Принцип действия и область применения. Макси­мальная токовая защита срабатывает при увеличении тока защищаемого элемента сверх установленного тока срабатывания (уставки). Причиной увеличе­ния тока трансформатора может быть и поврежде­ние самого трансформатора, и КЗ на шинах или на отходящих элементах НН, а также самозапуск пи­таемых электродвигателей после кратковременного перерыва питания или подключения к работающему трансформатору дополнительной нагрузки при сраба­тывании устройства АВР. Для предотвращения излиш­них срабатываний при токах перегрузки, вызванных самозапуском электродвигателей или подключением дополнительной нагрузки, максимальная токовая защита должна иметь ток срабатывания (уставку), больший, чем максимально возможный ток пере­грузки. А для предотвращения излишних (неселектив­ных) срабатываний при КЗ на отходящих элементах НН максимальная токовая защита трансформатора должна иметь орган выдержки времени, замедляю­щий ее действие на время, необходимое для сраба­тывания защиты поврежденного отходящего эле­мента. Функциональная схема максимальной токовой защиты приведена на рис. 19.

Измерительная часть максимальной токовой за­щиты трансформаторов 10 кВ состоит из двух или из трех максимальных реле тока Т (три реле устанав­ливаются для защиты трансформаторов со схемой со­единения обмоток ∆/Y или Y/∆). Реле тока включе­ны на токи фаз А и С и на ток фазы В, проходящий в обратном проводе схемы соединения трансформато­ров тока ТТ в неполную звезду (рис. 19). Выходное действие реле тока осуществляется по схеме «ИЛИ»„ т. е. защита может действовать при срабатыва­нии одного, двух или трех реле. В логической части должен быть орган выдержки времени В, позволяющий установить время срабатывания защиты в пределах от 0,1 до 1,3 с. Предусматриваются так­же сигнальный орган СО и исполнительный орган НО, распространяющий действие защиты на отклю­чение трансформатора с двух сторон, т. е. действую­щий на отключение выключателя В на стороне 10 кВ и автомата АВ на стороне 0,4 кВ. На трансформато­рах 10/6 кВ действие защиты распространяется на отключение двух выключателей.

Максимальная токовая защита обязательно уста­навливается на всех трансформаторах, и в том числе на всех трансформаторах 10 кВ, независимо от уста­новки других защит (газовой, дифференциальной или отсечки). Это объясняется тем, что максимальная токовая защита защищает не только трансформатор, но и шины НН, а также может резервировать за­щиты и выключатели на отходящих элементах НН, т. е. осуществлять дальнее резервирование.

При проектировании и обслуживании устройств релейной защиты трансформаторов 10 кВ осуществ­ление полноценного дальнего резервирования встре­чает большие трудности. В сетях 0,4 кВ это связано дополнительно с тем, что не всегда учитывается боль­шая вероятность КЗ через переходное сопротивление до 15 мОм и существенное снижение при этом значе­ний токов КЗ. Использование трансформаторов со схемой соединения обмоток Y/Y также снижает зна­чения токов КЗ (при однофазных КЗ на землю по сравнению с трансформаторами со схемой ∆/Y).

Рис.   19.   Функциональная схема максимальной токовой защиты трансформатора 10/0,4 кВ

 

Иногда длина и сечение отходящих линий 0,4 кВ вы­бираются без учета возможностей дальнего резерви­рования при удаленных КЗ. Полноценное дальнее резервирование можно обеспечить только комплексом мероприятий, в который входит выбор наиболее чув­ствительной схемы максимальной токовой защиты, правильный расчет ее тока срабатывания с учетом реально возможных перегрузок, но без увеличения тока срабатывания защиты, установка дополнитель­ных защит специально для целей дальнего резерви­рования при наиболее частых видах КЗ. В этот же комплекс мероприятий должно входить рациональ­ное размещение защитных аппаратов в сети 0,4 кВ, увеличение сечений и уменьшение длины линий 0,4 кВ с целью увеличения токов КЗ до такого уровня, при котором сможет сработать резервирующая защита трансформатора 10/0,4 кВ.

Схемы выполнения максимальной токовой защиты трансформаторов 10 кВ. Схемы включения токовых реле максимальных токовых защит выбираются та­ким образом, чтобы обеспечить наибольшую чувстви­тельность защиты при всех видах КЗ на стороне НН трансформатора. Для трансформаторов 10 кВ типо­вой схемой является двухфазная трех релейная схема (реле 1-3 на рис. 20), предназначенная для защиты трансформаторов со схемами соединения обмоток ∆/Y 10/0,4 кВ и Y/∆ 10/6 кВ. Из рис. 2, д и г видно, что при двухфазном КЗ за трансформатором A/Y, т. е. на стороне НН, на питающей стороне ВН в од­ной из фаз проходит ток КЗ, в два раза больший, чем в других фазах. По значению этот больший ток равен току трехфазного КЗ. Установка трех реле га­рантирует одинаковую чувствительность защиты при всех видах междуфазных КЗ. Исключение одного из реле, например реле 3, понизило бы чувствительность защиты к двухфазным КЗ в 2 раза, что, конечно, не­целесообразно и недопустимо.

На трансформаторах Y/Y можно было бы приме­нять двух релейную схему (только реле 1 и 2 на рис. 20), так как третье реле не повышает чувствительности защиты к двухфазным КЗ (см. рис. 2, а и б). Но для повышения в 2 раза чувствительности защиты к однофазным КЗ на землю на стороне 0,4 кВ (рис. 4,6) целесообразно использовать трех релейную схему, хотя из-за низкого уровня токов при однофазных КЗ за трансформатором Y/Y добавле­ние третьего реле часто все равно не обеспечивает необходимую чувствительность максимальной токо­вой защиты к однофазным КЗ на землю на стороне 0,4 кВ. Не следует забывать про установку третьего реле в схеме максимальной токовой защиты при за­мене трансформатора со схемой соединения Y/Y на новый трансформатор — ∆/Y.

В схемах защиты с дешунтированием ЭО (рис. 16) также должны быть установлены три токовых реле с дешунтирующими усиленными контактами, но элек­тромагнитов отключения в приводе выключателя мо­жет оказаться только два. Это необходимо учиты­вать при расчете чувствительности защиты в целом (см. далее).

Рис.   20.   Схемы   включения   трех   токовых   реле   максимальной

токовой защиты трансформаторов 10 кВ со схемами соединения

обмоток ∆/Y(а) и Y/∆ (б)

Типы максимальных реле тока. Максимальные защиты трансформаторов 10 кВ в настоящее время выполняются в основном на электромеханических реле (типов РТВ, РТ-80, РТ-40), т. е. на реле с по­движными элементами и контактным выходом. На­ряду с ними уже находят применение современные электронные защиты, выпускаемые Чебоксарским электроаппаратным за­водом (типа     ЯРЭ-2201), ПО «Энергоавтоматика»     (ТЗВР), а   также   некоторыми энергосистемами (например, в Ленэнерго выпускает­ся электронная защита с зависимой характеристикой типа УМТЗ с дешунтированием ЭО с помощью си­ловых тиристоров).

Рис. 21. Ограниченно зависимые   характеристики раз­ных   типов   максимальных реле тока 1- реле РТ-90; 2 – реле PTB1—PTB3; 3 - реле PTB4-PTB6;   4 -реле РТ-80

Максимальные токовые защиты на трансформа­торах 10 кВ могут выполняться с обратнозависимой от тока выдержкой времени (сокращенно — с зави­симой характеристикой) либо с независимой от тока выдержкой времени (с независимой характеристи­кой).

Реле тока с зависимой характеристикой (рис. 21) автоматически уменьшает время срабатывания при увеличении тока через реле. Но, начиная с какой-то определенной кратности тока по отношению к току срабатывания реле I2k/Iс.р., реле действует с одной и той же установленной выдержкой времени. Такая характеристика называется ограниченно зависимой.

Максимальная токовая защита с ограниченно за­висимой характеристикой может выполняться с по­мощью одного из двух типов электромеханических реле: электромагнитного реле прямого действия типа РТВ или индукционного реле косвенного действия типа РТ-80.

Реле прямого действия РТВ выполняет одновре­менно функции токового измерительного органа (реле тока) и органа выдержки времени (реле времени). Замедление действия реле РТВ достигается с помо­щью часового механизма. Реле РТВ встраивается в пружинный привод выключателя 10 кВ. Реле РТВ имеют 6 исполнений — от I до VI, отличающихся друг от друга значениями токов срабатывания (уставок). Реле PTBI—PTBIII имеют характеристику (кривая 2 на рис. 21), у которой независимая (установившаяся) часть наступает при токе, равном примерно 1,6Iс.р. Реле PTBIV — PTBVI имеют более пологую ха­рактеристику (кривая 3 на рис. 21), у которой независимая часть наступает при токе, равном при­мерно 3Iс. р.

