШ) предназначена для действия при
коротких замыканиях (КЗ) в защищаемой зоне (шины), однако, появление значительных
погрешностей измерения трансформаторов тока (ТТ) может вызвать ее излишнее действие
при внешних КЗ.
Так, например, при близком повреждении на одном из отходящих присоединений,
через его ТТ протекает полный ток КЗ, в то время как через ТТ неповрежденных
присоединений протекает лишь доля полного тока КЗ. Если кратность полного тока КЗ
превышает номинальную величину для данного ТТ, может произойти насыщение его
сердечника. В результате, во вторичную цепь ТТ поврежденного присоединения будет
трансформироваться только часть тока.
При этом ТТ неповрежденных присоединений будут правильно трансформировать
токи. Т.о. сумма первичных токов будет равна нулю, в то время как аналогичное равенство
для вторичных токов выполняться не будет, т.е. в измерительных цепях ДЗШ появится
дифференциальный ток небаланса, величина которого может превысить ток уставки
срабатывания защиты.
В дифференциальной защите шин, данная проблема решается с помощью функции
торможения током повреждения (увеличение порога срабатывания защиты в зависимости
от величины полной арифметической суммы токов присоединений).
При возникновении повреждения не в момент прохождения синусоиды первичного
тока через максимум, в токе КЗ появляется апериодическая составляющая, которая
затухает с постоянной времени τ = L / R первичной цепи. Чем больше мощность системы,
тем больше постоянная времени. Апериодическая составляющая в токе КЗ способствует
глубокому насыщению магнитопровода ТТ и, таким образом, влияет на точность его
работы.
Для решения указанных проблем при выполнении схем защиты шин применяются
специальные мероприятия. Указанные мероприятия дополняют основной принцип
контроля суммарного (дифференциального) тока с торможением током повреждений. Это
позволило выполнить функцию дифференциальной защиты шин в терминалах типа с
высокой степенью надежности отстройки действия при внешних КЗ, и в тоже время
обеспечить быстродействие защиты при КЗ в зоне действия (Тср. ≥ Т полупериода тока
промышленной частоты).
Функция ДЗШ рассматривается применительно к шинам, имеющим жестко фиксированное присоединение ячеек (с одним шинным разъединителем).
При трехфазном способе измерения токов ТТ присоединений шин (отдельный
трехфазный измерительный токовый вход для каждого присоединения), например, одно
устройство защиты с тремя сторонами измерения позволяет выполнить ДЗШ небольших
сборных шин с количеством присоединений не более трех.
В случаях большего количества присоединений, устройства ДЗШ могут
применяться для реализации дифзащиты шин в однофазном (пофазном) исполнении, с
учетом следующего:
88
В отдельном комплекте ДЗШ измерение (сравнение) токов присоединений каждой
секции шин производится тремя устройствами РЗА, или для каждой фазы защищаемой
секции шин – одно отдельное устройство.
При этом, отдельный измерительный вход устройства в каждой фазе защиты
используется для подключения одноименной фазы ТТ отдельного присоединения шин, а
максимальное количество присоединений на защищаемой секции, в соответствии с
количеством доступных измерительных входов тока, составляет до 7-12 ячеек.
Примечание – в качестве ячеек ДЗШ рассматриваются все присоединения данной
секции (системы) шин, имеющие комплект (керн) измерительных ТТ для подключения в
токовые цепи ДЗШ, в т.ч. секционный (шиносоединительный) и обходной выключатели.
Принцип действия дифзащиты основан на измерении и сравнении токов сторон
(присоединений) шин, отдельно для каждой фазы.
Дифференциальный (рабочий) ток дифзащиты представляет собой модуль
геометрической (векторной) суммы измеряемых токов сторон шин. При этом
предполагается, что токи, втекающие в защищаемую зону, имеют одинаковый
«положительный» знак, и наоборот.
Тормозной ток (препятствующий действию рабочего тока) дифзащиты
представляет собой сумму модулей измеряемых токов сторон шин.
Функция дифференциальной токовой защиты шин использует следующий
основной принципиальный алгоритм действия:
Характеристика действия защиты с токовым торможением, представляющая собой
орган защиты с током срабатывания, величина которого увеличивается пропорционально
(в общем случае) тормозному току защиты, и уставкой начального тока срабатывания
выше номинального (максимального рабочего) тока присоединений шин (при отсутствии
торможения на начальном заданном участке характеристики).
Кроме того, существуют другие специальные возможности устройства,
предотвращающие неселективные действия защиты, вероятные при переходных
процессах короткого замыкания (КЗ) в сети и на защищаемом оборудовании, вызывающих
увеличение погрешности измерения трансформаторов тока дифзащиты. Детальное
описание всех характеристик защиты приведено в руководстве по эксплуатации
микропроцессорного устройства.
В настоящих указаниях характеристики дифзащиты шин рассматриваются в
объеме, необходимом для выбора параметров или расчета уставок функций РЗА.
Поскольку на сторонах (присоединениях) шин могут использоваться трансформаторы тока с различными первичными номинальными токами, то в качестве номинального
тока объекта (шин) принимается номинальный рабочий ток, который будет являться базовым для всех остальных токов. Уставки функций защиты будут определяться в относительных величинах относительно этого базового тока. Обычно, в этом качестве выбирается максимальный номинальный первичный ток ТТ.
Дифференциальная защита в МП устройстве РЗА приводит все токи к
номинальному току защищаемого объекта. Если присоединения и/или трансформаторы
тока присоединений защищаемой зоны имеют различные первичные токи, то, как правило,
внешних выравнивающих устройств не требуется, т.к. выравнивание (или приведение)
токов осуществляется в устройстве с помощью расчетного алгоритма.
Децентрализованная дифференциальная токовая защита и УРОВ одиночных (секционированных) и двойных систем шин
Применяемые устройства:
– Центральный терминал,
– Терминалы ячейки.
Измерительная логика терминала имеет следующие особенности.
Основной принцип действия:
 Контроль суммы токов, как фактор действия защиты на отключение.
89
Меры, обеспечивающие правильную работу защиты при насыщении
трансформаторов тока:
 торможение (при больших кратностях сквозных токов КЗ);
 независимая оценка измеряемых величин каждый полупериод (эффективно против апериодических составляющих).
Для обеспечения быстродействия защиты принята независимая оценка токов в
течение первых миллисекунд после возникновения КЗ (до момента насыщения
трансформаторов тока).
Уставки Максимальной токовой защиты терминала ячейки.
Примечание – применение дополнительной (ненаправленной) МТЗ устройства
ячейки, для присоединений шин во многих случаях является затруднительным и
нецелесообразным по ряду причин (сложность электрических сетей, недостаточная
чувствительность, неселективность, большие выдержки времени действия защиты и др.).
Сказанное относится и к дополнительной функции УРОВ устройства ячейки, который
имеет пуск от дополнительной МТЗ ячейки и возможность независимого (от центрального
терминала ДЗШ) действия только на повторное отключение данного присоединения.
Более детальные рекомендации по расчету уставок МТЗ приведены в Руководящих
указаниях по РЗА, которые могут быть использованы (в случаях необходимости
использования дополнительных функций) для соответствующих присоединений шин.
В связи со значительными ограничениями применения дополнительных функций
МТЗ и УРОВ, их активизацию в устройствах ДЗШ, можно считать малоэффективной и
необязательной.
Параметр I>> определяет уставку по току данной ступени междуфазной
максимальной токовой защиты. Эта ступень может использоваться в качестве резервной
защиты от повреждений присоединений с относительно большим сопротивлением.
Ступень I>> имеет независимую характеристику выдержки времени. Параметр TI>>
определяет выдержку времени на отключение ступени I>>.
Параметр I> определяет уставку по току данной ступени междуфазной
максимальной токовой защиты. При выборе уставки ступени I> необходимо обеспечить
отстройку от максимального тока нагрузки присоединения (с учетом возможной
перегрузки). Параметр TI> определяет выдержку времени на отключение ступени I>. Эта
уставка определяется параметром I>.
Уставки УРОВ терминала ячейки.
При применении этой функции необходимо учитывать соответствующий параметр
функции УРОВ центрального терминала, для того, чтобы две функции защиты дополняли
друг друга. Рекомендуется устанавливать значения параметров таким же, как и в
центральном терминале.
Для ДЗШ рекомендуются следующие условия выбора уставок основной
(чувствительной) функции дифзащиты шин:
Выбор уставки минимального тока срабатывания защиты производится по условию
отстройки от тока в реле при обрыве вторичных токовых цепей защиты в нагрузочном
режиме:
87 B( I  DIFF )  K ОТС  I МАКС.ДЛ.ДО П  1,2  I МАКС.ДЛ.ДО П ,
где
KОТС  1,2 – коэффициент отстройки;
I МАКС.ДЛ.ДО П – максимальный длительно допустимый ток нагрузки присоединений Шин.
Уставка I-DIFF> определяется относительно номинального тока защищаемого
объекта (в о.е. I DIFF / I NObj ).
Примечания:
1. В целях повышения чувствительности защиты шин, в качестве I МАКС.ДЛ.ДО П рекомендуется принять максимальный длительно допустимый ток самого нагруженного присоедине90
ния шин. При затруднении в определении действительных токов нагрузки, следует принять максимальный номинальный первичный ток ТТ присоединений шин.
2. Отстройка по току от максимального тока небаланса в переходном режиме
внешнего короткого замыкания, принципиально не требуется, т.к. для данной защиты используется функция торможения током повреждения для отстройки от возможных срабатываний при внешних КЗ.
Расчет коэффициента торможения К ТОР М(1) дифзащиты шин (определение наклона
первого участка характеристики срабатывания/торможения).
В общем случае, K ТОРМ определяется по выражению:
I
K ТОРМ  ДИФФ  tg ,
I ТОРМ
I ДИФФ – приращение относительного дифференциального тока;
где
I ТОРМ – приращение относительного тормозного тока (арифметическая сумма
токов всех плеч дифзащиты);
 - угол наклона характеристики.
Для выбора K ТОРМ в качестве расчетного, принимается режим, при котором
коэффициент является максимальным:
K ТОРМ 
где
K ОТСТР  I НБ.РАСЧ.П  I СЗ.МИН.П
,
I ТОРМ.РАСЧ.П  I ТОРМ.НАЧ.П
KОТСТР  1,5 – коэффициент отстройки;
I НБ.РАСЧ.П – максимальный расчетный первичный ток небаланса.
Ток небаланса определяется для величины максимального тока внешнего
(сквозного) тока:
I НБ.РАСЧ.П  K ПЕР  K ОДН    f ВЫР  I МАКС.ВН 
 2 1 0,1  0,05  I МАКС.ВН  0,25  I МАКС.ВН
Ток торможения определяется соответственно, для этого же режима:
I ТОРМ.РАСЧ.П  I МАКС.ВН  1    f ВЫР   I МАКС.ВН 
 2    f ВЫР   I МАКС.ВН  1,85  I МАКС.ВН
I МАКС.ВН – максимальный сквозной ток шин (при внешних КЗ);
где
KПЕР  1,5  2 – коэффициент увеличения тока в переходном режиме внешнего
КЗ (учитывающий апериодическую составляющую);
K ОДН  1 – коэффициент однотипности ТТ;
f ВЫР  0,05 – относительное значение токовой погрешности промежуточных ТТ
и АЦП терминала;
  0,10 – относительное значение полной погрешности ТТ. Значение погрешности
0,10 принимается при условии, если подключенное сопротивление нагрузки вторичной
обмотки ТТ не превышает предельно допустимой величины, которая определяется по
кривым предельной кратности ТТ для максимального тока внешнего КЗ.
Примечание – применяемое в тексте методических указаний сокращение K Т ОР М,
или штатное наименование - SLOPE (наклон) обозначают один и тот же параметр –
коэффициент торможения дифзащиты.
Специальные пояснения:
91
1. Во всех случаях требуется выполнение проверки измерительных трансформаторов тока дифференциальной защиты на соответствие допустимой погрешности (≤ 10%)
при максимальных сквозных токах вне зоны действия защиты шин (внешние КЗ шин
вблизи установки трансформаторов тока дифзащиты).
Требование соответствия полной погрешности измерительных трансформаторов
тока дифференциальной защиты допустимой величине (≤ 10%) при внешних КЗ является
основополагающим.
Указанная проверка осуществляется в целях обеспечения селективной работы
дифзащиты шин, и производится (основной метод) с использованием кривых предельной
кратности токов КЗ, путем сравнения и последующего приведения в соответствие
подключенной (действительной) и предельной допустимой нагрузки вторичной обмотки
ТТ.
2. В случаях, если сопротивление (мощность) действительной нагрузки, подключенной к ТТ, превышает предельно допустимое значение сопротивления (мощности), величина которого соответствует расчетной кратности максимального сквозного тока (определяется по кривым предельной кратности ТТ), и дальнейшее уменьшение сопротивления
подключенной нагрузки ТТ, либо изменение параметров (коэффициента трансформации)
применяемых ТТ невозможно, необходимо установить действительную величину погрешности измерения ТТ.
3. Величина действительной погрешности измерения ТТ может быть определена
с достаточной точностью по кривой зависимости погрешности (%) от отношения
K MAX.РАСЧ / K РАСЧ (коэффициент А), где K MAX. РАСЧ – это кратность максимального тока
внешнего КЗ I МАКС.ВН , а K РАСЧ – предельная кратность тока КЗ для действительной
нагрузки ТТ, определенная по кривым предельной кратности ТТ. Величина действительной погрешности измерения ТТ может быть также вычислена с помощью специальных
расчетных программ, учитывающих электрические параметры ТТ и подключенной
нагрузки вторичных цепей.
4.
В расчетах K ТОРМ следует использовать расчетную (действительную) величину погрешности  . Должно учитываться наибольшее значение погрешности, из полученных для разных комплектов ТТ ДЗШ.
5.
Ниже рассматривается расчет коэффициента торможения с использованием
относительных величин токов, поэтому параметры I СЗ.МИН.П (уставка минимального тока
срабатывания защиты) и I ТОРМ.НАЧ.П (величина тока начала торможения) в первичных
именованных величинах здесь и далее отсутствуют.
При расчете в относительных величинах (в этом случае, значения токов
определяются относительно величины I NObj ), основное выражение K ТОРМ :
K ТОРМ 
1,5  I НБ.РАСЧ.ОТН  I СР.МИН.ОТН
.
I ТОРМ.РАСЧ.ОТН  I ТОРМ.НАЧ.ОТН
Величина тока I СЗ.МИН является заданной уставкой минимального тока
срабатывания защиты (I-DIFF>).
Величина тока I ТОРМ.НАЧ - величина тока начала торможения может быть
определена по графической характеристике срабатывания реле, или задана изначально.
В общем случае, необходимо определить I Б.Т.ТОРМ (I базовой точки
характеристики торможения) – специально задаваемое смещение точки пересечения
характеристики торможения с осью I ТОРМ / I НОМ вдоль этой оси. Положение базовой точки
на оси I ТОРМ / I НОМ , определяющей начало наклонного участка характеристики
срабатывания/торможения, определяется из выражения:
92
K ТОРМ 
I СЗ.МИН
.
I ТОРМ.НАЧ  I Б.Т.ТОРМ
или
I Б.Т.ТОРМ  I ТОРМ.НАЧ  I СЗ.МИН / KТОРМ .
Т.о., для определения всех параметров характеристики срабатывания/торможения
необходимо найти величину I ТОРМ.НАЧ .
Согласно рекомендациям изготовителя дифзащиты, может быть принято –
I Б.Т.ТОРМ  0 (характеристика торможения проходит через начало координат)
Тогда расчет K ТОРМ значительно упрощается:
1,5  I НБ.РАСЧ.П
K ТОРМ 
.
I ТОРМ.РАСЧ.П
Подставляя вышеприведенные значения I НБ.Р АСЧ .П и
I
ТОРМ.РАСЧ.П
, можно
представить основное расчетное выражение K ТОРМ для определения наклона первого
участка характеристики торможения ДЗШ:
1,5  2    0,05 3    0,075
K ТОРМ 

.
2    0,05
1,95  
В этом случае, ток начала торможения определяется как:
I
I ТОР М.НАЧ  СЗ.МИН .
K ТОР М
Как указывалось выше, в расчете K ТОРМ следует использовать действительную
величину погрешности ТТ  – максимальную для всех ТТ присоединений ДЗШ.
В качестве уставки следует принимать стандартную большую величину K ТОРМ .
При условии, что  ≤ 0,10 (частный случай), можно определить K ТОРМ :
87 B( Kторм 1) 
3    0,075
1,95  
 0,2
Соответственно:
I ТОРМ.НАЧ 
I СЗ.МИН.П
 1о.е.
K ТОРМ
Примечания:
1. Соотношения, приведенные в настоящем и предыдущих пунктах, могут быть
проиллюстрированы
на
поясняющей
диаграмме
характеристики
срабатывания/торможения функции ДЗШ.
2. Приведенные выше величина КТОРМ и соответствующее ему значение IТОРМ.НАЧ
рассчитаны по выражениям (1.10) и (1.11) на основе методик, традиционно
применявшихся ранее в практике эксплуатации, и в предположении использования
достоверных технических данных ТТ и расчетных токов КЗ.
Однако в подобных случаях (при получении расчетной величины КТОРМ < 0,5),
пользователь вправе принять в качестве рабочей уставки, обеспечивающей граничное
условие по чувствительности ДЗШ (Кч=2), величину КТОРМ = 0,5, учитывая также
рекомендации Изготовителя РЗА, который гарантирует правильные действия функции
Дифзащиты шин устройства РЗА в режимах внешних КЗ, при значениях КТОРМ ≥ 0,5.
Специальные пояснения:
1. Рекомендации настоящих указаний по выбору коэффициента торможения дифзащиты основаны на предположении, что метод учета максимальной допустимой (или
расчетной действительной) величины погрешности измерения трансформаторов тока,
принятых для проектирования, является приоритетным и достаточным.
93
2. Однако указания не исключают применения рекомендаций изготовителя по
предварительному выбору параметров ТТ, который предусматривает обеспечение правильной работы ТТ только в течение времени, достаточного для действия алгоритма защиты, в соответствии с положениями. Указанная проверка рекомендуется в случаях применения в проекте трансформаторов тока, имеющих сравнительно небольшую мощность допустимой нагрузки и способность быстрого насыщения (вследствие небольшой величины
коэффициента предельной кратности ТКЗ).
Различие подходов в вопросе определения коэффициента торможения дифзащиты
объясняется не столько стандартами изготовления ТТ, сколько методологией
предварительного выбора ТТ, допускающей использование для дифзащиты ТТ с
характеристиками не соответствующими (в ряде случаев) жесткому требованию
обеспечения погрешности измерения симметричного тока (не выше 10%).
В основном, такой упрощенный способ выбора Kторм рекомендуется
западноевропейскими изготовителями микропроцессорных защит, как позволяющий
значительно снизить стоимость применяемых ТТ. При этом, предусматривается, что новые
цифровые устройства дифзащиты должны иметь специальные характеристики и свойства,
позволяющие избежать неправильных срабатываний, вследствие некорректного измерения
токов указанными ТТ.
В случаях невозможности выполнения проверки ТТ на соответствие максимально
допустимой погрешности измерения (не выше 10%) или определения действительной
величины погрешности из-за отсутствия достоверных данных (необходимых для
расчетов), в соответствии с рекомендацией Изготовителя (и вследствие отсутствия
альтернативных методик), следует задавать величину:
87 B( Kторм 1)  0,5(о.е.)
Параметры дополнительной (второй) характеристики торможения.
Дополнительная характеристика (ветвь) предназначенная для предотвращения
действия защиты при больших токах внешнего повреждения, которые могут вызвать
насыщение и увеличение погрешности измерения ТТ (>10%), для функции ДЗШ может
использоваться с параметрами, идентичными параметрам первой характеристики
(SLOPE1), или (при невозможности) – минимальная уставка наклона характеристики
торможения №2.
Дифференциальная отсечка.
Для функции дифзащиты шин дополнительная пороговая величина 87B(I-DIFF>>)
– дифференциальная отсечка как правило не определяется, ввиду практической
невозможности выбора критерия срабатывания, т.к. данная функция предназначена для
ликвидации КЗ с большими токами при повреждениях в защищаемой зоне элементов,
обладающих значительным внутренним сопротивлением (например, трансформаторы), а
ток срабатывания I-DIFF>> должен превышать ток сквозного КЗ.
Дополнительное торможение.
Для ДЗШ распредустройств с большими сквозными токами при внешних
повреждениях целесообразно также использовать дополнительное динамическое
торможение.
Начальная
величина
вводится
отдельной
уставкой
87B
(I
ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ТОРМОЖЕНИЯ). Данная величина определяется относительно
номинального тока защищаемого объекта и должна находиться в диапазоне токов КЗ, при
которых ожидается насыщение и значительное увеличение погрешности ТТ. Угол наклона
остается тот же, что и для ветви УГОЛ НАКЛОНА 1.
Для выбора уставки 87B (I-ADD ON STAB) (I ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО
ТОРМОЖЕНИЯ) может использоваться рекомендация Изготовителя, согласно которой
должно быть предотвращено срабатывание функции дополнительного торможения в
максимальных нагрузочных режимах шин.
I НАГР.МАКС.ШИН  1,2  I НАГР.МАКС.ПРИС
94
где I НАГР.МАКС.ПРИС – суммарный максимальный ток нагрузки присоединений, питаемых
от данной секции шин (должны рассматриваться максимальные нагрузочное режимы шин,
включая ремонтные)
Уставка по току ввода дополнительного торможения определяется по выражению:
87 B(I  ADD ON STAB )  2  I НАГР.МАКС.ШИН / I NObj (о.е.)
Уставка длительности дополнительного торможения:
TДОП.ТОРМ  TСЗ.ПРИС  TОТКЛ.ПРИС
где
TСЗ.ПРИС – максимальная выдержка времени защиты присоединений шин на
отключение внешнего КЗ с током, превышающим уставку 87B (I-ADD ON STAB), в
периодах синусоидального тока (частотой 50Гц);
TОТКЛ.ПРИС – максимальное время отключения выключателя в периодах
синусоидального тока.
Дополнительное торможение действует отдельно для каждой фазы, но при
необходимости, можно ввести одновременную блокировку во всех трех фазах при
срабатывании функции дополнительного торможения в любой из них (так называемая
перекрестная блокировка).
Если необходимо блокировать действие Дифзащиты во всех фазах, рекомендуется
использовать уставку по длительности дополнительного торможения.
Поясняющая диаграмма характеристики срабатывания/торможения для функции
ДЗШ приведена на рисунке 4.1.
Нач. точка 1
Нач. точка 2
I доп. торможения
Угол наклона 1
Угол наклона 2
Рисунок 4.1 – Характеристика срабатывания/торможения для функции ДЗШ
Характеристика отключения формируется двумя ветвями. Угол наклона первой
ветви (УГОЛ НАКЛОНА 1), начальная точка (НАЧАЛЬНАЯ ТОЧКА 1).
Эта ветвь покрывает основные погрешности трансформаторов тока
пропорциональные току.
95
Вторая ветвь обеспечивает большее торможение в диапазоне больших токов,
которые могут приводить к насыщению трансформаторов тока. Ее начальная точка
(НАЧАЛЬНАЯ ТОЧКА 2), угол наклона (УГОЛ НАКЛОНА 2). Эти уставки влияют на
устойчивость действий защиты. Больший угол наклона приводит к большей устойчивости
(загрублению защиты). Как указано выше, параметры второй характеристики торможения
для ДЗШ принимаются идентичными (по возможности) параметрам первой.
Для дифзащиты шин, целесообразно использовать функцию непрерывного
контроля дифференциального тока, которая реагирует на появление дифференциального
тока в диапазоне рабочих нагрузочных токов, которое означает повреждение во вторичных
цепях трансформаторов тока.
Контроль дифференциального тока осуществляется в каждой фазе. Если в течение
продолжительного времени измеряемый дифференциальный ток по величине превышает
заданную уставку, фиксируется повреждение во вторичных токовых цепях защиты
(короткое замыкание или обрыв). При этом, дифференциальная защита с выдержкой
времени блокируется в соответствующей фазе и формируется сообщение о этом
состоянии.
Величина тока срабатывания контроля (мониторинга) дифференциального тока
должна быть ниже уставки срабатывания дифференциальной защиты (I-DIFF>, в
противном случае невозможно будет определить разницу между эксплуатационными
неисправностями ТТ, сопровождающимися исчезновением вторичных токов, и токами
повреждения, обусловленными короткими замыканиями в защищаемом объекте.
Как правило, принимается уставка по току срабатывания ниже минимального
номинального тока присоединений шин, или (при технической невозможности)
минимальная по техническим параметрам реле:
87 B( I  DIFF  MON .)  I МИН.НАГР ,
где
I МИН.НАГР – минимальный рабочий ток нагрузки присоединений шин.
Примечание – Во всех случаях уставка по току срабатывания функции контроля
должна превышать максимальную возможную величину тока небаланса, т.е.:
87 B( I  DIFF  MON .)  К ОТС  0,05  I МАКС.НАГР ,
где
К ОТС =1,2 – коэффициент отстройки;
I МАКС.НАГР – максимальный рабочий ток нагрузки присоединений шин.
Величина тока срабатывания приводится к номинальному току защищаемого
объекта.
Т.к. функция контроля дифференциального тока реле имеет минимальный порог
чувствительности 0,15  I NObj , а величина I NObj , принимается равной максимальному
первичному номинальному току ТТ, можно считать, что условие отстройки от возможных
токов небаланса ТТ в нагрузочных режимах выполняется автоматически.
Выдержка времени контроля дифференциального тока обеспечивает не действие
блокировки в условиях возникновения повреждения. Обычно выдержка времени
составляет несколько секунд и определяется из опыта эксплуатации объекта стандартной
величиной:
87 B(T I  DIFF  MON .)  1,0  10,0 сек
Существует также дополнительная возможность контроля исправности токовых
цепей в дифзащите шин. Это, так называемый «контроль тока фидера», который
осуществляет контроль (мониторинг) токов в каждой фазе каждой стороны измерения
защищаемого объекта. Уставка срабатывания относится к индивидуальному рабочему току
стороны каждого присоединения. Если «контроль тока фидера» используется (т.е. уставка
> 0), то обеспечивается дополнительное условие отключения, в соответствии с которым,
команда на отключение осуществляется только в том случае, если хотя бы один из
96
контролируемых токов присоединений превысил соответствующую (установленную)
пороговую величину 87B (I> КОНТРОЛЬ ТОКА).