Индукционное реле РТ-80 (прежнее наименование ИТ-80) применяется в релейной защите уже более 50 лет, причем конструкция его практически не ме­нялась [11]. Столь длительное и широкое применение этого типа реле объясняется многими его достоин­ствами:

реле имеет характеристику (кривая 4 на рис. 21), хорошо согласующуюся с времятоковыми характери­стиками плавких предохранителей, установленных на отходящих элементах, причем эта характеристика создается без часового механизма или отдельного реле времени, как это осуществляется в других реле и защитах;

реле имеет достаточно мощные контакты, способ­ные действовать непосредственно на электромагнит отключения выключателя в схемах на оперативном постоянном токе и дешунтировать электромагнит от­ключения в схемах на переменном оперативном токе, в последнем случае применяются реле РТ-85 или РТ-95 (см. далее);

в дополнение к индукционному элементу в реле РТ-80 имеется электромагнитный элемент — отсечка, с помощью которой можно обеспечить мгновенное действие реле при вторичном токе КЗ, в 2—8 раз пре­вышающем ток срабатывания индукционного эле­мента Iс.р (на рис. 21 характеристика отсечки пока­зана штриховой линией, начиная с тока 4I_с. _р);

реле имеет встроенный сигнальный элемент.

Таким образом, в одном реле РТ-80 объединены измерительный орган двухступенчатой максимальной токовой защиты, логическая часть, сигнальный и ис­полнительный органы, что делает защиту с реле РТ-80 простой и дешевой. Однако по сравнению с современ­ными статическими (электронными) реле у РТ-80 имеются существенные недостатки: наличие подвиж­ных частей, в том числе практически непрерывно вра­щающегося диска, низкий коэффициент возврата, большие габариты и масса, возможность ложного срабатывания при воздействии ударных нагрузок (например, при включении выключателя, установленного в той же ячейке КРУ, где размещается реле РТ-80, или в соседней ячейке).

Электромагнитное реле косвенного действия типа РТ-40 выпускается с начала 1960-х годов. Его пред­шественником является электромагнитное реле типа ЭТ-520. В 1969 г. реле РТ-40 было модернизировано путем уменьшения сечения магнитопровода и увели­чения совместного хода контактов для снижения ви­брации и повышения надежности замыкания контак­тов при больших кратностях тока КЗ по отношению к номинальному току трансформаторов тока. Описа­ние реле РТ-40 и его технические характеристики при­ведены в работах [3, 11]. Для реле РТ-40 характерны все недостатки, присущие электромеханическим реле: сравнительно низкий коэффициент возврата (0,8, в то время как у электронных максимальных реле он составляет 0,95), наличие подвижных частей, возмож­ность вибрации контактов и отказ функционирования при токовой погрешности трансформаторов тока более 50 % и др.

С помощью реле РТ-40 выполняется максимальная токовая защита трансформаторов с использованием реле времени постоянного тока (на оперативном по­стоянном или выпрямленном токе) или реле времени переменного тока и специальных промежуточных реле для дешунтирования ОЭ выключателей 10 кВ (см. далее).

Выполнение выдержки времени. Орган выдержки времени необходим в тех случаях, когда в максималь­ной токовой защите используются максимальные реле тока мгновенного типа (типа РТ-40 или аналогичные электронные реле типа РСТ или им подобные). Для максимальных токовых защит с реле РТВ (со встроен­ной выдержкой времени) и с реле РТ-80 (время сра­батывания которых определяется значением тока КЗ) отдельные органы выдержки времени не нужны.

При выполнении максимальной токовой защиты на постоянном или выпрямленном оперативном токе используются электромагнитные реле времени с ча­совым механизмом серий ЭВ-100 и РВ-100, а в по­следнее время — электронные реле типа РВ-01 и дру­гих типов, которые создают выдержку времени после подачи команды от измерительных органов — реле тока РТ_А, РТ_В или РТ_С, или всех вместе (рис. 22, о).

При выполнении защиты на переменном оперативном токе используются два вида реле времени и со­ответственно две различные схемы логической части максимальной токовой защиты (рис. 22,6 и в).

Рис. 22. Схемы выполнения выдержки времени максимальной токовой защиты с помощью реле времени постоянного тока се­рии РВ-100 или РВ-01 (а), реле времени переменного напряжения РВ-200 или РВ-03 (б), токового реле времени типа РВМ-12 (s)

На рис. 22,6 показана схема защиты с реле вре­мени, которое создает выдержку времени после сня­тия оперативного тока (напряжения), как иногда го­ворят,— на возврате. У электромеханических реле времени типов ЭВ и РВ-215, РВ-225, РВ-235 дейст­вительно при снятии напряжения с катушки происхо­дит возврат (отпадание) подтянутого якоря и запуск часового механизма, создающего выдержку времени на замыкание контакта реле РВ в цепи команды на отключение выключателя. Электронное реле типа РВ-03 начинает отсчет времени также после снятия переменного оперативного тока, которое осуществля­ется размыкающими контактами максимальных реле тока РТ. Их последовательное включение обеспечи­вает логическую операцию «ИЛИ». Замыкающийся с заданной выдержкой времени контакт реле РВ дей­ствует на отключение выключателя, используя в ка­честве оперативного тока либо трансформаторы тока (схема с дешунтированием 50), либо трансформато­ры напряжения или собственных нужд других секций, либо энергию предварительно заряженных конденса­торов.

Схема на рис. 22,6 имеет существенный недоста­ток: при исчезновении напряжения на шинках управ­ления ШУ реле времени замыкает свои контакты и максимальная токовая защита превращается в несе­лективную отсечку, которая сработает при внешнем КЗ раньше, чем собственная защита поврежденного элемента. Возможно мгновенное излишнее срабаты­вание этой защиты и при включении защищаемого трансформатора под напряжение из-за броска тока намагничивания.

Более широкое применение получила схема макси­мальной токовой защиты с независимой характери­стикой на переменном оперативном токе с токовыми реле времени типа РВМ-12 и РВМ-13.

Реле времени РВМ выполнены с синхронным одно­фазным микродвигателем М (рис. 22, в), который включается через промежуточные насыщающие транс­форматоры тока ПНТ на вторичные токи трансформа­торов тока ТТ любых двух фаз защищаемого элемен­та. Первичные обмотки ПНТ^ включены последова­тельно с измерительными токовыми реле защиты РТ_А и РТс соответственно, а также с промежуточными реле РП и дешунтируемыми электромагнитами от­ключения 50. Принцип работы схемы с дешунтирова­нием 50 показан на рис. 16.

При повреждении в трансформаторе или при внеш­нем КЗ срабатывают измерительные токовые реле РТ и замыкают свои контакты в цепи пуска микродвига­теля М. Схема выполнена таким образом, что при любом виде КЗ микродвигатель подключается только к одной из вторичных обмоток ПНТ₂ (для этого по­следовательно с замыкающим контактом РТ_С вклю­чен размыкающий контакт РТл). Поскольку в это время по первичной обмотке ПНT1 идет ток КЗ, он трансформируется во вторичную обмотку ПНТ₂ и приводит во вращение микродвигатель М. С помощью редуктора частота вращения двигателя снижается до такого значения, чтобы выходной рычаг механизма с подвижными контактами двигался в течение 4с — для реле РВМ-12 и 10 с —для РВМ-13. В пределах этих значений устанавливается выбранная выдержка времени для импульсного и замыкающего контактов реле. Таким образом, реле РВМ начинает отсчитывать время только после возникновения КЗ и срабатыва­ния токовых реле защиты.

Замыкание контакта РВМ вызывает срабатыва­ние промежуточных реле типа РП-341, дешунтирующих ЭО выключателя.

Расчет параметров срабатывания (уставок) мак­симальной токовой защиты трансформатора. Задачей расчета является выбор значений тока срабатывания защиты (первичного), тока срабатывания реле по вы­ражению, аналогичному (22), времени срабатывания защиты с независимой характеристикой или характе­ристики срабатывания токовых реле для защиты с зависимой характеристикой (рис. 21). Кроме того, производится расчетная проверка трансформаторов тока.

Выбор тока срабатывания. Уставки по току макси­мальной токовой защиты должны обеспечивать:

несрабатывание защиты на отключение при послеаварийных перегрузках;

согласование действия по току и по времени с за­щитами питающих («последующих») и отходящих («предыдущих») элементов;

необходимую чувствительность при всех видах КЗ в основной зоне и в зоне резервирования.

Кроме того, для схем с дешунтированием ЭО (рис. 16) необходимо обеспечить надежное действие ЭО после дешунтирования.

Для отстройки (обеспечения несрабатывания) за­щиты при послеаварийных перегрузках необходимо выбрать ее ток срабатывания большим, чем возмож­ный ток самозапуска электродвигателей, питаемых от трансформатора, а также большим, чем возможный ток перегрузки при действии АВР, в результате кото­рого к работающему с нагрузкой трансформатору подключается дополнительная нагрузка. Напомним, что самозапуском называется процесс одновременного пуска из заторможенного состояния электродвигате­лей нагрузки после кратковременного перерыва, а за­тем восстановления электроснабжения. Кратковре­менный перерыв может быть вызван отключением питающего элемента, а затем включением его устрой­ством АПВ или подачей напряжения от резервного источника питания с помощью устройства АВР. Тор­можение и последующий самозапуск электродвигате­лей могут произойти также в результате близкого трехфазного КЗ, которое отключается защитой с вы­держкой времени (например, КЗ в точкеК₃ на рис. 17).