Уставка по току контроля должна быть менее величины тока одной (какой-либо) из
питающих сторон (присоединений) шин, при токе КЗ, соответствующем минимальной
чувствительности ДЗШ, т.е.:
87 B( I  CURR.GUARD)  (I - DIFF ) (n  K )  0.9  (I - DIFF ) n
Ч
где (I - DIFF ) – уставка по минимальному току срабатывания ДЗО;
n – количество основных питающих присоединений ошиновки;
K Ч  1,1 – коэффициент чувствительности.
Примечание:
1. InS – здесь и далее обозначает номинальный ток данной стороны ток
защищаемого объекта (присоединения шин).
2. Применение функции контроля тока присоединения не является обязательным. И
выполняется по требованиям эксплуатации.
Специальные пояснения.
Применение дополнительной функции контроля обрыва провода токовых цепей
каждого трехфазного измерительного входа, которая имеется в устройстве защиты, в
общем случае не рекомендуется в связи с вероятностью ошибочного блокирования
Дифзащиты шин при КЗ в защищаемой зоне при отсутствии первичного тока ТТ в
поврежденной фазе (фазах) на присоединениях, имеющих питания только со стороны
защищаемого объекта (шин).
В случаях недостаточной чувствительности ДЗШ в минимальных режимах работы
подстанции или энергосистемы, может потребоваться отдельная группа уставок ДЗШ
(чувствительный орган ДЗШ - ЧО), активируемая в случаях:
 автоматически, на время функционирования АПВ шин после срабатывания
ДЗШ, в соответствии с заданным алгоритмом действия защиты;
 оперативно, ручным переключателем, перед включением выключателя присоединения шин, которым производится ручное опробование рабочим напряжением СШ,
или на все время минимальных режимов работы станции;
 время готовности устройства после переключения группы уставок защиты составляет около 200 мс.
Величина уставки тока срабатывания чувствительного органа ДЗШ (отдельная
группа уставок) в минимальных режимах, принимается из условия чувствительности с
K Ч(МИН) = 1,5.
I СЗ.ЧО  I КЗ.МИН / K Ч ,
где I КЗ.МИН – минимальное расчетное значение периодической составляющей
суммарного тока КЗ в защищаемой зоне (при опробовании шин)
Специальные пояснения:
Уставки ЧО измерительных органов ДЗШ могут вводиться оперативно (через
специальные переключатели в шкафу защиты) или автоматически (при срабатывании
выходных цепей ДЗШ) с помощью программируемой логики ДЗШ при действии пусковых
сигналов на специально назначенные бинарные входы устройств РЗА.
По условиям эксплуатации (в специально оговоренных случаях) может
потребоваться опробование рабочим напряжением трансформатора (АТ), подключенного к
защищаемым шинам, с использованием устройств защиты этой секции шин (реализация
возможна только для варианта трехфазного измерения токов присоединений шин с
ограниченным количеством присоединений - не более 5).
В случаях необходимости, реализация указанной функции в устройстве ДЗШ,
возможна по двум вариантам:
97
Вариант А). Включение трансформатора в зону чувствительности ДЗШ
непосредственно перед опробованием, с отключением токовых цепей данной ячейки в
измерительных цепях защиты (открытое плечо ДЗШ в сторону трансформатора).
При этом уставка по току срабатывания Дифзащиты, при необходимости, должна
быть снижена до величины, обеспечивающей требуемую чувствительность при
опробовании трансформатора, например, вводом отдельной группы уставок.
Вариант Б). Опробование трансформатора, без расширения зоны чувствительности
и переключений в токовых цепях ДЗШ.
Для опробования трансформатора с применением устройства ДЗШ в этом случае,
может быть предусмотрен временный (оперативный) ввод функции максимальной
токовой защиты (фазной), параметрируемой на соответствующем трехфазном
измерительном токовом входе устройства (всего, может быть введено до 3-х функций МТЗ
для 3-х разных присоединений шин), с чувствительной уставкой по току срабатывания
(достаточным условием является отстройка от тока холостого хода трансформатора) и
введенной блокировкой при броске тока включения трансформатора.
Предлагаемый режим может быть реализован с оперативным вводом отдельной
группы уставок ДЗШ, или деблокированием функции МТЗ.
При включении ненагруженного трансформатора под рабочее напряжение, может
возникнуть ток намагничивания (бросок тока) большой величины. Эти токи создают
дифференциальный ток защиты, как в случае повреждения.
Величина тока включения, превышающая номинальный ток в несколько раз,
характеризуется наличием составляющей второй гармоники (с частотой 100 Гц), которая
практически отсутствует в токе короткого замыкания. Если составляющая второй
гармоники превышает заданную пороговую величину, то дифференциальная ступень
блокируется.
Функция блокировки основывается на выявлении составляющей второй гармоники
в броске тока намагничивания трансформатора.
Как только значение основной гармоники дифференциального тока превышает
приблизительно 85% от заданного значения уставки 87B(I-DIFF>), или ток торможения
достигает 85% уставки дополнительного торможения 87B (I-ADD ON STAB),
производится пуск защиты. Если активировано торможение от высших (2-я и более)
гармоник, сначала выполняется анализ наличия гармоник (приблизительно 1 период) для
проверки необходимости блокировки защиты. При отсутствии высших гармоник в
дифференциальном токе (величиной, более заданного порога чувствительности),
отключение будет производиться сразу, как только будут удовлетворены условия
отключения.
Отношение частоты второй гармоники к частоте основной гармоники
предварительно установлено в диапазоне (10÷80)% равным (как правило, может не
изменяться):
I 2 fN
 15%,
I fN
где
I 2 fN – составляющая (вторая гармоника) тока намагничивания;
I fN – составляющая (первая гармоника) тока намагничивания.
Это отношение может быть уменьшено, чтобы обеспечить более устойчивую
уставку, только при включении в особо неблагоприятных условиях.
Торможение при броске тока может быть дополнено так называемой функцией
«перекрестной блокировки». Это означает, что превышение содержание гармоники только
в одной фазе вызывает блокировку всех трех фаз дифференциальной ступени IДИФФ>.
В связи с тем, что во многих случаях содержание 2-й гармоники в
дифференциальном токе отдельных фаз может быть очень низким (что может привести к
излишним отключениям включаемого трансформатора), согласно рекомендациям
98
Изготовителя, целесообразно использовать перекрестную блокировку фаз Дифзащиты с
заданной длительностью 3 цикла (по умолчанию). В некоторых случаях, длительность
блокировки может быть увеличена до 5 или 8 циклов (если задано ∞, то функция
перекрестной блокировки работает пока в какой-либо из фаз фиксируются высшие
гармоники).
Перевозбуждение железа трансформатора характеризуется наличием нечетных
(третья и пятая) гармоник в токах фаз. Поскольку в силовом трансформаторе третья
гармоника часто исключается (например, на стороне обмотки, собранной по схеме
«треугольник»), в этих целях может использоваться пятая гармоника.
Как правило, используется предустановленная уставка, равная:
I 5 fN
 30%,
I fN
где
I 5 fN – составляющая (пятая гармоника) тока намагничивания.
Как и для торможения при бросках тока, можно задать, чтобы при превышении
содержания гармоники в одной фазе блокировалась все другие фазы дифференциальной
ступени I-Дифф> (функция «перекрестной блокировки»).
Функция Максимальной токовой защиты с торможением при броске тока
включения трансформатора, параметрируемая на отдельный 3-х фазный токовый вход
устройства ДЗШ (если используется Вариант Б).
Функция фазной МТЗ имеет две ступени с независимыми выдержками времени
(НВВ) (I>>) и (I>) и одну ступень с инверсной выдержкой времени (ИВВ) Ip.
Каждую функцию защиты необходимо назначить для стороны или для трехфазной
точки измерения (трансформаторам тока) защищаемого объекта. Это можно выполнить
отдельно для каждой защиты.
Для опробования трансформатора должна использоваться ступень (I>), без
выдержки времени, блокируемая при бросках тока включения, с рекомендуемой уставкой
по току срабатывания (по условию чувствительности при КЗ за трансформатором):
I
( I )  КЗ.МИН  0,65  I КЗ.МИН ,
KЧ
где
K Ч = 1,5 – коэффициент чувствительности;
I КЗ.МИН – минимальный ток КЗ на питаемой стороне НН или СН опробуемого
трансформатора
Функция гармонического торможения МТЗ.
В МТЗ имеется встроенная функция блокировки при бросках тока. Она блокирует
"нормальное" срабатывание ступеней (I>) или (Ip), но не (I>>) для фазных токов и токов
нулевой последовательности в случае обнаружения броска тока. После обнаружения
бросков тока, больших значения срабатывания, выдаются специальные сигналы о броске
тока. Эти сигналы также инициируют сообщения о повреждении и запускают
соответствующую выдержку времени. Если после истечения выдержки времени бросок
тока все еще присутствует, то выдается только сообщение о том, что время истекло, но
отключение блокировано.
Блокировка при броске тока имеет верхнее граничное значение: если определенное
(задаваемое) значение тока превышено, то блокировка более не эффективна, потому что
это соответствует большому току повреждения при внутреннем коротком замыкании.
В качестве указанного верхнего порога предела чувствительности блокировки
может приниматься бросок тока включения (намагничивания) опробуемого
трансформатора с необходимым запасом по величине:
( I Макс Бр Фазн)  K ОТС  K БР.Т  I НОМ.ТР ,
где
K ОТ С =1,3 – коэффициент отстройки (запаса);
99
I
НОМ.Т Р
– номинальный ток опробуемого трансформатора на стороне подключения
к шинам РУ;
K БР .Т = 6÷7 – коэффициент броска тока включения ненагруженного трасформатора
(ориентировочная величина, может быть уточнена при наличии технических данных
завода-изготовителя)
Нижний предел чувствительности, это рабочий предел фильтра гармоник по
номинальному току устройства (0,1 IНОМ).
В условиях броска тока намагничивания может быть блокировано отключение от
ступеней I> (Фазн. МТЗ) при использовании торможения по 2-й гармонике:
Отношение частоты второй гармоники к частоте основной гармоники
предварительно установлено в диапазоне (10÷45)% равным (как правило, может не
изменяться):
I 2 fN
 15%,
I fN
где
I 2 fN – составляющая (вторая гармоника) тока намагничивания;
I fN – составляющая (первая гармоника) тока намагничивания.
Это отношение может быть уменьшено, чтобы обеспечить более устойчивую
уставку, только при включении в особо неблагоприятных условиях.
Торможение при броске тока может быть дополнено так называемой функцией
«перекрестной блокировки». Это означает, что превышение содержание гармоники только
в одной фазе вызывает блокировку всех трех фаз фазной МТЗ.
В связи с тем, что во многих случаях содержание 2-й гармоники в токе отдельных
фаз может быть очень низким (что может привести к излишним отключениям
включаемого трансформатора), согласно рекомендациям Изготовителя, целесообразно
использовать перекрестную блокировку фаз МТЗ с заданной длительностью (0,06÷0,180)
сек.
Проверка чувствительности дифзащиты шин.
Коэффициент чувствительности ( K Ч ) ДЗШ определяется для основной
чувствительной функции I-DIFF> при металлическом КЗ на защищаемых шинах в
расчетном режиме, обусловливающем минимальный ток КЗ, по следующим выражениям:
При I КЗ.МИН  I ТОРМ.НАЧ :
KЧ  I КЗ.МИН / I СЗ.МИН  2.
При I КЗ.МИН  I ТОРМ.НАЧ ,
для
участка
наклона
характеристики
срабатывания/торможения, при условии I Б.Т .Т ОР М  0 (см выше):
I КЗ.МИН
1
KЧ 

 2.
K ТОРМ  I ТОРМ.РАСЧ.П K ТОРМ
I СЗ.МИН – минимальный ток срабатывания защиты (при отсутствии торможения), в
где
первичных величинах;
I КЗ.МИН – минимальное расчетное значение периодической составляющей
суммарного тока КЗ в защищаемой зоне;
I Т ОР М.Р АСЧП. – первичное расчетное значение тока торможения, фактически
равное I КЗ.МИН (при КЗ в защищаемой зоне);
I Т ОР М.НАЧ .П –
первичное
расчетное значение тока начала торможения,
соответствующее первому участку наклона характеристики;
K Т ОР М – коэффициент торможения.
100
Примечания:
1. При опробовании шин может быть принята минимально возможная величина
 1,5.
2. Очевидно, что при токах повреждения, превышающих значение I Т ОР М.НАЧ,
величина K ТОРМ ( Krest1 ) является определяющей для чувствительности ДЗШ (при
K ТОРМ  0,5 , KЧ  2 ), поэтому значения K ТОРМ  0,5 следует применять только в особых,
обоснованных случаях.
Уставки ДЗШ (порядок расчета уставок ДЗШ).
Большое значение уставки коэффициента торможения для селективной зоны
защиты системы/секции шин принимается для обеспечения большей стабильности
защиты при КЗ вне зоны действия защиты, но при этом снижается чувствительность при
КЗ в зоне действия защиты. Поэтому значение уставки коэффициента торможения
необходимо выбирать таким, чтобы защита не действовала при внешних КЗ и обладала
достаточной чувствительностью при КЗ в зоне.
При выборе коэффициента учитываются следующие факторы:
 тип трансформатора тока: «линеаризованный» или «с замкнутым магнитным
сердечником»;
Пояснение: ТТ со стальным замкнутым сердечником трансформируют постоянную
составляющую, практически не подавляя ее, в то время как линеаризированные ТТ
(имеющие магнитопровод с воздушным зазором) существенно подавляют постоянную
составляющую.
При выборе коэффициента торможения расчетным является режим, в котором ТТ
имеют наибольшее значение коэффициента нагрузки.
Специальные пояснения:
1. Приведенная здесь методика расчета коэффициента торможения рекомендована
разработчиками защиты и, (как видно из расчета), предусматривает применение сравнительно высоких значений коэффициента торможения дифзащиты шин ( K ТОРМ ≥ 0,6), в
предположении вероятности быстрого насыщения ТТ при расчетных токах внешнего КЗ.
2. Как отмечено в разделе проверки чувствительности ДЗШ при токах повреждения, превышающих значение I ТОРМ.НАЧ и K ТОРМ  0,5, коэффициент чувствительности
ДЗШ KЧ  2 , поэтому значения K ТОРМ  0,5 следует применять только в особых, обоснованных случаях.
Уставка минимального дифференциального тока срабатывания для селективной
зоны защиты системы (секции) шин при отсутствии торможения (при малых значениях
тока повреждения).
Защита срабатывает и действует на отключение, когда величина
дифференциального тока Id превышает значение уставки Id>.
Максимально допустимое значение уставки определяется в зависимости от
минимального тока повреждения при КЗ на шинах.
Значение уставки должно иметь дополнительный запас чувствительности.
Необходимые значения коэффициента чувствительности: KЧ  2 в минимальных
режимах работы, и K Ч  1,5 в режиме опробования шин рабочим напряжением.
При этом, наименьшим допустимым значением уставки по условию
предотвращения ложного действия ДЗШ при возможном обрыве фазного провода токовых
цепей защиты любого присоединения шин, является условие Id ≥ (1,2÷1,3)·Imax load.
На рисунке 4.2 приведена общая характеристика срабатывания функции ДЗШ.
KЧ
101
Рисунок 4.2 – Общая характеристика срабатывания функции ДЗШ
Уставка минимального дифференциального тока срабатывания для селективной
зоны защиты системы (секции) шин при однофазном замыкании на землю.
В сетях, работающих с изолированными, или заземленными через дугогасящие
реакторы нейтралями, токи замыкания на землю характеризуются небольшими
величинами, при этом пороговая величина срабатывания должна быть установлена
меньше номинального тока нагрузки.
Однако, такая уставка при повреждение одного ТТ и большой величине нагрузки
может привести к действию на отключение шин. В таких случаях, требуются
дополнительные критерии срабатывания защиты. Таким критерием может служить,
например, дополнительное блокирование от устройства защиты присоединения при
обнаружении напряжения нулевой последовательности (напряжения смещения).
Максимально допустимое значение уставки определяется в зависимости от
минимального тока повреждения при КЗ на шинах.
В рассматриваемых сетях 110-750 кВ с глухозаземленной нейтралью и большими
токами КЗ, необходимость в чувствительной защите при замыканиях на «землю», в общем
случае, отсутствует. Однако, данная функция может быть полезной в качестве
«чувствительного органа» ДЗШ, в случае недостаточной чувствительности основной
функции дифзащиты при опробованиях рабочим напряжением шин после КЗ или ремонта
автоматическим или ручным включением отдельного питающего присоединения, т.к.
указанная функция имеет независимо регулируемые уставки и может быть активизирована
(введена в действие) в автоматическом режиме – пусковым сигналом на необходимый
период времени.
В целях предотвращения излишнего срабатывания Дифзащиты при внешнем КЗ на
неповрежденной секции шин в режиме ввода чувствительной уставки, рекомендуется
также проверять надежность отстройки уставки Id> от тока небаланса защиты при
протекании токов, равных току начала торможения.
Уставка тормозного тока для селективной зоны защиты системы (секции) шин при
однофазном замыкании на землю должна превышать величину тормозного тока начала
торможения характеристики срабатывания селективной зоны с минимальным запасом
(Котс = 1,05).
На рисунке 4.3 приведена характеристика срабатывания функции ДЗШ при КЗ на
«землю» (чувствительный орган ДЗШ).
102
Рисунок 4.3 – Характеристика срабатывания функции ДЗШ при КЗ на «землю»
(чувствительный орган ДЗШ)
Проверка чувствительности дифзащиты шин.
Коэффициент чувствительности ( K Ч ) ДЗШ определяется при металлическом КЗ на
защищаемых шинах в расчетном режиме, обусловливающем минимальный ток КЗ, по
следующим выражениям:
При I КЗ.МИН  I ТОРМ.НАЧ :
При I КЗ.МИН  I ТОРМ.НАЧ ,
K Ч  I КЗ.МИН / I СЗ.МИН  2.
для
участка
наклона
характеристики
срабатывания/торможения, при условии I Б.Т .Т ОР М  0 :
I КЗ.МИН
1
KЧ 

 2,
K ТОРМ  I ТОРМ.РАСЧ.П K ТОРМ
где
I СЗ.МИН – минимальный ток срабатывания защиты (при отсутствии торможения);
I СЗ.МИН – минимальное расчетное значение периодической составляющей
суммарного тока КЗ в защищаемой зоне;
I Т ОР М.Р АСЧП. – первичное расчетное значение тока торможения, фактически
равное I КЗ.МИН (при КЗ в защищаемой зоне);
–
первичное
расчетное значение тока начала торможения,
соответствующее первому участку наклона характеристики;
K Т ОР М – коэффициент торможения.
Примечания:
1. При опробовании шин может быть принята минимально возможная величина
K Ч  1,5.
2. Очевидно, что при токах повреждения, превышающих значение I Т ОР М.НАЧ, величина K ТОРМ является определяющей для чувствительности ДЗШ (при K ТОРМ  0,5 ,
KЧ  2 ), поэтому значения K ТОРМ  0,5 следует применять только в особых, обоснованных случаях.
I Т ОР М.НАЧ .П
103
Уставки УРОВ.
Все параметры УРОВ могут быть установлены индивидуально для каждого
присоединения. Таким образом функция может использоваться для различных типов
присоединений (например, линия, трансформатор) и для любых значений токов КЗ
(включая повреждения с малыми токами).
Параметр I> BF (118/CU или XX18/CU) используется для задания уставки по току
присоединения Id/In (уставка определяется по отношению к номинальному току ТТ, в
первичных или вторичных величинах), при которой защита распознает повреждение
выключателя и/или возврата команды на отключение.
Изготовитель рекомендует установить этот параметр равным 50% от величины
минимального тока КЗ протекающего через ТТ ячейки.
50( I  BF )  0,5  I SCC MIN
На рисунке 4.4 приведена характеристика срабатывания функции УРОВ.
Рисунок 4.4 – Характеристика срабатывания функции УРОВ
Уставки защиты от КЗ в «мертвой зоне»
Параметр T-CB open является дополнительной выдержкой времени, по истечении
которой формируется сигнал, что выключатель находится в положении ОТКЛЮЧЕН,
которая используется для обработки значений токов выключателя (ШСВ) и работы защиты
от КЗ в мертвой зоне.
Время контроля отключения по условиям эксплуатации может быть принято:
T  CB open  0,05  0,1 сек .
Для ШСВ применяется несколько другой алгоритм действия защиты от КЗ в
мертвой зоне:
В целях обеспечения правильного действия ДЗШ в селективных зонах,
коммутируемых данным ШСВ, в режимах его отключенного состояния ток присоединения
(ШСВ) устанавливается равным «0» для селективных зон ДЗШ обеих систем (секций)
шин, которые коммутирует указанный ШСВ.
Если в момент включения ШСВ возникает КЗ в зоне секции шин на которую
подается напряжение, неселективное действие ДЗШ на отключение второй (исправной)
секции шин может произойти до того, как
завершится определение состояния
выключателя с помощью блок-контактов ШСВ.
Для предотвращения этого, включенное положение выключателя определяется с
помощью опережающего сигнала команды включения на дискретном входе, и токи
трансформаторов тока ШСВ включаются а алгоритм ДЗШ обеих секций до завершения
его включения.
Как только активный сигнал определяется дискретным входом, начинается отсчет
выдержки времени продления его действия до 200мсек. Снятие сигнала дискретного входа
104
произойдет по истечении этой выдержки времени, когда блок-контакты ШСВ уже будут
находиться во включенном положении.
Опережающее определение тока через ШСВ должно определяться при всех
возможных командах включения ШСВ (CLOSE).
5. Выбор параметров срабатывания МП РЗА шунтирующих реакторов 110-750 кВ
5.1. Дифференциальная защита
Функции РЗА для шунтирующего реактора напряжением 110(220) кВ присоединенного к шинам (как правило) через один выключатель:
 продольная дифференциальная токовая защита реактора (ДЗР) (в одном комплекте), зона которой включает собственно реактор и ошиновку до ТТ, установленных в
цепи его выключателя ВН;
 поперечная дифференциальная токовая защита (ПДЗР) реактора с измерением
дифференциального тока ТТ в параллельных ветвях фазы ШР, и/или с применением дифференциального ТТ типа ДТФ (в одном комплекте) для ликвидации витковых замыканий
обмотки реакторов, имеющих две ветви (расщепление) в фазах;
 токовые защиты нулевой последовательности (ТЗНП) на сторонах высоковольтных вводов и нейтрали реактора, подключенные к ТТ встроенным во ввода, соответственно на стороне высокого напряжения и нейтрали реактора;
 максимальные токовые защиты фазная и обратной последовательности (МТЗ и
ТЗОП) на стороне ВН реактора, подключенные к ТТ встроенным в высоковольтные ввода
реактора (на стороне ВН), применение которых имеет ограниченную эффективность и не
является обязательным, однако может быть целесообразным для целей частичного резервирования других (основных) защит ШР;
 функция резервирования отказа выключателя (УРОВ) реактора;
 автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН) шин ВН для отключения
ШР (индивидуальная функция данного реактора).
Функции РЗА для шунтирующего реактора напряжением 330-750 кВ присоединенного к шинам (как правило) через два выключателя, или к линии электропередачи
напряжением 330-750кВ через выключатель:
 продольная дифференциальная токовая защита реактора (в одном или двух отдельных комплектах), зона которой включает собственно реактор;
 продольная дифференциальная токовая защита реактора с расширенной зоной на
стороне ВН (в отдельном комплекте), включающей реактор и ошиновку до ТТ, установленных в цепи его выключателей ВН;
 поперечная дифференциальная токовая защита реактора с измерением дифференциального тока ТТ в параллельных ветвях фазы ШР (в двух отдельных комплектах, для
ликвидации витковых замыканий обмотки реакторов, имеющих две ветви (расщепление) в
фазах;
 дифференциальная токовая защита ошиновки (ДЗО) ВН реактора, присоединенного к шинам (в отдельном комплекте), зона которой включает ошиновку ВН реактора, от
ТТ, встроенных в высоковольтные ввода реактора до ТТ, установленных в цепи его выключателей ВН;
 токовая защита нулевой последовательности на стороне высоковольтные ввода
реактора, присоединенного к шинам, подключенная к ТТ встроенным в высоковольтные
ввода реактора;
 максимальные токовые защиты МТЗ и ТЗОП на стороне высоковольтные ввода
реактора, присоединенного к шинам, подключенные к ТТ встроенным в высоковольтные
ввода реактора, применение которых имеет ограниченную эффективность и не является
105
обязательным, однако может быть целесообразным для целей частичного резервирования
других (основных) защит реактора;
 устройство контроля изоляции высоковольтных вводов (КИВ) реактора, реагирующее на опасные изменения величины и симметрии трехфазной системы емкостных
токов протекающих через изоляцию вводов ВН реактора;
 УРОВ каждого отдельного выключателя реактора;
 автоматика ограничения снижения напряжения шин ВН для отключения ШР
(индивидуальная функция данного реактора).
Дополнительные варианты исполнения поперечной дифзащиты реакторов,
имеющих две ветви (расщепление) в фазах:
 поперечная дифференциальная токовая защита реактора с измерением дифференциального тока ТТ в параллельных ветвях фазы ШР (в двух комплектах продольной
дифзащиты реактора) для ликвидации витковых замыканий обмотки реакторов;
 поперечная дифференциальная токовая защита реактора с независимым измерением токов ветвей фазы ШР (в двух отдельных комплектах защиты) для ликвидации витковых замыканий обмотки реакторов;
 поперечная дифференциальная токовая защита реактора с измерением дифференциального тока ТТ в параллельных ветвях фазы ШР и применением дифференциального ТТ типа ДТФ (в двух отдельных комплектах защиты) для ликвидации витковых замыканий обмотки.