Для отстройки от самозапуска электродвигателей нагрузки ток срабатывания защиты выбирается по выражению

где кн — коэффициент надежности   (отстройки), учи­тывающий погрешность реле и необходимый запас, в зависимости от типа реле может приниматься равным 1,1 —1,2   (для реле косвенного действия типов РТ-40, РТ-80, РТ-90, а также новых электронных реле РСТ) или 1,2—1,4 (реле прямого действия типа РТВ); кв — коэффициент   возврата   реле, представляющий собой отношение тока возврата максимального реле к его току срабатывания, равный примерно 0,9—0,95 для электронных реле типа РСТ, 0,8 — для электромеха­нических реле РТ-40, РТ-80 (для индукционного эле­мента)   и   0,6—0,7 — для   реле   РТВ; ксзп — коэффи­циент самозапуска, представляющий собой отношение тока при самозапуске электродвигателей к пред аварийному рабочему току; значение его в основном за­висит от вида нагрузки, т. е. доли асинхронных элек­тродвигателей, участвующих в самозапуске, и может колебаться в очень широких пределах, примерно от 1   при отсутствии электродвигателей   или   невозмож­ности их самозапуска до примерно 4 при участии в самозапуске   максимально   допустимого   числа   элек­тродвигателей; /раб. max — максимальное значение ра­бочего тока (тока нагрузки) защищаемого трансфор­матора; на двухтрансформаторных подстанциях, где оба трансформатора находятся в резерве друг к другу (в неявном   резерве),   их   собственная   рабочая   на­грузка   не   должна   превышать 0,6—0,7 номинальной (рис. 23). При работе одиночного трансформатора его нагрузка   может   превышать   номинальную   на   20 — 40 %.

Для отстройки от тока перегрузки после действия устройства АВР на двухтрансформаторной подстан­ции (рис. 23) ток срабатывания максимальной токо­вой защиты каждого из двух трансформаторов, нахо­дящихся в неявном резерве, выбирается по выражению   (записанному для защиты трансформатора Т1)

где кн — коэффициент, учитывающий увеличение тока через трансформатор Т1 из-за понижения напряжения на шинах НН при подключении к нему после АВР заторможенных двигателей другой секции, ранее пи­тавшейся через трансформатор Т₂; значение этого ко­эффициента для нагрузки, в основном состоящей из электродвигателей,   может   находиться   в   пределах 1,5—2; значения остальных величин такие же, как в выражении   (26). Таким образом, ток срабатывания максимальной токовой защиты трансформаторов, на­ходящихся в неявном резер­ве (рис. 23), в зависимости от типа используемых реле и от состава нагрузки, мо­жет     получиться     равным (2—7)-кратному по отноше­нию   к   номинальному току трансформатора. Например, при смешанной нагрузке, в которой   доля   асинхронных электродвигателей, участвующих в самозапуске, не превышает 50%, а другая часть нагрузки не имеет пусковых токов (освещение, нагревательные элемен­ты), приняв ксзп =2, можно определить, что ток сра­батывания максимальной токовой защиты трансфор­маторов будет равен примерно 6,5Iном.тр.— при ис­пользовании реле типа РТВ, примерно 4,5Iном.тр. — при использовании реле РТ-40 или РТ-80, примерно 3,5Iном.тр. — при использовании полупроводниковых (электронных) максимальных реле тока.

При мень­шей доле асинхронных электродвигателей в составе нагрузки ток срабатывания максимальной токовой защиты трансформатора может быть меньше, чем в этом примере, а при нагрузке, в основном состоящей из асинхронных двигателей, может оказаться равным 6Iном.тр даже при использовании самых современных электронных реле, обладающих высоким коэффициен­том возврата и большой точностью. Необходимость отстройки максимальной токовой защиты трансформа­торов от больших токов перегрузочных режимов яв­ляется принципиальным недостатком этого типа за­щиты, который снижает возможность осуществления дальнего резервирования. Способы повышения чув­ствительности максимальных токовых защит рассмат­риваются в конце этого параграфа.

            

 

Рис. 23. Схема подстан­ции 10 кВ с двумя транс­форматорами, находящи­мися в неявном резерве (к выбору тока сраба­тывания максимальной токовой защиты транс­форматоров по условию несрабатывания после действия устройства АВР)

Рис.24 Токораспределение при удалённом КЗ в сети НН (к выбору тока срабатывания максимальной токовой защиты трансформаторов 1 по условию согласования чувствительности с защитами предыдущих элементов 2)

.

При расчете токов срабатывания защит с относи­тельной селективностью, к которым относится макси­мальная токовая защита, «Правила» [1] требуют производить согласование чувствительности. Для со­гласования чувствительности максимальных токовых защит смежных элементов существует известное пра­вило, согласно которому защита, расположенная ближе к источнику питания (последующая), должна быть менее чувствительна, т. е. иметь больший ток срабатывания, чем защита, расположенная дальше от источника питания (предыдущая). На рис. 24 после­дующей защитой является защита 1 трансформатора, а предыдущей — защита 2 одной из отходящих линий низшего напряжения. Согласование этих защит необ­ходимо для случаев удаленных КЗ, когда через пре­дыдущую защиту проходит ток КЗ, близкий по зна­чению к ее току срабатывания (Ik=Iс.з.2). В это же время через последующую защиту 1 проходит ток Ikи дополнительно рабочий ток Iраб, потребляемый на­грузкой Н неповрежденных линий НН. Для того чтобы обеспечить несрабатывание последующей защиты 1 в условиях, когда отказывает из-за недостаточной чувствительности предыдущая защита 2, необходимо согласовать их чувствительность, т. е. выбратьIс.з.1 большим, чем сумма токов Iс.з.2+Iраб. Выбор Iс.з. по условию согласования чувствительности производится по выражению

где kн.с. — коэффициент надежности согласования, принимается в пределах 1,1 —1,3; другие обозначе­ния— по рис. 24. Арифметическое суммирование зна­чений токов в выражении (28) создает некоторый расчетный запас. Меньшие значения коэффициента надежности согласования принимаются для более точных реле косвенного действия, а большие — для реле прямого действия типа РТВ.

Чувствительность максимальной токовой защиты, так же как и токовой отсечки, оценивается коэффи­циентом чувствительности по выражению (23). Наи­меньшее значение тока в реле Iр.min определяется по минимальному значению первичного тока КЗ за транс­форматором (§ 3) с учетом схемы включения токовых реле защиты, вида КЗ и коэффициента трансформа­ции nт.т. Ток срабатывания реле Iс.з. определяется по выражению (22), в которое подставляется наиболь­шее значение Iс.з., полученное из условий (26) и (27) отстройки от токов самозапуска и перегрузки, а также из условия (28) согласования чувствительности с пре­дыдущими защитами.

Значения коэффициентов чувствительности для всех максимальных токовых защит, и в том числе понижающих трансформаторов, должны быть при­мерно 1,5 при металлическом КЗ в конце основ­ной зоны действия, т. е. на шинах НН трансфор­матора, и примерно 1,2 — при КЗ в зонах дальнего резервирования [1]. При КЗ через переходное со­противление до 15 мОм на шинах 0,4 кВ коэффи­циент чувствительности в основной зоне должен быть около 1,2.

Выбор времени срабатывания (уставки по вре­мени) и характеристики максимальной токовой за­щиты. Время срабатывания защиты tс.з. выбирается из следующих условий:

обеспечения термической стойкости трансформато­ра, для чего /с. з не должно превышать допустимых значений, указанных в § 2;

обеспечения селективности по отношению к защи­там предыдущих и последующих элементов.

По условию селективности для защит с независи­мыми характеристиками время срабатывания после­дующей защиты (1 на рис. 24)

где (tс.з.2пред — время срабатывания предыдущей за­щиты 2 (рис. 24); ∆t — ступень селективности, значе­ние которой находится в пределах 0,4—0,6 с для со­временных электромеханических реле времени и 0,3— 0,4 с для электронных реле.

Для защит с зависимой характеристикой время срабатывания зависит от тока. Поэтому ступень се­лективности должна выбираться при определенном значении тока:

при согласовании последующей 1 и предыдущей 2 защит с зависимыми характеристиками — при макси­мальном значении тока КЗ в начале предыдущего участка (на отходящей линии НН на рис. 25);

при согласовании последующей защиты 1 с неза­висимой характеристикой и предыдущей защиты 2 с зависимой характеристикой — при токе срабатывания последующей защиты Iс.з.1посл (рис. 25, б). Из рис. 25,6 видно, что уменьшение времени срабатыва­ния последующей защиты 1 может быть достигнуто путем увеличения ее тока срабатывания (штриховая характеристика 1'), если это допустимо но условию обеспечения чувствительности защиты.