Примечание – для линий 750(500)кВ в ряде случаев могут применяться ШР с
подключенным на стороне нейтрали т.н. компенсационным реактором (класс изоляции
35кВ) в однофазном исполнении (КР), который нормально шунтируется выключателем,
включенным параллельно. Необходимость установки указанного КР устанавливается
специальными режимными расчетами, определяющими эффективность гашения дуги на
поврежденной и отключенной фазе Линии в цикле ОАПВ при автоматическом включении
(дешунтировании) компенсационного реактора. Устройства защиты и методические
указания по расчету уставок РЗА КР в данной работе не рассматриваются.
Продольная дифференциальная токовая защита Реактора.
Использует характеристики стабилизации (торможения), действует при
междуфазных и однофазных КЗ в защищаемой зоне, ограниченной ТТ, установленными во
вводах ВН и вводах нейтрали обмотки реактора без выдержки времени :
 на отключение выключателей реактора (с блокированием команд включения);
 на пуск УРОВ выключателей реактора.
Продольная дифференциальная токовая защита Реактора и ошиновки ВН (Резервирующий комплект с расширенной зоной действия на стороне высоковольтных вводов реактора).
Использует характеристики стабилизации (торможения), действует при
междуфазных и однофазных КЗ в защищаемой зоне, ограниченной ТТ, установленными в
цепи выключателей на стороне высоковольтных вводов реактора и вводах нейтрали
обмотки Реактора. С заданной выдержкой времени действует:
 на отключение выключателей реактора (с блокированием команд включения);
 на пуск УРОВ выключателей реактора.
Дифференциальная токовая защита ошиновки на стороне высоковольтных вводов
реактора (ДЗО ВН).
Использует характеристики стабилизации (торможения), действует при
междуфазных и однофазных КЗ в защищаемой зоне, ограниченной ТТ, установленными в
цепи выключателей реактора и высоковольтных вводов реактора. Без выдержки времени
действует:
 на отключение выключателей реактора;
 на пуск УРОВ выключателей реактора.
106
Поперечная дифференциальная токовая защита реактора, имеющего расщепленные
обмотки (Отдельная Максимальная токовая защита).
Реагирует на дифференциальные токи фаз А/В/С, каждый из которых формируется
двумя ТТ, установленными в цепи обеих секций расщепленной обмотки соответствующей
фазы на стороне нейтрали реактора и включенными в противофазе. Защита имеет одну
или две ступени по току срабатывания, действующие при появлении тока небаланса
(витковое КЗ в расщепленной фазе реактора) без выдержи времени, или с независимыми
выдержками времени:
– на отключение выключателей реактора (с блокированием команд включения);
– на пуск УРОВ выключателей реактора;
– на пуск пожаротушения в каждой фазе реактора.
Продольная дифференциальная токовая защита Реактора, использующая характеристики стабилизации (торможения).
Устройство дифзащиты (основная функция защиты устройства) рекомендуется к
применению для реакторов без расщепления фаз обмоток (во всех случаях) и для реакторов с расщеплением фаз в случае наличия достаточного количества кернов ТТ для отдельного подключения комплектов продольной и поперечной дифзащиты.
Для реакторов с расщеплением фаз обмоток и совместным подключением
дублированных комплектов дифзащиты (по два аппаратно независимых устройства ДЗР и
ПДЗР) к общим кернам ТТ, может использоваться устройство с тремя - пятью сторонами
измерения токов объекта.
Принцип действия дифзащиты основан на измерении и сравнении токов сторон
(далее высоковольтный ввод и заземляемая нейтраль) обмотки реактора, отдельно для
каждой фазы.
Дифференциальный (рабочий) ток дифзащиты представляет собой модуль
геометрической (векторной) суммы измеряемых токов сторон реактора. При этом
предполагается, что токи, втекающие в защищаемую зону, имеют одинаковый
«положительный» знак, и наоборот.
Тормозной ток (препятствующий действию рабочего тока) дифзащиты
представляет собой сумму модулей измеряемых токов сторон реактора.
Функция Дифференциальной токовой защиты реактора включает два основных
принципиальных алгоритма действия (см. Рисунок 5.1):
1. характеристика действия защиты с токовым торможением, представляющая собой чувствительный орган защиты с током срабатывания, величина которого увеличивается пропорционально (в общем случае) тормозному току защиты, и уставкой начального
тока срабатывания ниже номинального тока реактора (при отсутствии торможения на
начальном заданном участке характеристики);
2. характеристика быстрого действия защиты при повреждениях с низким сопротивлением в защищаемой зоне, представляющая собой грубый орган защиты с высоким
порогом тока срабатывания (дифференциальная отсечка), который не ограничивается
имеющимися тормозными характеристиками защиты и, вследствие этого, должен превышать максимально возможный дифференциальный ток небаланса дифзащиты при сквозных (внешних) токах реактора.
107
Рисунок 5.1 – Характеристика срабатывания ДЗР
Ток включения, или иначе, бросок тока намагничивания реактора для продольной
дифзащиты является сквозным током, т.к. измерительные трансформаторы тока (ТТ) защиты установлены с двух сторон одной цепи (обмотка реактора).
Для МП устройств дифференциальной токовой защиты, использующих функцию
эффективного торможения токами протекающими на всех сторонах объекта (сумма
модулей токов), отстройка тока срабатывания от токов небаланса при включении реактора
по величине не требуется.
Ввиду того, что бросок тока включения (намагничивания) реактора является
сквозным, отстройка (не действие) дифзащиты в указанном случае обеспечивается
правильным выбором наклона характеристики срабатывания (торможения) реле, который
характеризуется величиной коэффициента торможения ( K ТОРМ ), представляющей собой
tg (или тангенс tg угла наклона характеристики срабатывания).
Кроме того, существуют другие специальные возможности устройства, предотвращающие неселективные действия защиты, вероятные при переходных процессах короткого замыкания (КЗ) в сети и на защищаемом оборудовании, вызывающих увеличение погрешности измерения трансформаторов тока дифзащиты. Детальное описание всех характеристик защиты приведено в руководстве по эксплуатации микропроцессорного устройства.
В настоящих указаниях характеристики дифзащиты (и прочих защит) реактора
рассматриваются в объеме, необходимом для выбора параметров или расчета уставок
функций РЗА реакторов.
Поперечная дифференциальная токовая защита (ПДЗ) реактора.
Примечание – поперечная дифзащита применяется для шунтирующих реакторов,
отличительной особенностью которых является наличие встроенных трансформаторов
тока в каждую из двух параллельных ветвей обмоток ШР со стороны его нейтрального
ввода.
ПДЗ реактора с использованием функции МТЗ.
108
Поперечная дифзащита реактора представляет собой одноступенчатую (по току и
времени срабатывания) фазовую максимальную токовую защиту с измерением системы
трехфазного тока. Защита реагирует на дифференциальные токи фаз А/В/С, каждый из
которых формируется двумя ТТ, установленными в цепи обеих секций расщепленной
обмотки соответствующей фазы реактора на стороне нейтрали реактора и включенными в
противофазе.
В нормальном режиме и режиме внешних КЗ токи в параллельных ветвях обмотки
реактора практически одинаковы, а при повреждениях одной из ветвей это равенство
нарушается, появляется ток небаланса, вызывающий срабатывание защиты в
поврежденной фазе.
Отдельное устройство в 1-м или 2-х комплектах применяется для реализации
функции ПДЗ реакторов 110-220 кВ с присоединением через один выключатель, или реакторов 330-750кВ с присоединением через два выключателя.
Устройство 1-го, 2-го комплекта ДЗР может применяться для реализации функции
ПДЗ реакторов 330-750кВ (при отсутствии отдельного устройства ПДЗ в проектном
решении), с использованием отдельной (4-й или 5-й) группы измерительных входов
трехфазного тока.
При реализации ПДЗ реактора могут использоваться две отдельные ступени
функции фазной МТЗ с независимыми выдержками времени (НВВ) (I>>) и (I>), либо
(предпочтительный вариант) одна общая ступень защиты (I>) с двумя уставками:
 чувствительная - для нормального нагрузочного режима;
 грубая для режима динамического пуска – с отстройкой от небаланса при броске
тока включения реактора (см. ниже).
Ток срабатывания отдельной быстродействующей (грубой) ступени ПДЗ или
уставки ПДЗ для режима включения реактора, по условию отстройки от тока небаланса в
режиме протекания через реактор токов включения, равных 3I НОМ :


'
''
50  2(I  )  I CЗ1  K ОТС I НБ.МАКС.РА
СЧ  I НБ.МАКС.РАСЧ 


''
 K ОТС K ОДН  K ПЕР    I НБ
 0,5  3 I НОМ.Р
где
K ОТС
K ОДН
 1,50,5  2  0,05  0,1  0 ,5  3 I НОМ.Р 0,34 I НОМ.Р
 1,5 – коэффициент отстройки;
 0,5 – коэффициент однотипности ТТ;
KПЕР  2 – коэффициент, учитывающий увеличение тока небаланса в переходном
режиме;
 = 0,05 – относительная полная погрешность трансформаторов тока, принимается
(5%) в предположении, что расчетная кратность тока включения ( K РАСЧ  I ВКЛ / I ПЕРВ.ТТ )
реактора значительно ниже номинальной кратности ( K10Н0Н ) ТТ, и Z НАГР.ТТ  Z НОМ.ТТ ;
''
I НБ
 0,1 – составляющая относительного тока небаланса, обусловленная
неравенством первичных токов в параллельных ветвях расщепленной фазы обмотки
реактора величиной до 10% (уточняется в процессе наладки или эксплуатации защиты);
0,5  3 I НОМ.Р – ток в одной из параллельных ветвей обмотки реактора в
рассматриваемом режиме.
Выдержка времени срабатывания отдельной быстродействующей (грубой) ступени
ПДЗ или уставки ПДЗ для режима включения реактора, с действием на отключение и пуск
УРОВ ШР:
50  2(Т )  0  0,1сек.
Ток срабатывания отдельной чувствительной ступени ПДЗ или уставки ПДЗ для
нормального режима работы реактора выбирается по условию отстройки от тока небаланса в режиме максимальной перегрузки реактора:
109


'
''
50  1(I  )  I CЗ 2  K ОТС I НБ.МАКС.РА
СЧ  I НБ.МАКС.РАСЧ 


''
 K ОТС K ОДН   i  I НБ
 0 ,5  KU I НОМ.Р
 1,50,5  0,05  0,1  0 ,5  1,35 I НОМ.Р 0,13  0,15I НОМ.Р
где KU  1,35 – коэффициент запаса, учитывающий перенапряжения в сети ВН,
допустимые для шунтирующих реакторов в течение ограниченного периода времени
(согласно ПТЭ РФ, п.5.11.17)
Остальные коэффициенты соответствуют указанным коэффициентам в предыдущем пункте.
Выдержка времени отдельной чувствительной ступени ПДЗ, необходимая для отстройки от переходных режимов в сети ВН и реакторе, с действием на отключение и пуск
УРОВ ШР:
50  1(ТТ 0,5сек.
Выдержка времени уставки ПДЗ для нормального режима работы реактора, необходимая для отстройки от переходных режимов в сети ВН и реакторе с действием на отключение и пуск УРОВ ШР.
Специальные пояснения.
1. В случае применения функции торможения (блокирование действия) при броске
тока намагничивания (по наличию 2-й гармонической составляющей тока включения) для
чувствительной ступени ПДЗР, выдержка времени ее срабатывания на отключение может
быть оптимально снижена до величины: 50  1(ТТ 0,1  0,2сек.
2. Предпочтительным (рекомендуемым) вариантом реализации ПДЗР является
применение единой (общей) уставки МТЗ, использующей функцию динамическую
коррекцию уставок при холодном пуске. Особенно актуальным указанное исполнение
защиты представляется для шунтирующих реакторов, имеющих небольшое содержание
высших гармонитеских составляющих в токе включения (уточняется согласно
техническим данным изготовителя оборудования).
Таким образом, вместо торможения (блокирования) функции МТЗ (ПДЗР) по 2-й
гармонике (которое может оказаться неэффективным), должна применяться функция
динамической коррекции уставок при холодном пуске единой ступени МТЗ (ПДЗР):
автоматическое увеличение тока срабатывания, вводимое с заданной выдержкой времени
после отключения выключателя ШР на заданное время (продление действия) после его
включение под напряжение. По истечениии времени продления действия функции
динамической коррекции уставок, производится возврат штатных уставок ПДЗР по току
срабатывания (заданных для нормального режима работы).
Время возврата уставок может быть автоматически уменьшено, если значения токов
после восстановления напряжения (включения выключателя), снижаются ниже
нормальных значений уставок ранее установленного периода времени продления действия
функции динамической коррекции уставок.
Уставка по току срабатывания ПДЗР в режиме действия функции динамической
коррекции уставок должна выбираться по условию отстройки от максимальных токов
небаланса переходного процесса включения ШР под напряжение (бросок тока включения).
Время продления действия функции динамической коррекции уставок должно
превышать (с запасом) длительность указанного переходного процесса включения
(уточняется согласно техническим данным изготовителя оборудования).