Выбор и согласование времени срабатывания и ха­рактеристик зависимых защит производится путем построения карты селективности (рис. 25,6 и а). По оси абсцисс на графике откладываются первичные фазные токи, а по оси ординат — выдержки времени. Токи срабатывания защит, установленных на разных ступенях напряжения (например, ВН и НН), должны быть приведены к одной ступени напряжения с помо­щью коэффициента трансформации трансформатора (§ 3). Для учета влияния токов нагрузки неповреж­денных предыдущих элементов характеристика защи­ты 2 поврежденного предыдущего элемента должна быть сдвинута вправо на отрезок, разный значению суммарного тока нагрузки Iраб. (характеристика 2' на рис. 25,6 и в), после чего ступень селективности ∆tвыбирается между характеристиками 1и 2'. Это тре­бование важно выполнять при согласовании защит в зависимой части характеристик. Карта селективности наглядно показывает, насколько удачно выполнено согласование предыдущих и последующих зашит по току и времени срабатывания.

Ступень селективности ∆tвыбирается в зависи­мости от типа реле и области согласования. При со­гласовании характеристик в их зависимом части ∆t= 1 с — для реле РТВ и около 0,7 с — для реле РТ-80, в независимой части — соответственно 0,7 и 0,6 с. Для электронных реле с зависимой характеристикой сту­пени селективности могут быть значительно меньше: ориентировочно ∆t=0.4 с.

Примеры расчета максимальных токовых и других защит трансформаторов приведены в работе [9].

Рис. 25. Согласование характеристик максимальных токовых за­щит последующего 1 и предыдущего 2 элементов: а — расчетная схема; б и в — карты селективности

 

Расчетная проверка трансформаторов тока ТТ.

 

Рис.   26.   Требования   к   трансформаторам   тока,   используемым для релейной защиты

 

К трансформаторам тока, используемым для релейной   защиты,   предъявляются   следующие требования по обеспечению ее надежного функционирования [1];

1) работа с погрешностью (полной) не более 10% при расчетных значениях тока, выбираемых в зависи­мости от типа защиты: ε≤ 10 % при I1расч.;

2) работа с погрешностью (токовой) не более мак­симально допускаемой для выбранного типа реле при максимальных значениях тока КЗ через защиту:fmax≤fдоп при I1k.max

3) предотвращение опасных перенапряжений во вторичных цепях ТТ и защиты при максимальных значениях тока КЗ: U2max≤U2доп при I1kmax.

Сказанное иллюстрируется диаграммой на рис. 26. Применительно к максимальным токовым защитам и токовым отсечкам, в том числе и установленным на понижающих трансформаторах 10 кВ, расчетная про­верка ТТ производится в следующей последователь­ности и следующими практическими способами.

Проверка на 10 %-ную полную погрешность по кривым предельной кратности, производится главным образом при проектировании, когда используются спе­циальные типовые кривые предельной кратности k10 =f(zн), где zн — сопротивление вторичной нагрузки трансформаторов тока (реле, проводов, приборов), при котором полная погрешность ТТ ε = 10% (рис. 27,а). Надо отметить, что для правильной, точ­ной работы максимальных токовых защит достаточно обеспечить значение   токовой   погрешности (напомним, что f<ε). Однако ради единообразия расчетной проверки ТТ для всех типов защит принято выполнять условие ε≤10%, для чего и построены единые кривые предельных кратностей k10=f(z_H). Это создает расчетный запас для максимальных то­ковых защит,

Рис. 27. Расчетная проверка трансформаторов тока на 10%-ную полную погрешность ε≤ 10 %   по кривым предельной кратности k₁₀ = f(zн)—а и по фактическим вольт-амперным характеристи­кам ВАХ: U2=f(Iнам) -б

1 — обмотка   класса   Р;   2—- класса 0,5

Значение предельной кратности по выражению определяется

I1ном, т, т — первичный номинальный ток ТТ; I1расч — расчетный ток, при котором ТТ должны ра­ботать с погрешностью ε≤10%; для максимальных токовых защит с независимой характеристикой и то­ковых отсечек принимается на 10 % большим первич­ного тока срабатывания, т. е. 1,1Iс.з. или 1,1Iс.о.; для максимальных токовых защит с зависимой характери­стикой принимается равным тому значению первич­ного тока, при котором производится выбор ступени селективности ∆t, или, иначе говоря, согласование за­щитных характеристик (рис. 25,6 и в), т. е. в одном случае I1расч=1,1Ikmax, а в другом-I1расч=Iс.з.посл

Подбирается нужная кривая предельных кратностей, соответствующая типу, классу точности и коэф­фициенту трансформации ТТ [9, 12], и по значению к10 полученному по выражению (30), определяется значение zн (рис. 27, а, штриховые линии). При проек­тировании по значению г„ выбирается сечение и, сле­довательно, сопротивление соединительных проводов между ТТ и реле [12]. При наладке и обслуживании релейной защиты фактическое значение сопротивления нагрузки (проводов, реле) измеряется в соответствии с «Инструкцией по проверке трансформаторов тока» [13] с целью получения значений zн.ф. для каж­дой фазы, где установлены ТТ, и для обратного или пулевого провода схемы соединения ТТ. Для типовой схемы «неполная звезда», применяемо!! для защиты элементов 10 кВ (например, на рис. 20), определяется zн.ф.а, zн.ф.с, zн.ф.о . Далее необходимо определить расчетом наибольшее значение zн.ф.р.
для ТТ макси­мальной токовой защиты, которое соответствует двух­фазному КЗ за трансформатором со схемой соедине­ния обмоток ∆/Y [9]:z_Ф. _Р = 3zпр + 3zр + r_пер =3zн.ф.а.Если zн.ф.р≤zн, то полная погрешность ТТ будет ε≤10 %, что и требуется для правильного функционирования всех типов защиты. Исключение делается лишь для некоторых схем защиты на пере­менном оперативном токе, т. е. допускается токовая погрешность f > 10 % для ТТ, на которые включены реле прямого действия, а также для ТТ в схемах с дешунтированием ЭО, но только в режиме после их дешунтирования. Особенности этих схем рассмотрены далее.

Проверка на 10 %-ную погрешность по вольт-амперным характеристикам ТТ U₂ = f(Iнам). После снятия вольт-амперных характеристик ТТ (в соответ­ствии с требованиями «Инструкции» [13]) произво­дится еще одна проверка ТТ на выполнение первого условия — ε≤10% (Рис. 26). Для этого определя­ется расчетное напряжение (в вольтах) па зажимах вторичной обмотки ТТ по выражению

где I2 расч = I1 расч/nт.т. — вторичное значение расчетного тока, при котором ТТ должны работать с по­грешностью ε≤10 % (см. выше), А; nт.т. — коэффи­циент трансформации трансформаторов тока; zн.ф.р — фактическая расчетная нагрузка ТТ (см. выше), Ом; z_2т. т — полное сопротивление вторичной обмотки ТТ, Ом, определяется по справочным данным индуктив­ной и активной составляющих этого сопротивления [9, 12]:

По вольт-амперной характеристике ВАХ трансфор­матора тока одной из фаз — А или С (той, которая идет ниже, рис, 27,5), определяется значение тока на­магничивания Iнам, соответствующего значению U₂рагч, полученному по выражению (31).

Полная погрешность ТТ   (в процентах) определя­ется по выражению

Проверка с помощью ВАХ позволяет установить не только выполнение требования ε≤10%, но и определить расчетный запас на будущее, когда может потребоваться увеличение сопротивления нагрузки z_h. ф. р (включение дополнительных реле) или увели­чение значения тока I1расч и, следовательно, уве­личение сараем по выражению (31). Если расчет­ная точка располагается на восходящей прямоли­нейной части ВАХ (рис. 27,6), то расчетный запас обеспечен.

Проверка надежной работы реле при максималь­ном значении тока КЗ. Выполнение второго требова­ния к ТТ (рис. 26)—fmax≤fдоп обеспечивает надеж­ное замыкание контактов электромеханических макси­мальных реле тока при искаженной форме кривой вторичного тока ТТ (форме, отличной от синусоиды). Искажение формы вторичного тока прямо связано с токовой погрешностью ТТ: чем больше токовая по­грешность, тем больше искажается форма вторичного тока. Для снятых с производства максимальных реле тока ЭТ-520 значение f_Доп = 13%, для реле типа РТ-40, выпущенных до 1969 г., f_Доп = 40⁰/₀, а для мо­дернизированных реле РТ-40, выпущенных после 1969 г. (см. выше), f_Д0п = 50⁰/о. Для сравнения ука­жем, что у современных электронных реле типа РСТ-11—РСТ-13 значение f_доп гораздо выше —при­мерно 80 % [14]. Для индукционных реле типа РТ-80 (и ранее выпускавшихся ИТ-80) значение f_доп = 50 % (из условия точной работы индукционного элемента) [12].

Максимальное значение токовой погрешности f_maxопределяется при максимальном значении тока при КЗ в месте установки защиты I\_K, max. По этому току определяется максимальная кратность для принятого ТТ с первичным номинальным током I1ном.т.т.:

Рис. 28. К расчетной проверке надежности работы максимальных реле тока: а — зависимость А = ψ(f) [12]; б —построение сум­марной кривой предельных кратностей (3) и определение значе­ния допустимой предельной кратности k10доп.сум при последова­тельном включении двух вторичных обмоток трансформатора тока

Для определения fmax используется зависимость A — ψ(f), приведенная на рис. 28, а [12]. Коэффи­циент А определяется по выражению

где kmaxвыражения (34); k10.доп. предельная кратность, соответствующая значению фактической расчетной нагрузки ТТ z_{Ф Р} (см. выше), определяет­ся по кривой предельных кратностей ТТ данного типа, класса и коэффициента трансформации (рис. 27, а, штрихпунктирные линии).

Определяется по зависимости А=ψ(f) на рис. 28,а значение fmax соответствующее значению А, получен­ному по выражению (35). Если fmax ≤fдоп, то второе требование к ТТ выполнено.

В связи с непрерывным ростом энергетических мощностей (ввод в работу мощных электростанций, линий высокого и сверхвысокого напряжения, уста­новка мощных автотрансформаторов, замена менее мощных трансформаторов на более мощные, включе­ние высоковольтных электродвигателей) в электри­ческих установках всех классов напряжения происхо­дит увеличение уровнен токов КЗ, а следовательно, увеличение значений А_тах для трансформаторов тока.

Поэтому в директивных материалах Минэнерго СССР [5] обращается внимание на необходимость периоди­ческих проверок выполнения рассмотренного второго требования к ТТ: f_max ≤fдоп. Если это требование не выполняется, необходимо либо произвести замену реле (на такие, у которых выше значение f_доп), либо уменьшить значение f_mazx.

Уменьшение значения токовой погрешности /max может быть достигнуто уменьшением значения zн.ф.р(например, путем увеличения сечения соединитель­ных проводов между ТТ и реле), увеличением значе­ния I1ном.т.т. (например, заменой ТТ с nт.т. = 100/5 на ТТ с пт.т.= 200/5, что уменьшит значения крат­ности kmax и коэффициента А в два раза и суще­ственно снизит значение токовой погрешности), последовательным включением двух вторичных об­моток ТТ.

В электроустановках 10 кВ, где в основном приме­няются ТТ с двумя вторичными обмотками классов 0,5 и Р, последовательное включение этих обмоток применяется достаточно часто. Это допускается «Пра­вилами» [1], если обеспечивается надежная работа реле защиты и точная работа измерительных прибо­ров. Для оценки целесообразности такого включения необходимо построить так называемую суммарную кривую предельных кратностей (кривая 3 на рис. 28, б). Эта кривая строится путем арифметического сумми­рования значений zн, найденных по кривым предель­ных кратностей 1 и 2 для нескольких произвольных значений кратности k10. По суммарной кривой пре­дельных кратностей 3 определяется значение k10доп.сум, соответствующее значению сопротивления z_Н.фр. Значение k,10_доп.сум всегда будет больше, чем k10доп (при использовании только одной вторичной об­мотки ТТ). Следовательно, значение А по выражению (35) будет меньше, что приведет к снижению токовой погрешности /' (рис. 28, я).

Предотвращение опасных перенапряжений во вто­ричных цепях ТТ и защиты при максимальных значе­ниях тока КЗ. Третье требование к ТТ U_2max ≤U2_Доп для ТТ с вторичным номинальным током I_2ном = 5 А, как правило, выполняется. Значение U₂max (в воль­тах) определяется по выражению

 

где ky— ударный коэффициент, учитывающий влия­ние апериодической составляющей тока КЗ (с 1978 г. не применяется в связи с малой вероятностью ее воз­никновения); kmax — максимальная кратность тока КЗ, определяется по выражению (34); z_нф.р. — фактиче­ское расчетное сопротивление нагрузки ТТ (см. выше), Ом; I2 ном — номинальный вторичный ток ТТ, равен 5 А для ТТ, применяемых в электроустановках напря­жением 10 кВ и 0,4 кВ;√2 увеличивает действующее значение тока КЗ до амплитудного.

Рис. 29. Схемы включения максимальных реле тока прямого дей­ствия типа РТМ (отсечка) и РТВ (защита) па одну и ту же обмотку трансформаторов тока класса Р (а) и классов Р и 0,5 (б)

Значение U_{2 доп} = √2 u_{2 доп}. _пр, • где U2 доп. _ПР —до­пустимое по «Правилам» [1] значение напряжения на вторичных цепях ТТ и защиты, принято равным 1000 В; √2—то же, что в выражении (36).

Схема максимальной токовой защиты и токовом отсечки на реле прямого действия типа РТВ и РТЛ1. Типовая схема включения реле для защиты транс-Форматора 10 кВ со схемой соединения обмоток ∆/У (или Y/∆) и блока линия — трансформатор с та­кой же схемой соединения обмоток приведена на рис. 29, я. Реле 1 и 2 типа РТМ мгновенного действия осуществляют токовую отсечку, реле 3—5 — макси­мальную токовую защиту с зависимой характеристи­кой (рис. 20, 21").

Выбор параметров срабатывания производится по выражениям (21)—(29), проверка трансформаторов тока — по (30) — (36). Для ТТ, на которые включены реле прямого действия, допускаются погрешности бо­лее 10 %, если нельзя обеспечить / ^ 10 %.

При токовых погрешностях ТТ f > 10 % проверка чувствительности защиты и отсечки должна произво­диться с учетом действительного расчетного значения токовой погрешности по общему выражению (по вто­ричным значениям токов)

а для схемы соединения ТТ в неполную звезду (рис. 29) для трехрелейной максимальной токовой защиты — по выражению (по первичным значениям то­ков)

где Ikmin — минимальное значение тока через защи­щаемый трансформатор при трехфазном КЗ на сто­роне НН; Iс.з.— ток срабатывания максимальной то­ковой защиты; f—фактическое расчетное значение токовой погрешности ТТ при токе срабатывания токо­вой отсечки при совместном включении реле РТМ и РТВ (рис. 29, а), %.

Для проверки чувствительности токовой отсечки трансформатора, выполненной по рис. 29, выражение (37) имеет несколько иной вид:

где Iс. о — ток срабатывания токовой отсечки.

При совместном включении реле РТМ и РТВ на одну и ту же обмотку ТТ (обычно класса Р, рис. 29, а) погрешность ТТ определяется при расчет­ном токе Iрасч, равном току срабатывания токовой отсечки Iс. о, который обычно намного больше, чем ток срабатывания максимальной токовой защиты. В ре­зультате значение предельной кратности k10 по выра­жению (30) оказывается весьма большим, а значение 2„, определяемое по кривой предельных кратностей (рис. 27, а), — небольшим. А фактическое расчетное сопротивление нагрузки z н.ф.р.за счет сопротивления реле РТВ (около 1 Ом) оказывается весьма значи­тельным и, как правило, больше допустимого значе­ния z н. В результате и полная, и токовая погрешности ТТ могут быть значитель­но больше 10 %.

Рис. 30. К примеру определе­ния чувствительности релейном защиты трансформатора с реле прямого действия РТМ (токо­вая отсечка ТО) и РТВ (мак­симальная токоряя защита МТЗ) с учетом действительном токовой погрешности ТТ (зна­чения токов приведены к на­пряжению 10 кВ)

Рас­смотрим па примере за­щиты трансформатора мощностью 1MB-А поря­док определения чувстви­тельности его релейной защиты с учетом действи­тельных значений токовой \ погрешности ТТ на сторо­не 10кВ. Вначале принимается типовая схема с совме­стным включением реле РТМ и РТВ на одну обмотку класса Р трансформаторов тока 10 кВ типа ТПЛ (рис. 29, а). Значения токов КЗ приведены на расчет­ной схеме (рис. 30). Токи срабатывания выбраны по выражениям (21) — (29) следующими: для макси­мальной токовой защиты /_с. ₃ = 200 А (примерно 350% номинального тока трансформатора), а токо­вой отсечки Iс. о =1000 А. Коэффициент трансфор­мации трансформаторов тока n_т. _т = 100/5 = 20.

Проверка на 10 %-ную полную погрешность произ­водится по рассмотренной выше методике с помощью кривой предельных кратностей k10=f(z н) на ряс. 27, а. Предельная кратность определяется по выражению (30): k10=1,1 Iс.o/I1ном.т.т.= 1,1*1000/100 = 11. Этому значению k_!0 соответствует zн = 0,8 Ом, при котором ε= 10 %, а токовая погрешность f несколько менее 10 %.

Рассчитывается фактическое сопротивление нагрузки на ТТ при двухфазном КЗ на выводах 10 кВ защищаемого трансформатора, т. е. в зоне действия отсечки, по выражению [9]: zн.ф.р. = 2r_ф + Zртм + 2Zртв + rпер, где r пр. — сопротивление проводов от ТТ до реле, при выполнении защиты в КРУ-10 кВ оно невелико, не более 0,05 Ом; r_пер — сопротивление переходных контактов, рекомендуемое значение от 0,03 до 0,1 Ом:,Zртв и Z ртм сопротивления реле РТМ и РТВ, о значении которых следует сказать под­робнее.

Сопротивление реле РТМ при уставке тока сраба­тывания Iс.р.= 1000/20 = 50 А будет Zртм = 0,8S/I^2с.р.=0,8*345/50^2= 0,11 Ом, где S — потребляемая мощность реле РТМ при втянутом якоре и токе сра­батывания, В-А (по каталогу завода-изготовителя). Коэффициент 0,8 учитывает, что расцепление меха­низма привода выключателя при срабатывании реле РТМ происходит несколько раньше, чем якорь реле полностью втянется, дойдет до упора и сопротивле­ние реле станет равным значению, указанному в за­водском каталоге для втянутого положения якоря [12].