Как указывалось выше составляющая тока небаланса I НБ  0,1, обусловленная неравенством токов в параллельных ветвях обмотки реактора может быть уточнена (измерена) в процессе наладки или эксплуатации защиты. В случае получения действительных
значений, меньших чем 0,1, уставки ПДЗР по току срабатывания, могут быть существенно
понижены, при соответствующем повышении чувствительности защиты.
''
110
Реализация ПДЗР с использованием единой ступени МТЗ и функции динамической
коррекции уставок при холодном пуске (предпочтительный вариант).
С помощью функции динамической коррекции уставок могут быть автоматически
увеличены значения срабатывания (по току и времени) ступеней МТЗ при подаче
питающего напряжения присоединения (после его отключения) в случаях
предполагаемого значительного возрастания потребления мощности (при возникновении
пускового тока) по сравнению с нормальным режимом работы. Если используется
динамическое увеличение уставок тока срабатывания и соответствующих выдержек
времени МТЗ при включении защищаемого присоединения, то в нормальном режиме его
работы могут применяться уставки по току и времени срабатывания без учета возможных
(максимальных) пусковых токов включения.
Функция динамической коррекции уставок является общей для всех ступеней МТЗ.
Для каждой из ступеней МТЗ можно задать разные значения срабатывания.
Существует два способа определения отключенного состояния защищаемого
объекта, используемые устройством защиты:
 С помощью блок-контактов выключателя, подключенных к дискретным входам
устройства защиты;
 Задание порогового значения контроля протекания тока для определения отключения питания объекта.
Может быть выбран один из этих критериев для фазной МТЗ и МТЗ по току
нулевой последовательности.
Для рассматриваемой в настоящем разделе ПДЗ реактора, актуальным может быть
только первое условие, т.к. в нормальном нагрузочном режиме работы реактора ток в
измерительной дифференциальной цепи защиты близок к нулю (протекает только ток
небаланса небольшой величины), т.е. критерий проверки включенного состояния
выключателя по току не выполняется.
Устройство РЗА автоматически назначает необходимую сторону или точку
измерения для фиксации тока или положения блок-контактов выключателя, согласно
привязке соответствующих функций защиты.
Если устройство фиксирует, что защищаемый объект отключен, то после истечения
заданной выдержки времени ВремяОтклВыкл(Сост) активируются альтернативные
(увеличенные) значения срабатывания ступеней МТЗ.
Когда защищаемый объект включается (т.е. устройство получает через дискретный
вход информацию о том, что соответствующий выключатель включен), запускается время
действия ВремяДейстДин. После того, как время действия истекло, значения
срабатывания ступеней МТЗ возвращаются к нормальным значениям. Это время может
быть автоматически уменьшено если значения тока после пуска (включения выключателя)
становятся меньше всех нормальных значений срабатывания на заданный период времени
ВремяСнятияДин. Условие для быстрого сброса выдержки времени возврата выполняется
при возврате всех органов МТЗ.
Если время ВремяСнятияДин задается равным ∞, или активен критерий с
использованием дискретного входа, то сравнение с уставками нормального режима не
выполняется. Функция в этом случае неактивна и быстрый переход к нормальным
уставкам (если он используется), отменяется.
Если ступени МТЗ запускаются в течение времени Время Дейст Дин, это обычно
означает, что существует повреждение, и пока не произойдет возврат пуска используются
динамические уставки. После этого параметры возвращаются к обычным уставкам.
Если функция динамической коррекции уставок блокируется через дискретный
вход, то все запущенные таймеры будут немедленно сброшены, а также восстановятся все
уставки нормального режима. Если сигнал блокировки появится во время повреждения с
действующей функцией динамической коррекции уставок, то таймеры всех ступеней МТЗ
будут остановлены, а затем запущены с выдержками времени нормального режима.
111
Уставка по току срабатывания функции динамической коррекции уставок защиты
должна выбираться по условию отстройки от максимальных токов небаланса переходного
процесса включения ШР под напряжение (бросок тока включения).
Таким образом, в случаях использования функции динамической коррекции
уставок, достаточно использование единой (общей) ступени ПДЗР с уставками по току и
времени срабатывания, определяемыми:
 для нормального (длительного) режима работы реактора и для условий включения реактора.
Изготовителем не приводятся определенные рекомендации по заданию общих выдержек времени функции динамической коррекции уставок, за исключением следующей:
- предполагается, что эти выдержки времени задаются на основании нагрузочных
характеристик защищаемого объекта, и должны быть выставлены достаточными, что
перекрыть кратковременные перегрузки в условиях холодного пуска.
Однако, исходя из условий процесса включения реактора, выдержку времени
продления действия функции динамической коррекции уставок (ВремяДейстДин)
рекомендуется принимать больше (с запасом) длительности возможного переходного
процесса (уточняется согласно техническим данным изготовителя оборудования).
ПДЗ реактора с использованием функции Дифзащиты.
Для реализации функции ПДЗ (в 1-м или 2-х комплектах) для реактора
напряжением 110-220 кВ с расщеплением фаз (присоединение через один выключатель)
или напряжением 330-750 кВ (присоединение через один или два выключателя), может
быть рекомендовано применение устройства дифзащиты, в случаях необходимости
повышения чувствительности указанной защиты, например, при существовании
значительных токов небаланса, обусловленных неравенством сопротивления
параллельных ветвей расщепленной фазы обмотки реактора.
При данном исполнении защиты, к каждой группе измерительных входов трехфазного тока подключается трехфазная группа ТТ, соединенных по схеме «звезда с нулем»,
которые установлены в одноименных ветвях каждой расщепленной фазы обмотки реактора, и имеют одинаковую полярность и чередование фаз. Таким образом в защите производится сравнение встречно направленных токов двух ветвей в каждой фазе реактора.
Дифференциальный ток в измерительном контуре реле «фаза-ноль» появится в том
случае, если в параллельных ветвях отдельной фазы обмотки реактора возникнет разность
токов, вызванная повреждением одной из ветвей в данной фазе.
5.2. Резервная токовая защита
Токовая защита нулевой последовательности (ненаправленная) на стороне высоковольтных вводов реактора.
Имеет 2 (до 3-х) ступени по току срабатывания, действующие при КЗ на землю в
защищаемых зонах с заданными независимыми выдержками времени:
Ступень защиты с первой (меньшей) независимой выдержкой времени действует:
 на отключение выключателей реактора (с блокированием команд включения);
 на пуск УРОВ выключателей реактора;
Ступень защиты со второй (большей) независимой выдержкой времени действует:
 на отключение выключателей смежных присоединений непосредственно, или
через схему ДЗШ.
Токовая защита нулевой последовательности (ненаправленная) на стороне нейтрали
реактора.
Имеет две (до 3-х) ступени по току срабатывания, действующие при КЗ на землю в
защищаемых зонах с заданными независимыми выдержками времени:
Ступень защиты с первой (меньшей) независимой выдержкой времени действует:
 на отключение выключателей реактора (с блокированием команд включения);
112
 на пуск УРОВ выключателей реактора;
Ступень защиты со второй (большей) независимой выдержкой времени действует:
 на отключение выключателей смежных присоединений непосредственно, или
через схему ДЗШ.
Максимальная токовая защита (ненаправленная) на стороне высоковольтных вводов
реактора.
Имеет одну (до 3-х) ступень по току срабатывания, действующую при
однофазных/междуфазных КЗ в защищаемых зонах с заданной независимой выдержкой
времени:
 на отключение выключателей реактора (с блокированием команд включения);
 на пуск УРОВ выключателей реактора;
Максимальная токовая защита обратной последовательности (ненаправленная) на
стороне высоковольтных вводов реактора.
Имеет одну (до 3-х) ступень по току срабатывания, действующую при
несимметричных КЗ в защищаемых зонах с заданной независимой выдержкой времени:
 на отключение выключателей реактора (с блокированием команд включения);
 на пуск УРОВ выключателей реактора;
Контроль изоляции вводов ВН реактора 330-750кВ.
Реализован в МП устройстве РЗА, имеющем требуемые свойства и достаточный
объем свободно программируемой логики. Для КИВ используются функции защиты
представленные ниже.
Максимальная токовая защита в трех фазах и чувствительная токовая защита нулевой последовательности (имеют по 2 ступени по току и времени срабатывания)
Устройство осуществляет непрерывное измерение трехфазной системы токов, протекающих под воздействием рабочего напряжения через изоляцию трех фазных вводов (А,
В, С) ВН реактора (емкостные токи изоляционного материала вводов в 3-х фазах) и емкостного тока нулевой последовательности.
КИВ включает сигнальный, отключающий, измерительный органы и избиратели
поврежденной фазы (А, В, С).
Предусматривается сигнализация и блокировка действия устройства КИВ на отключение, в случаях: повреждений (обрывы) в токовых измерительных цепях устройства
КИВ; КЗ на землю во внешней сети ВН, при появлении напряжения 3U0 в измерительных
цепях устройства КИВ;
Предусматривается сигнализация обрыва нулевого провода токовых цепей КИВ.
а) Сигнальный орган (СО) КИВ использует функции:
Ступень ТЗНП – реагирующий элемент сигнального органа, измеряющий ток нулевой последовательности.
Сигнальный орган КИВ действует с заданной независимой выдержкой времени
срабатывания на сигнал.
б) Отключающий орган (ОО) КИВ использует функции:
Ступень МТЗ – избирательный элемент отключающего органа, измеряющий ток
фазы (А, В, С);
Ступень ТЗНП – реагирующий элемент отключающего органа, измеряющий ток
нулевой последовательности.
Отключающий орган КИВ действует с заданной независимой выдержкой времени
срабатывания:
– на отключение выключателей реактора (с блокированием команд включения);
– на пуск УРОВ выключателей реактора.
Функция контроля повышения максимального напряжения нулевой последовательности на стороне высоковольтных вводов реактора (3Uо)
Реализована с помощью функции измерений устройства, с фиксированной уставкой
по напряжению и действует на блокирование действия отключающего органа КИВ.
113
Регистратор аварийных событий
Фиксирует с отображением на дисплее устройства и дистанционной передачей
данных:
– фазные токи/ток нулевой последовательности через емкости изоляции вводов ВН
реактора;
– фазные напряжения;
– напряжение нулевой последовательности на стороне высоковольтных вводов реактора.
Функция измерения аналоговых величин (измерительный орган КИВ).
Предназначена для:
– визуального контроля фазных емкостных токов и тока нулевой последовательности (ток небаланса нормального режима или ток повреждения изоляции ввода в любой
фазе реактора) изоляции вводов ВН;
– контроля обрыва фазного или нулевого провода в первичной или вторичной цепи
согласующих трансформаторов тока (ТПС) защиты.
Токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП) реактора.
Примечание – защита предназначена для резервирования действия
быстродействующих защит при КЗ на землю в шунтирующем реакторе и реализована
двумя отдельными функциями.
Первая отдельная функция защиты может использовать прямое измерение тока в
нулевом проводе ТТ, встроенным в высоковольтный ввод реактора, или соответствующий
расчетный ток нулевой последовательности.
Устройство РЗА ВН используется для реализации функции ТЗНП высоковольтных
вводов реактора 110-220 кВ с присоединением через один выключатель, при этом, для измерения тока н.п. может применяться отдельный измерительный вход устройства, подключенный в нулевой провод ТТ на стороне высоковольтных вводов реактора (по схеме
«звезда с нулем»), либо использоваться величина тока н.п. вычисляемая из токов трех фаз
указанного ТТ.
Устройство ДЗО ВН используется для реализации функции ТЗНП высоковольтных
вводов реактора 330-750 кВ (при отсутствии устройства РЗА ВН в проектном решении),
при этом целесообразно использовать величину тока н.п. вычисляемую из токов трех фаз
ТТ высоковольтных вводов реактора.
Ток срабатывания ТЗНП на стороне высоковольтных вводов реактора выбирается
по условию отстройки от максимального тока в нулевом проводе ТТ при включении реактора под напряжение и в цикле ОАПВ линии:
50 N  1(I  )  I CЗ  KОТС  K ПЕР  KU I НОМ.Р 1,5 11,35 I НОМ.Р 2I НОМ.Р,
K ОТС  1,5 – коэффициент отстройки;
K ПЕР  1 – коэффициент, учитывающий увеличение тока небаланса в переходном
режиме;
KU  1,35 – коэффициент запаса, учитывающий перенапряжения в сети ВН,
допустимые для шунтирующих реакторов в течение ограниченного периода времени
(согласно ПТЭ РФ, п.5.11.17);
I НОМ.Р – номинальный ток реактора.
Выдержка времени на отключение и пуск УРОВ ШР:
50 N  1(ТТ 0,3  0,4сек.
Дополнительная ступень (ступени) ТЗНП на стороне высоковольтных вводов
реактора 50N-2 (I>>) может использоваться, с несколько более грубой уставкой по току
срабатывания ( K ОТСТР  1,05 ) и с большей (на ступень селективности) выдержкой времени
действия 50N-2 (Т) для отключения смежных присоединений реактора (линия, шины).
Специальные пояснения.
где
114
В расчетах уставки по току срабатывания ТЗНП ВН реактора, предполагается, что
уловия выбора уставки ТЗНП ВН (с итоговой величиной 2*Iном.р) обеспечивают
надежную степень отстройки от максимальных токов нулевой последовательности,
протекающих в защите при включении реактора под напряжение, в циклах ОАПВ Линий,
а также при близких внешних КЗ на землю на шинах или в сети ВН присоединенных
смежных Линий, когда напряжение в поврежденной фазе (фазах) близко к нулю, а в
неповрежденных – близко к номинальному значению, или несколько превышает его с
учетом возможных перенапряжений в сети ВН. При этом автоматически реализуется
согласование по току срабатывания с первыми ступенями защит от КЗ на землю
указанных Линий.
Т.о., защита может считаться селективной при минимальной выдержке времени ее
срабатывания, необходимой для отстройки от кратковременных переходных процессов в
сети, а также для обеспечения селективного действия основных защит реактора, или
быстродействующих ступеней защит (противоаварийной автоматики) от повышения
напряжения (на отключение Линий в сети 500кВ или выше), которые должны опережать
вероятное отключение неповрежденного реактора в условиях ассиметричного повышения
напряжения в сети ВН.
Проверка чувствительности ТЗНП ВН реактора.
Коэффициент чувствительности ( K Ч ) ТЗНП на стороне высоковольтных вводов
реактора определяется при металлических КЗ на землю по выражению:
K Ч  3I О.З / I СЗ  1,5,
3I О.З – минимальный (по режиму) утроенный ток нулевой последовательности при
где
КЗ на землю одной фазы на ошиновке ВН реактора;
I СЗ – ток срабатывания защиты.
Вторая отдельная функция защиты использует прямое измерение тока в нулевом
проводе ТТ на стороне нейтрали реактора, что обеспечивает повышение чувствительности
защиты к однофазным КЗ вблизи нейтрали.
Устройство ПДЗР используется для реализации функции ТЗНП на стороне нейтрали (ТЗНП НЕЙТРАЛИ) реакторов 110-220 кВ с расщеплением фаз обмотки, при этом, для
измерения тока н.п. должен применяться отдельный измерительный вход устройства, подключенный в нулевой провод ТТ на стороне ВН реактора (по схеме «звезда с нулем»).
Устройство РЗА ВН используется для реализации функции ТЗНП НЕЙТРАЛИ реакторов 110-220 кВ без расщепления фаз обмотки, при этом для измерения тока н.п. должен применяться отдельный измерительный вход устройства, подключенный в нулевой
провод ТТ на стороне нейтрали реактора (по схеме «звезда с нулем»).
Примечание – для реакторов 330-750 кВ, использование функции ТЗНП на стороне
нейтрали не предусматривается, в связи с тем, что в проектном решении применено
аппаратное дублирование функций продольной и поперечной Дифзащиты реактора.
Ток срабатывания ТЗНП НЕЙТРАЛИ выбирается по условию обеспечения максимальной чувствительности к КЗ на землю на стороне нейтрали реактора, в конце зоны защиты. Время срабатывания защиты должно быть согласовано с временем действия резервных защит смежных присоединений в сети ВН:
50N 1(I  )  I CЗ  I НОМ.Р / KЧ  0,65 I НОМ.Р,
где K Ч  1,5 – коэффициент чувствительности.
Выдержка времени на отключение и пуск УРОВ ШР:
50 N  1(ТТ Т С .З. ПР  Т ЗАП ,
где Т С .З. ПР – максимальная выдержка времени тех ступеней ТЗНП смежных
присоединений в сети ВН реактора, в зоне действия которых не обеспечивается отстройка
(не действие) указанной функции ТЗНП реактора;
115
Т ЗАП  0,3  0,4сек.
Дополнительная ступень (ступени) ТЗНП на стороне нейтрали реактора 50N-2 (I>>)
может использоваться, с несколько более грубой уставкой по току срабатывания
( K ОТСТР  1,05 ) и с большей (на ступень селективности) выдержкой времени действия 50N2 (Т) для отключения смежных присоединений реактора (линия, шины).
Специальные пояснения.
В расчетах уставки по току срабатывания ТЗНП НЕЙТРАЛИ реактора выше,
основным требованием к защите является обеспечение чувствительности при КЗ на землю
вблизи нейтрали реактора.
При этом, предполагается, что достаточным уловием селективности действия
защиты является отстройка уставки по времени срабатывания ТЗНП НЕЙТРАЛИ от
максимальных выдержек времени защит от КЗ на землю смежных Линий в сети ВН,
однако желательным дополнительным условием является проверка согласования ТЗНП
НЕЙТРАЛИ по току срабатывания со вторыми ступенями защит от КЗ на землю
указанных Линий (Ксогл = 1,1), т.к. выполнение последнего условия обеспечивает
применение минимально возможных выдержек времени срабатывания рассматриваемой
защиты.
Торможение при бросках тока намагничивания реактора (для реакторов отечественного производства функция может быть неэффективной из-за отсутствия 2-й гармоники при включении).
Микропроцессорные устройства имеют внутреннюю функцию торможения при
бросках тока намагничивания. Данная функция предотвращает срабатывание направленных и ненаправленных ступеней защиты, включенных на ток нулевой последовательности
(или фазные токи), от токов переходного режима включения реактора. После обнаружения
бросков тока намагничивания, превышающих значение срабатывания, генерируются специальные сигналы наличия броска тока намагничивания.
При этом также запускается заданная выдержка времени на отключение. Если
условия броска тока намагничивания сохраняются, и выдержка времени истекла, выдается
соответствующее сообщение, но отключение от токовой защиты при этом заблокировано.
Бросок тока намагничивания обычно содержит достаточно большую
составляющую второй гармоники (составляющая двойной номинальной частоты), которая
практически отсутствует в токе повреждения. Торможение при броске тока
намагничивания основывается на оценке составляющей второй гармоники имеющийся в
броске тока намагничивания.
Наличие броска тока намагничивания определяется, если одновременно выполняются условия:
 содержание второй гармоники более заданного значения;
 токи не превышают верхнего предельного значения I Макс;
 имеет место превышение порогового значения по току ступени, блокируемой от
функции торможения при броске тока намагничивания.
При выполнении этих условий распознается наличие броска тока (сообщение
«бросок тока намагничивания»), при этом соответствующие фазы блокируются.
При введенном торможении и броске тока намагничивания, сообщение о пуске
обычно задерживается на весь период броска тока намагничивания, если в это время не
производится включение. При этом, выдержки времени элементов токовой защиты
запускаются без задержек, даже при введенном торможении при броске тока
намагничивания. Выдержка времени продолжает завершаться даже при наличии броска
тока намагничивания. Если условие блокировки при броске тока намагничивания
пропадает после истечения выдержки времени, отключение производится мгновенно.
Поэтому использование торможения при броске тока намагничивания не приводит к
дополнительной задержке в отключении. Если ступень возвращается во время блокировки
при броске тока намагничивания, то соответствующая выдержка времени сбрасывается.
116
Коэффициент отношения составляющей второй гармоники к составляющей основной гармоники, как правило, принимается по умолчанию:
I 2fN / I fN  15%.
I 2 fN – составляющая (вторая гармоника) тока намагничивания;
где
I fN – составляющая (первая гармоника) тока намагничивания.
Эта уставка может использоваться без изменений. Меньшие значения могут быть
заданы для обеспечения дополнительного торможения в особых случаях, когда условия
включения особенно неблагоприятны.
Как указывалось выше, торможение при броске тока намагничивания имеет
верхний предел по току. При превышении данного тока (регулируемый параметр)
блокировка выводится, поскольку в этом случае предполагается наличие повреждения с
большим значением тока.
В качестве указанного верхнего порога предела чувствительности блокировки
может приниматься бросок тока включения (намагничивания) реактора с необходимым
запасом по величине:
(I Макс)  KОТС  3  I НОМ.Р
где
K ОТС – коэффициент отстройки (запаса);
3  I НОМ.Р – бросок тока включения реактора;
Торможение при броске тока может быть дополнено так называемой функцией «перекрестной блокировки». Это означает, что превышение содержание гармоники только в
одной фазе вызывает блокировку всех трех фаз фазной МТЗ.
В связи с тем, что во многих случаях содержание 2-й гармоники в токе отдельных
фаз может быть очень низким (что может привести к излишним отключениям
включаемого трансформатора), согласно рекомендациям Изготовителя, целесообразно
использовать перекрестную блокировку фаз МТЗ.
Максимальная трехфазная токовая защита (ненаправленная) на стороне высоковольтных вводов реактора.
Примечание – применение рассматриваемой ниже защиты для реактора не является
обязательным , возможно ее применение на реакторах 110-220 кВ.
Устройство РЗА ВН используется для реализации функции МТЗ ВН реакторов 110-220 кВ
с присоединением через один выключатель.
Устройство ДЗО ВН используется для реализации функции МТЗ ВН реакторов 330750 кВ (при отсутствии устройства РЗА ВН в проектном решении).
Защита предназначена для резервирования действия быстродействующих защит
при КЗ в шунтирующем реакторе.
Функция защиты использует измерения фазных трансформаторов тока на стороне
высоковольтных вводов реактора.
Ток срабатывания МТЗ ВН выбирается по условию отстройки от возможных перегрузок реактора по току в симметричных режимах повышения напряжения в сети ВН:
50  1(I  )  I CЗ  KОТС  KU I НОМ.Р 1,8I НОМ.Р,
K ОТС  1,3 – коэффициент отстройки;
KU  1,35 – коэффициент запаса, учитывающий допустимые перенапряжения в
сети ВН;
I НОМ.Р – номинальный ток реактора.
Выдержка времени на отключение и пуск УРОВ ШР:
50  1(ТТ 0,8сек.
Для трехфазной МТЗ на стороне высоковольтных вводов реактора рекомендуется
использование внутренней функции торможения при бросках тока намагничивания.
где
117
Примечание – для шунтирующих реакторов, имеющих небольшое содержание
высших гармонитеских составляющих в токе включения (уточняется согласно
техническим данным изготовителя оборудования) вместо торможения (блокирования)
функции МТЗ на стороне ВВ реактора по 2-й гармонике, может применяться функция
динамической коррекции уставок при холодном пуске: автоматическое увеличение тока
срабатывания, вводимое с заданной выдержкой времени после отключения выключателя
ШР на заданное время (продление действия) после его включение под напряжение. По
истечениии времени продления действия функции динамической коррекции уставок,
производится возврат штатных уставок МТЗ по току срабатывания (заданных для
нормального режима работы).
Время возврата уставок может быть автоматически уменьшено, если значения токов
после восстановления напряжения (включения выключателя), снижаются ниже
нормальных значений уставок ранее установленного периода времени продления действия
функции динамической коррекции уставок.
Уставка по току срабатывания МТЗ в режиме действия функции динамической
коррекции уставок должна выбираться по условию отстройки от максимальных токов
переходного процесса включения ШР под напряжение (бросок тока включения).
Время продления действия функции динамической коррекции уставок должно
превышать (с запасом) длительность указанного переходного процесса включения
(уточняется согласно техническим данным изготовителя оборудования).
Функция динамической коррекции уставок МТЗ при холодном пуске.
С помощью функции динамической коррекции уставок могут быть автоматически
увеличены значения срабатывания (по току и времени) ступеней МТЗ при подаче
питающего напряжения присоединения (после его отключения) в случаях
предполагаемого значительного возрастания потребления мощности (при возникновении
пускового тока) по сравнению с нормальным режимом работы. Если используется
динамическое увеличение уставок тока срабатывания и соответствующих выдержек
времени МТЗ при включении защищаемого присоединения, то в нормальном режиме его
работы могут применяться уставки по току и времени срабатывания без учета возможных
(максимальных) пусковых токов включения.
Функция динамической коррекции уставок является общей для всех ступеней МТЗ.
Для каждой из ступеней МТЗ можно задать разные значения срабатывания.
Существует два способа определения отключенного состояния защищаемого
объекта, используемых устройством защиты:
 С помощью блок-контактов выключателя подключенных к дискретным входам
устройства защиты;
 Задание порогового значения контроля протекания тока для определения отключения питания объекта.
Может быть выбран один из этих критериев для фазной МТЗ и МТЗ по току
нулевой последовательности.
Устройство РЗА автоматически назначает необходимую сторону или точку
измерения для фиксации тока или положения блок-контактов выключателя, согласно
привязке соответствующих функций защиты.
Если с помощью одного из вышеупомянутых критериев устройство фиксирует, что
защищаемый объект отключен, то после истечения заданной выдержки времени
ВремяОтклВыкл(Сост)
активируются
альтернативные
(увеличенные)
значения
срабатывания ступеней МТЗ.
Когда защищаемый объект включается (т.е. устройство получает через дискретный
вход информацию о том, что соответствующий выключатель включен или ток,
протекающий через выключатель, становится больше порогового значения минимального
тока), запускается время действия ВремяДейстДин. После того, как время действия
истекло, значения срабатывания ступеней МТЗ возвращаются к нормальным значениям.
118
Это время может быть автоматически уменьшено если значения тока после пуска
(включения выключателя) становятся меньше всех нормальных значений срабатывания на
заданный период времени ВремяСнятияДин. Условие для быстрого сброса выдержки
времени возврата выполняется при возврате всех органов МТЗ.