Сопротивление реле РТВ при токе срабатывания I_с. _р = 200/20= 10 А будет Z_РТВ = 113/10² = 1,13 Ом, где S — потребляемая мощность реле при токе сраба­тывания 10 А и втянутом якоре (по каталогу завода-изготовителя). Сопротивление реле РТВ рассчиты­вается для втянутого положения якоря, если ток сра­батывания последовательно включенного реле РТМ превышает ток срабатывания реле РТВ примерно в 2 раза —для реле PTBI—PTBIII и в 3—4 раза — для реле FTBIV— PTBVI. В этих случаях якоря (сердечники) обоих реле при срабатывании реле втя­гиваются одновременно и быстро: это занимает около 0,02 с [15]. Но с учетом снижения сопротивления реле при больших токах можно принять в проводимом рас­чете zptb= 0.8-1,13 = 0,9 Ом. Это объясняется тем, что сопротивление реле РТВ с током срабатывания 10 А при больших токах снижается: при токе 20 А — до 0,95 Ом, при 25 А —до 0,9 Ом, при 30 А — до 0,8 Ом.

Суммарное значение Zн.ф.р. = 0,1 + 0,11 + 2*0,9+0,05 = 2,06 Ом, что значительно больше, чем до­пустимое Z_Н = 0,8 Ом, и, следовательно, погрешность трансформатора тока больше 10 %.

Определяется чувствительность отсечки с учетом действительной погрешности трансформаторов тока по выражению (37а). Погрешность трансформаторов тока fопределяется по рассмотренной выше методике при максимальном токе КЗ Iк, max = KчIс. о. При Kч, = 2 для токовой отсечки трансформаторов [1] I_к.max = 2*1000 = 2000 А; максимальная кратность тока Kmах = 2000/100 = 20. Допустимое значение предельной кратности k_!0доп =5 при определенном выше значении Zн.ф.р= 2,06 Ом (рис. 27,о). Коэффициент А = 20/5 = 4. а погрешность f = 63 % (рис. 28, а). При токе, равном 2000 А, трехфазного КЗ на выводах ВН трансформатора коэффициент чувствительности для токовой отсечки определяется по выражению (376)

т.е отсечка не сможет сработать из-за большой по­грешности ТТ. Кроме этого, при f››10 % реле РТВ максимальной токовой защиты будут работать мед­леннее, чем при 10%-ной погрешности ТТ, так как их время срабатывания зависит от проходящего в реле тока, а он будет тем меньше, чем больше токовая погрешность ТТ. При вынужденном допущении, что f>10%, необходимо определять время срабатыва­ния реле РТВ с учетом действительной токовой по­грешности ТТ, а это вызовет увеличение времени сра­батывания последующей защиты (рис. 21).

Поэтому для повышения чувствительности токо­вой 01 сечки II для уменьшения времени работы макси­мальной токовой защиты трансформатора и защит последующих элементов лучше всего обеспечить ра­боту Т Т на трансформаторе 10 к В с погрешностью не более 10%. Как один из способов уменьшения по­грешности ТТ может быть рассмотрена возможность использования схемы защиты (рис. 29, б), где выпол­нено раздельное включение реле токовой отсечки РТМ и измерительных приборов на обмотку класса 0,5, а реле РТВ — на обмотку класса Р одних и тех же трансформаторов тока.

Рассмотрим возможность выполнения требований «Правил» [I] для условий этого же примера. Про­веряются на 10 %-ную погрешность трансформаторы тока класса 0,5 при токе срабатывания отсечки, имею­щие следующие параметры: K10 1,1*1000/100=11; Zн. доп = 0,35 Ом (рис. 27, а); Zн.ф.р=2Rпр+Zртм+Zи.п+Rпер= 0,1 + 0,11 + 0,07 + 0,05 = 0,33 Ом, где Zн.п.— сумма сопротивлений амперметра (0,03 Ом) и двух электрических счетчиков (сопротивление каж­дого 0,02 Ом). Таким образом, Zн.ф.р.<Zн, погреш­ность f<10%, и коэффициент чувствительности от­сечки будет около 2, что соответствует «Прави­лам» [1].

Сопротивление нагрузки на эти же трансформа­торы тока в нормальном симметричном режиме рас­считывается с учетом того, что якорь реле РТМ на­ходится в нижнем положении и сопротивление реле равно 0,057 Ом. Суммарное сопротивление нагрузки определяется по выражению [9] Zн.ф.р=2Rпр+Zртм+Zи.п.+Rпер = 0,1+ 0,057 + 0,07 + 0,05 = 0,28 Ом, что меньше, чем допускается (Zном = 0,4 Ом) для этих трансформаторов тока из условия работы с норми­руемой погрешностью [12]. Следовательно, включение реле РТМ и измерительных приборов на обмотку класса 0,5 может быть допущено, причем счетчики могут использоваться для расчетного учета электри­ческой энергии. В тех случаях, когда счетчики ис­пользуются только для технического учета, могут до­пускаться сопротивления нагрузки, большие, чем ука­занное сопротивление г_ном [1].

Для обмотки класса Р проверка на 10%-ную по­грешность производится при токе перехода характе­ристики срабатывания реле PTBI в независимую часть [9, 12]: К1=1,1*1,6*200/100 = 3,5. Допустимое значение сопротивления нагрузки при этом равно 3 Ом. Рассчитывается наибольшее сопротивление на­грузки на трансформаторы тока при двухфазном КЗ за трансформатором со схемой соединения обмоток ∆/Y или Y/∆-11 по выражению [9] для трехрелейной схемы максимальной токовой защиты с реле PTBI (рис. 29,6): Zн.ф.р=3Rпр+3Zртв+Rпер=0,15+3*0,9 + 0,1 =2,95 Ом, что примерно равно допусти­мому значению сопротивления нагрузки (3 Ом), при котором полная погрешность трансформаторов тока ε = 10 %, а токовая погрешность f несколько меньше 10%.

Другими способами повышения чувствительности защиты на реле прямого действия являются: замена ТТ на более мощные (с большими допустимыми зна­чениями Zн или с более высокими коэффициентами трансформации n_т. _т); последовательнее включение двух обмоток ТТ (см. рис. 28, б); переход на реле кос­венного действия, например РТ-85 (см. далее). Луч­ший из способов выбирается путем сравнения технико-экономического расчета вариантов.

Схемы максимальной токовой защиты и токовой отсечки на реле РТ-80. В реле этого типа, как уже указывалось выше, имеются индукционный элемент, осуществляющий максимальную токовую защиту с за­висимой характеристикой, и электромагнитный эле­мент, называемый отсечкой, действующей без вы­держки времени при токе, равном пли большем тока срабатывания Iс.о. (рис. 21). При использовании всех реле серии РТ-80 погрешность ТТ не должна превы­шать 50 % при таких значениях тока КЗ, когда важна точная работа индукционного элемента, чтобы обес­печить селективность между смежными защитами (рис. 25).

Схема максимальной токовой защиты с реле РТ-81 на постоянном оперативном токе приведена на рис. 31, а и б (реле 1—3). Схемы с реле РТ-85 на переменном оперативном токе показаны на рис. 31,в и г и отличаются количеством реле. Схема на рис. 31, а применяется для защиты трансформаторов 10 кВ со схемой соединения обмоток Y/Y. При использова­нии се для защиты трансформаторов ∆/Y или Y/∆-11 чувствительность к двухфазным КЗ оказывается в 2 раза ниже, чем при трехфазных КЗ за трансфор­матором (рис. 2). Установка третьего реле РТ-85 обес­печивает равенство коэффициентов чувствительности при этих видах КЗ. При отсутствии в приводе выклю­чателя третьего электромагнита отключения (ЗОз на рис. 31, г) можно после небольшого изменения схемы внутренних соединений в одном из реле РТ-85 применить схему защиты с тремя реле РТ-85, но с двумя ЭО в приводе выключателя (рис. 31,6). Ка­тушка реле 3 включается в обратный провод схемы неполной звезды ТТ, замыкающий контакт 2, вклю­чается параллельно с аналогичным замыкающим кон­тактом 2 реле 1, а размыкающий контакт 1 — после­довательно с аналогичным контактом 1 реле 1. Таким образом, реле 1 и 3 при срабатывании вместе или по отдельности производят дешунтирование одного и того же ЭО1. Следовательно, при всех видах двух­фазных КЗ за трансформаторами со схемами соеди­нений ∆/Y и Y/∆-11 в одном из реле проходит ток, равный по значению току при трехфазном КЗ. Но при определении чувствительности ЭО придется прини­мать только половину тока трехфазного КЗ, что яв­ляется недостатком этой схемы по сравнению со схе­мой на рис. 31, г.