Если время ВремяСнятияДин задается равным ∞, или активен критерий с
использованием дискретного входа, то сравнение с уставками нормального режима не
выполняется. Функция в этом случае неактивна и быстрый переход к нормальным
уставкам (если он используется), отменяется.
Если ступени МТЗ запускаются в течение времени Время Дейст Дин, это обычно
означает, что существует повреждение, и пока не произойдет возврат пуска используются
динамические уставки. После этого параметры возвращаются к обычным уставкам.
Если функция динамической коррекции уставок блокируется через дискретный
вход, то все запущенные таймеры будут немедленно сброшены, а также восстановятся все
уставки нормального режима. Если сигнал блокировки появится во время повреждения с
действующей функцией динамической коррекции уставок, то таймеры всех ступеней МТЗ
будут остановлены, а затем запущены с выдержками времени нормального режима.
Уставка по току срабатывания функции динамической коррекции уставок защиты
должна выбираться по условию отстройки от максимальных токов переходного процесса
включения ШР под напряжение (бросок тока включения), т.е. в соответствии с выражением:
(I )  K ОТС  3 I НОМ.ТР ,
где
K ОТС =1,3 – коэффициент отстройки (запаса);
3 I НОМ.ТР – бросок тока включения реактора (максимальное значение)
Изготовителем не приводятся определенные рекомендации по заданию общих выдержек времени функции динамической коррекции уставок, за исключением следующей:
- предполагается, что эти выдержки времени задаются на основании нагрузочных
характеристик защищаемого объекта, и должны быть выставлены достаточными, что
перекрыть кратковременные перегрузки в условиях холодного пуска.
Однако, исходя из условий процесса включения реактора, выдержку времени
продления действия функции динамической коррекции уставок (ВремяДейстДин)
рекомендуется принимать больше (с запасом) длительности возможного переходного
процесса (уточняется согласно техническим данным изготовителя оборудования).
Проверка чувствительности МТЗ ВН реактора.
Коэффициент чувствительности ( K Ч ) МТЗ на стороне высоковольтных вводов
реактора определяется при металлических КЗ по выражению:
K Ч  I КЗ.МИН / I СЗ  1,5,
I КЗ.МИН – минимальный (по режиму) ток КЗ в трех фазах на ошиновке ВН реактора;
где
I СЗ – ток срабатывания защиты.
Максимальная токовая защита обратной последовательности (ненаправленная) на
стороне высоковольтных вводов реактора.
Примечание – в общем случае, применение рассматриваемой ниже защиты для
реакторов не является обязательным, однако для реакторов в трехфазном исполнении (в
перую очередь на напряжении 110-220 кВ) ее использование может оказаться
эффективным и целесообразным.
Устройство РЗА ВН используется для реализации функции ТЗОП ВН реакторов 110-220
кВ с присоединением через один выключатель.
Устройство ДЗО ВН используется для реализации функции ТЗОП ВН реакторов
330-750 кВ.
Защита предназначена для резервирования действия быстродействующих защит
при несимметричных КЗ в шунтирующем реакторе.
119
Функция защиты использует измерения фазных трансформаторов тока на стороне
высоковольтных вводов реактора.
Ток срабатывания ТЗОП ВН выбирается по условию отстройки от тока небаланса в
реакторе, при нарушении симметрии напряжений в сети ВН:
46  1(I  )  I CЗ  0,1  0,2  KU I НОМ.Р 0,135  0,27I НОМ.Р,
где
I НОМ.Р – номинальный ток реактора;
KU  1,35 – коэффициент запаса, учитывающий допустимые перенапряжения в
сети ВН.
Выдержка времени на отключение и пуск УРОВ ШР:
46  1(Т )  Т СР.ТЗНП.ПH  Т ЗАП ,
где Т СР.Т ЗНП.ПH – максимальная выдержка времени резервных защит смежных
присоединений в сети ВН;
Т ЗАП  0,3  0,4сек. .
Проверка чувствительности ТЗОП ВН реактора.
Коэффициент чувствительности ( K Ч ) ТЗОП на стороне высоковольтных вводов
реактора определяется при металлических КЗ по выражению:
K Ч  I 2КЗ.МИН / I СЗ  1,5,
I 2КЗ.МИН – минимальный (по режиму) ток обратной последовательности при КЗ в
где
двух фазах на ошиновке ВН;
I СЗ – ток срабатывания защиты.
5.3. Устройство резервирования при отказе выключателя
Внутренняя функция резервирования отказа отдельного выключателя реактора (реализуется в МП устройстве защиты/управления реактора)
Пускается при срабатывании защит на отключение выключателя реактора, с
контролем наличия минимального тока в его цепи. В случае использования
двухступенчатого действия УРОВ:
— с 1-й заданной выдержкой времени (1-я ступень УРОВ) действует на отключение выключателя реактора (повторное действие защит с блокированием команд включения).
— со 2-й заданной выдержкой времени (2-я ступень УРОВ) действует на отключение выключателей смежных присоединений непосредственно, или через схему ДЗШ.
Примечание – при установке устройства ДЗШ РУ, имеющего функции УРОВ присоединений шин, по преимуществу используется базовая функция УРОВ в устройстве
ДЗШ с пуском при срабатывании защит на отключение выключателя.
Функция резервирования отказа отдельного выключателя реактора в устройстве Дифференциальной токовой защиты шин РУ (реализуется в устройстве ДЗШ, имеющей функцию
УРОВ присоединений шин)
Пускается при срабатывании защит на отключение выключателя реактора, с
контролем наличия минимального тока в его цепи.
Применяется (как правило) двухступенчатое действие УРОВ с контролем наличия
тока присоединения. Действует, через схему центрального устройства ДЗШ с заданными
независимыми выдержками времени.
При пуске от защит Реактора:
С выдержкой времени 1-й ступени УРОВ:
— на повторное отключение выключателя реактора.
С выдержкой времени 2-й ступени УРОВ:
— на отключение выключателей присоединений шин РУ (основное действие);
120
— на отключение выключателя реактора (дополнительное действие, реализуется в
том случае, если введено действие ДЗШ на отключение данного выключателя).
При пуске от ДЗШ:
С выдержкой времени 2-й ступени УРОВ:
— на отключение выключателя реактора (действие, реализуется в том случае, если
введено действие ДЗШ на отключение данного выключателя).
УРОВ выключателя реактора.
Примечание – функция резервирования при отказе выключателя реактора
предназначена для отключения смежных с реактором элементов (линия или шины) при
повреждении реактора и отказе в отключении выключателя действием защит.
Действие УРОВ осуществляется при пуске от защит реактора с контролем наличия
минимального тока в его цепи на отключение.
Устройство ДЗР используется для реализации функции УРОВ ВН реакторов 110220 кВ в случаях отсутствия внешнего УРОВ распределительного устройства ВН (например, в устройстве ДЗШ).
Примечание – при установке децентрализованного устройства защиты шин и
резервирования отказа выключателей РУ, для реализации функции УРОВ ВН реакторов
используется (как правило) это устройство.
В связи с тем, что основные уставки УРОВ ВН имеют непосредственное
отношение к центральному терминалу (координатору) децентрализованного устройства
ДЗШ/УРОВ и должны определяться в общей структуре и контексте этого устройства, в
данной работе указанные параметры не рассматриваются.
Пороговое значение срабатывания тока 50BF (I>BF) - уставка интегрированного
контроля тока, относящаяся ко всем трем фазам.
Рекомендуется уставка по току на 10% ниже минимального тока повреждения, при
котором УРОВ должен работать. Значение тока срабатывания не должно быть задано
слишком низким, иначе, в условиях отключения очень высокого тока, переходный процесс во вторичных цепях ТТ может привести к увеличению времени возврата УРОВ.
50 BF ( I  BF )  I КЗ.МИН / K Ч  0,9  I РЗ.МИН ,
где
I РЗ.МИН – подключения токовых цепей функции УРОВ при КЗ в зоне
чувствительности защит реактора, действующих на отключение рактора с пуском УРОВ;
K Ч  1,1 – коэффициент чувствительности УРОВ.
Выдержка времени УРОВ должна учитывать максимальное время отключения выключателя, время возврата органа контроля протекания тока и время запаса, которое учитывает погрешность органа выдержки времени.
Т.о., выдержка времени УРОВ определяется по выражению:
50 BF (Т )  TУРОВ  Т ОВ  Т РТ  tЗАП ,
где
Т ОВ – максимальное время отключения выключателя, которое определяется типом
выключателя (ориентировочно это время составляет 0,03-0,06сек. для исправного выключателя);
Т РТ – время возврата органа контроля протекания тока, принимается равным
0,02сек;
t ЗАП – время запаса, принимается равным 0,05сек.
Первая (минимальная) выдержка времени на повторное отключение выключателя
может составлять
50 BF (T1)  0,1  0,15с,1 ,
Примечание – не исключается также применение традиционного действия УРОВ на
повторное отключение без выдержки времени.
121
Соответственно, вторая или единственная выдержка времени УРОВ на отключение
смежных присоединений принимается (по опыту эксплуатации, с учетом ступени селективности):
50 BF (Т 2)  0,25  0,3сек.
Перечень вопросов для подготовки к собеседованию
Тема 1. МП РЗА линий электропередач с односторонним питанием 110-330 кВ
1. Нормативные документы, определяющие состав РЗА линий электропередач с
односторонним питанием.
2. Система РЗА линий электропередач с односторонним питанием.
3. Особенности и возможности микропроцессорных устройств РЗА.
4. Принцип действия и особенности выбора уставок ДЗ линий электропередач с
односторонним питанием.
5. Особенности исполнения и расчёта дальнего резервирования линий электропередач
с односторонним питанием.
6. Блокировка ДЗ при неисправностях в цепях напряжения.
7. Принцип действия и особенности выбора уставок ТЗНП линий электропередач с
односторонним питанием.
8. Назначение и особенности расчёта ненаправленной МТЗ линий электропередач с
односторонним питанием.
9. Принцип действия и особенности выбора уставок УРОВ линий электропередач с
односторонним питанием.
10. Принцип действия и особенности выбора уставок АПВ линий электропередач с
односторонним питанием.
Тема 2. МП РЗА трансформаторов 110-220 кВ
1. Нормативные документы, определяющие состав РЗА трансформаторов 110-220 кВ.
2. Система РЗА понижающих трансформаторов 110-220 кВ.
3. Выбор уставок продольной дифференциальной токовой защиты трансформатора.
4. Назначение и расчёт ограниченной токовой защиты от КЗ на землю.
5. Дифференциальная токовая защита ошиновки ВН трансформатора.
6. Перечень и выбор уставок резервных токовых защит трансформатора.
7. Выбор уставок защиты трансформатора от перегрузки.
8. Особенности исполнения и расчёта АПВ трансформатора.
9. Особенности исполнения и расчёта УРОВ трансформатора.
10. Выбор уставок защиты от замыкания на землю в сети СН(НН) трансформатора.
Тема 3. МП РЗА автотрансформаторов 220-750 кВ
1. Нормативные документы, определяющие состав РЗА автотрансформаторов 220-750
кВ.
2. Система РЗА автотрансформаторов 220-750 кВ.
3. Выбор уставок продольной дифференциальной токовой защиты
автотрансформатора.
4. Назначение и расчёт ограниченной токовой защиты от КЗ на землю.
5. Выбор уставок дистанционной защиты автотрансформатора.
6. Выбор уставок токовой защиты нулевой последовательности автотрансформатора.
7. Особенности исполнения и расчёта КИВ автотрансформаторов 330 кВ и выше.
8. Состав и расчёт резервных защит сторон СН и НН автотрансформатора.
9. Особенности исполнения и расчёта АПВ трансформатора.
10. Особенности исполнения и расчёта УРОВ трансформатора.
Тема 4. Дифференциальная токовая защита шин 110-750 кВ
1. Назначение, способы реализации и особенности устройств ДЗШ.
2. Особенности и функции централизованной ДЗШ.
122
3. Особенности и функции децентрализованной ДЗШ.
4. Выбор уставок централизованной ДЗШ.
5. Выбор уставок децентрализованной ДЗШ.
6. Назначение и расчёт защиты от КЗ в «мёртвой зоне».
7. Виды реализации УРОВ при децентрализованной ДЗШ.
8. Особенности и расчёт УРОВ децентрализованной ДЗШ.
9. Назначение и расчёт ненаправленной МТЗ в устройствах ДЗШ.
10. Особенности применения и расчёта УРОВ и МТЗ терминала ячейки.
Тема 5. МП РЗА шунтирующих реакторов 110-750 кВ
1. Нормативные документы, определяющие состав РЗА ШР 110-750 кВ.
2. Система РЗА ШР 110-750 кВ.
3. Основные отличия РЗА ШР от РЗА трансформаторов (АТ) 110-750 кВ.
4. Эксплуатационные особенности ШР с позиции выбора уставок.
5. Способы и особенности выбора уставок продольной дифференциальной защиты ШР.
6. Расчёт продольной дифференциальной защиты ШР без эффективного торможения.
7. Расчёт продольной дифференциальной защиты ШР с эффективным торможением.
8. Варианты исполнения и расчёт поперечной дифференциальной защиты ШР.
9. Состав, назначение и расчёт резервных защит ШР.
10. Расчёт КИВ ШР 330 кВ и выше.
123