Для схем защиты с дешунтированием ЭО «Пра­вила» [1] требуют, чтобы погрешность ТТ до дешунтнровання (рис. 16,а) не превышала 10%, т.е. ε≤10%. После дешунтиросания (рис. 16 б) допу­скается погрешность более 10 %. Если расчет пока­зывает, что после дешунтирования ЭО погрешность ТТ превышает 10 % (это можно определить по соот­ветствующей кривой предельной кратности, как пока­зано выше), необходимо проверить, что, несмотря на увеличение погрешности f > 10 % и, следовательно, уменьшение тока в реле, сработавшее реле РТ-85 не возвратится в исходное положение и, кроме того, бу­дет обеспечено надежное срабатывание ЭО с требуемым коэффициентом чувствительности. Для этих про­верок необходимо рассчитать действительное значение токовой погрешности f, используя зависимость на рис. 28, а.

 

 

Рис. 31. Схемы максимальной токовой зашиты с зависимей ха­рактеристикой с реле типа   РТ-8!,   выполненные   на постоянном оперативном токе (а и 6)   и на переменном оперативном токе с дешунтированием электромагнитов отключения ЭО (в—д)

В невозможности возврата сработавшего реле типа РТ-85 из-за возросшей токовой погрешности ТТ можно убедиться по коэффициенту чувствительности реле за­шиты в режиме после дешунтнровання ЭО, который определяется по следующему выражению (для схемы соединения ТТ в неполную звезду):

где Iк.min.—минимальное значение первичного тока при расчетном виде КЗ (выбирается в зависимости от схемы соединения обмоток защищаемого трансфор­матора и числа реле в схеме его защиты по рис.31), А; Iс. р — ток срабатывания реле, определяется по выра­жению (22), А; nт.т. — коэффициент трансформации ТТ; f — расчетное значение действительной токовой погрешности ТТ при токе срабатывания отсечки Iс. о трансформатора, определяемое по зависимости на рис. 28, а, Kв — коэффициент возврата реле, для электромагнитного элемента реле РТ-80 имеет значе­ние, не превышающее 0,2—0,3; Kч.р. и Kч.пр. — коэффи­циенты чувствительности для реле, определенные в «Правилах» [1].

Низкий коэффициент возврата реле РТ-85 играет в данном режиме положительную роль, «удерживая» реле в сработавшем состоянии, несмотря на увеличение погрешности ТТ вплоть до максимально возможной МО % (рис. 28, о), и значение коэффициента чувствн-тельностн реле зашиты до и после дешунтнровання практически не изменяется. Однако при исполь­зовании для дешунтнрования ЭО полупроводниковых устройств, имеющих очень высокий, близкий к 1, коэф­фициент возврата, возможно существенное снижение коэффициента чувствительности реле зашиты после дешунтнровання ЭО и, как следствие, неустойчивая работа дешунтнруюшего устройства.

Значения требуемых коэффициентов чувствитель­ности Kч. пр: примерно 1,5 — для максимальной токовой защиты и около 2 — для токовой отсечки трансфор­матора [1].

Чувствительность ЭО определяется по выражению, аналогичному уравнению (38), но без учета коэффи­циента возврата:

где Iс, _э. о — ток срабатывания электромагнита отклю­чения, практически применяются ЭО с токами сраба­тывания 5 или 3,5 А; остальные обозначения те же, что в выражении (38). Для ЭО тре­буется значение й_ч. _ПР, в 1,2 раза большее, чем для со­ответствующей защиты, например 2,4 при наличии на трансформаторе токовой отсечки. Надо отметить, что при такой, раздельной, проверке чувствительности для реле и для ЭО защиты не требуется согласования их токов срабатывания, как это требовалось в 1950— 70-х годах, т. е. ток срабатывания дешунтирующего реле может выбираться большим или меньшим, чем ток срабатывания дешунтирусмого ЭО. Но зато при согласовании чувствительности защит по выражению (28) током срабатывания предыдущей защиты следует считать больший из токов срабатывания: реле или ЭО, приведенный к первичной стороне ТТ. Практи­чески очень редко ток срабатывания реле максималь­ной защиты трансформатора может оказаться меньше, чем ток срабатывания ЭО.

Для расчетной схемы, приведенной на рис. 30, и схемы защиты на рис. 31, д произведем проверку чув­ствительности реле и ЭО по выражениям (38) и" (39). Определяется значение фактического расчетного со­противления нагрузки ТТ при двухфазном КЗ на вы­водах трансформатора (точка K1) Zн.ф.р.=2Rпр+2Zрт+Zэ.о.+Rпер=0,1+0,2+2+0,1=2,5Ом, где определяющим является сопротивление дешунтируемого реле РТМ, выполняющего роль ЭО (при­мерно 2 Ом при токе срабатывания реле 5 А по дан­ным завода-изготовителя). Значению Zн.ф.р. = 2,5 Ом соответствует К_10доп = 4 (рис. 27, а). Максимальная кратность определяется с помощью выражения (34) по току срабатывания отсечки Iс.о. = 1000 А, умно­женному на минимально допустимый коэффициент чувствительности, равный 1,8 (вместо требуемого зна­чения 2): Кmax = 1,8*1000/100= 18. Для значения А = 18/4 = 4,5 по зависимости А = ф(f), приведенной на рис. 28, а, находим, что f=68%. По выражению(38) видно, что благодаря значению коэффициента возврата реле РГ-85 k_a= 0,3 чувствительность отсечки после дешунтирования не изменяется и реле не возвратится в исходное положение:

где Iс.р.= 1000/20 = 50 А при nт.т. = 100/5 = 20.

Для проверки чувствительности ЭО по выражению (39) значение токовой погрешности / должно опреде­ляться при токе срабатывания ЭО, умноженном па требуемый коэффициент чувствительности, который не может быть более 2,4. Ток срабатывания ЭО не бы­вает более 5 А, и, таким образом, предельная крат­ность kioпо выражению, аналогичному (30), не пре­вышает значения к₁₀ = 1,1*2,4*5/5 = 2,6, где цифра «5» в знаменателе соответствует вторичному номи­нальному току ТТ. При значениях k\₀ = 2,6 допусти­мая нагрузка ТТ класса Р превышает 3 Ом (рис. 27, а), что больше возможных значений фактической расчет­ной нагрузки Zн.ф.р (в этом примере 2,5 Ом). При таком соотношении сопротивлений полная погреш­ность ТТ е < 10 % (и / < 10 %). Следовательно, чув­ствительность ЭО по выражению (39) можно опреде­лять без учета погрешности ТТ:

Но такой высокий коэффициент чувствительности характерен только при КЗ на выводах 10 кВ транс­форматора. Для этой же схемы защиты (рис. 31,5), где установлены только два ЭО, при двухфазном КЗ за трансформатором со схемой соединения обмоток ∆/Y или Y/∆-11 коэффициент чувствительности ЭО оказывается значительно меньше:

 

но больше, чем требуют «Правила» [1].

При двухфазном КЗ за трансформатором со схе­мой соединения обмоток ∆/Y или Y/∆-11 сопротивле­ние нагрузки на ТТ возрастает [9]: Zн.ф.р=3Rпр+3Zрт+Zэ.о.+Rпер (Для схемы защиты на рис. 31, (Э). Но, учитывая небольшие значения сопротивлений реле РТ-85 и проводов, это увеличение невелико по сравнению с сопротивлением при двухфазном КЗ в месте установки защиты (оно было рассчитано выше — 2,5 Ом). Поэтому и при КЗ за трансформа­тором надежная работа схемы с тремя реме типа РТ-85 и двумя Эб (рис. 31, д) обеспечивается. Если использовать схему с тремя реле РТ-85 и тремя ЭО (рис. 31,г), то сопротивление нагрузки ТТ будет при­мерно в три раза выше за счет утроенного значения сопротивления ЭО (3Zэ.о.), т. е. более 7 Ом, и токо­вая погрешность ТТ существенно возрастет.

Для схем защиты с дешунтированием ЭО необхо­димо также проверять выполнение условия (20). В данном примере (рис. 30) I_{2 к} = 2600 • 1 /20 = = 130 А < 150 А. Поскольку запас невелик, опреде­лим значение I_к с учетом действительной токовой погрешности ТТ в данной схеме по выражению:

где k₃— коэффициент запаса, принимается примерно равным 1,2; f — токовая погрешность ТТ, в данном случае определяемая для режима до дешунтирова-ния ЭО, поскольку задается допустимое значение тока, переключаемого контактами реле с целью дешунтирования ЭО, .%.

До дешунтирования Zн.ф.р. = 0,3 Ом (сопротивле­ния проводов, реле РТ-85 и переходных контактов) и К10доп=18 (рис. 27,д). Значение Кmax = 2бОО/100 = 20, коэффициент A = 26/18 = 1,4, погрешность f:=30% (рис. 28, а). Тогда по выражению (40) ток I2k= 100 А, что значительно меньше допустимого.

Одновременно этот расчет показывает, что при максимально возможном токе КЗ (2600 А) индук­ционный элемент реле РТ-85 смог бы работать точно, поскольку fmax = 30 %<fдоп = 50 % для этого типа реле. Такой случай возможен, если по ошибке будет установлен большой ток срабатывания токовой от­сечки в реле РТ-80.

Таким образом, выполненный пример расчета на­дежности н чувствительности схемы защиты с тремя реле типа РТ-85 и двумя 30 показывает, что эта схема может быть использована при заданных усло­виях.

Схемы максимальной токовой защиты с незави­симой характеристикой и токовой отсечки с реле РТ-40 и РВ (РВМ). На подстанциях, где исполь­зуется постоянный или выпрямленный оперативный ток, защита трансформаторов 10 кВ может выпол­няться на этом оперативном токе, причем, как пра­вило, устанавливаются максимальные реле тока типа РТ-40 (ранее устанавливались реле ЭТ-520, в настоя­щее время возможно использование новых электрон­ных реле РСТ или соответствующих блоков в много­функциональных защитах КРУ напряжением 6, 10 кВ типа ЯРЭ-2201).

Принципиальная схема токовых защит трансфор­матора 10 кВ на постоянном оперативном токе пока­зана на рис. 32, а и б. Выбор параметров срабаты­вания производится по выражениям (21) — (25) для токовой отсечки и по выражениям (26) — (29) — для максимальной токовой защиты. Расчетная проверка ТТ производится по выражениям (30)—(36). Особое внимание следует обращать на проверку надежности замыкания контактов реле РТ-40 (н особенно реле ЭТ-520) при максимально возможных значениях тока при КЗ в месте установки защиты. Важность этой проверки обусловлена тем, что номинальная мощность трансформаторов 10 кВ невелика по сравнению с мощ­ностью современных источников питания шин 10 кВ и, следовательно, можно ожидать больших значений максимальной кратности для ТТ 10 кВ Кmax, вычисляе­мой по выражению (34).

Для выполнения схемы максимальной токовой за­щиты с независимой характеристикой на переменном оперативном токе, как правило, используется принцип дешунтирования ЭО (рис. 16). Поскольку слабые кон­такты реле типа РТ-40 не могут производить пере­ключение больших вторичных токов, для дешунтирова­ния ЭО применяются специальные промежуточные реле тина РП-341, контакты которых способны пере­ключаться под током до 150 А подобно реле РТ-85 |11]. Выдержка времени осуществляется с помощью моторчикового реле времени переменного тока типа ВМ (рис. 22,а). Принципиальная схема защиты при­ведена на рис. 32, е, г н. Особенностью схемы яв­ляется цепь, самоудержання промежуточного реле типа РП-341, благодаря которой возврат основных реле (измерительных и реле времени) после дешунтировання ЭО не может привести к возврату этого про­межуточного дешунтирующего реле.

Рис. 32. Схемы максимальной токовой защиты с независимой ха­рактеристикой с токовыми реле типа РТ-40 и реле времени РВ (РВМ), выполненные на постоянном или выпрямленном опера­тивном токе (а и б) и на переменном оперативном токе с дешунтированием ЭО (а, г и д)

Поэтому проверка чувствительности реле защиты по выражению (38) производится только для реле типа РП-341, у которого может быть установлен ток срабатывания 5 или 2,5 А. Но поскольку в типовой схеме имеется лишь два та­ких промежуточных реле, расчетным током в выра­жении (38) будет половина тока при трехфазном КЗ за защищаемым трансформатором со схемой соеди­нения ∆/Y или Y/∆-11. Однако низкий коэффициент возврата реле типа РП-341 (около 0,3) не позволяет ему возвратиться в исходное положение даже при больших значениях токовой погрешности ТТ после дешунтирования ЭО. Проверка чувствительности ЭО производится по выражению (39) таким же образом, как для схемы с тремя реле РТ-85 и двумя ЭО (рис. 31,д), и также при расчетном токе Iк.min рав­ном половине тока при трехфазном КЗ за трансфор­матором со схемой соединения обмоток ∆/Y или Y/∆-11.

Расчет параметров срабатывания токовых реле и реле времени в схеме рис. 32, в производится по вы­ражениям (21)—(29), расчетная проверка погреш­ности ТТ (до дешунтнрования 50) — по выражениям (30)—(36). Сопротивление фактической нагрузки ТТ Zн.ф.р. этой схеме увеличивается по сравнению с со­противлением схемы защиты на постоянном оператив­ном токе за счет дополнительных сопротивлений реле РП-341 и РВМ-12 (около 0,1 Ом при уставке 5 А и около 0,4 Ом при уставке 2,5 А, у каждого из них [9, 11]). Уточнение максимального значения вторич­ного (дешунтируемого) тока при необходимости про­изводится по выражению (40).

Способы повышения чувствительности максималь­ных токовых защит трансформаторов. На трансфор­маторах с напряжением стороны ПН выше 1000 В (3; 6; 10 кВ) для повышения чувствительности мак­симальной токовой защиты к КЗ за трансформато­ром применяется пусковой орган минимального на­пряжения пли комбинированный пусковой орган на­пряжения. Структурная схема максимальной токовой защиты с пусковым органом напряжения (Н <) по­казана на рис. 33,о. При КЗ на шинах НН напря­жение г, месте КЗ резко снижается и пусковой орган срабатывает. Одновременно ток КЗ вызывает срабатывание максимальных реле тока (Т>), включенных на 2 или 3 фазных тока трансформатора, что вызы­вает срабатывание органа выдержки времени В и от­ключение трансформатора с двух сторон

 

Рис   33. Структурная схема максимальной токовой защиты с пу­ском по напряжению   (а)   и   схема   комбинированного   пускового органа напряжения (б)

В других случаях увеличения тока через трансформатор, когда могут сработать реле тока Т > (самозапуск электро­двигателей, подключение дополнительной нагрузки на стороне НН), напряжение на шинах НИ не снижается до уровня действия пускового органа и защита в це­лом не срабатывает (блокируется). Благодаря пуско­вому органу напряжения можно не отстраивать мак­симальную токовую защиту от токов самозапуска, т.е. в выражениях (26) и (27) принимать А'_сш и k'_nрав­ными 1. Это позволяет выполнить очень чувствительностью по току максимальную токовую защиту трансфор­матора с уставкой не более 1,5 номинального тока трансформатора.

Пуск по напряжению осуществляется, главным образом, с помощью комбинированного пускового ор­гана (рис. 33, о), выполненного с одним минималь­ным реле напряжения / типа РН-50, включенным на междуфазное напряжение, и одним фильтром-реле напряжения обратной последовательности 2 типа РНФ-1М, разрывающим своим контактом цепь обмотки минимального реле 1. Реле 1 может использо­ваться с размыкающим или замыкающим контактом в зависимости от построения схемы защиты.

Комбинированный пусковой орган работает сле­дующим образом. В нормальном режиме размыкающий контакт реле 2 замкнут и через него подано на­пряжение на обмотку реле 1. При несимметричном КЗ появляется напряжение обратной последовательности, срабатывает реле 2 и размыкает свой контакт в цепи реле 1. в результате чего реле 1 теряет пита­ние, возвращается и переключает своп контакты в положение «.Па складе». Этим осуществляется пуск максимальной токовой защиты. При симметричном трехфазном КЗ реле 2 не срабатывает, но напряже­ние снижается на всех фазах, в том числе и на тех, на которые включено реле /, поэтому оно возвра­тится, если напряжение снизится ниже его напряже­ния возврата (около 0,5 номинального).

Иногда вместо комбинированного пускового ор­гана напряжения применяется пусковой орган, со­стоящий из трех минимальных реле напряжения, включенных на три междуфазные напряжения, раз­мыкающие контакты которых включены параллельно, т. е. по схеме «ИЛИ» (рис. 15, а). Три реле необходимы для того, чтобы пусковой орган надежно дей­ствовал при всех сочетаниях двухфазного КЗ: Л — Д, Л — С, С — Л, поскольку лишь напряжение между замкнувшимися фазами снижается до нуля.

Технические характеристики реле РН-50 и РНФ-1А1 приведены в работе [11]. Условия расчета параметров срабатывания (уставок) пусковых орга­нов напряжения и примеры расчета рассмотрены в работе [9].

Однако при номинальном напряжении стороны НН трансформатора ниже 1000 В, в частности 0.4 кВ, пусковой орган напряжения может вызвать отказ за­щиты по напряжению при трехфазном КЗ через переходное сопротивление в несколько миллиом. Практика показывает, что большинство повреждении на шинах 0,4 кВ очень быстро переходит в трехфаз­ное КЗ с переходным сопротивлением в месте КЗ до 15 мОм («раздувается» электрическая дута). Поэто­му с середины 1980-х годов пусковые органы напря­жения в схемах максимальных токовых защит транс­форматоров 6(10)/0,4кВ не устанавливаются. В свя­зи с этим при большой доле электродвигателей в нагрузке трансформатора его максимальная токовая защита без пускового органа напряжения может иметь большой ток срабатывания и потерять способ­ность к дальнему резервированию. Для целей дальнего резервирования разрабатываются специальные защи­ты, имеющие высокую чувствительность к удален­ным трехфазным КЗ в сети 0,4 кВ, но надежно отстроенные от режима самозапуска электродвигате­лей 0,4 кВ. Наряду с этим следует ограничивать чис­ло электродвигателей, участвующих в самозапуске, путем автоматического отключения с помощью за­щиты минимального напряжения электродвигателей неответственных механизмов. При расчете тока сра­батывания максимальных токовых защит (без пуска по напряжению) следует учитывать только те элек­тродвигатели, которые участвуют в самозапуске [9].