Общие сведения о релейной защите в сетях 6-10 кВ
Электротехническое оборудование, непосредственно участвующее в процессе производства, преобразования, передачи и распределения электроэнергии (генераторы, трансформаторы, выключатели), называется первичным, а электрические схемы соединений этого электрооборудования — схемами электрических соединений первичных цепей. Монтаж первичных цепей выполняется шинами и кабелями.
Все устройства, аппараты и приборы, с помощью которых осуществляется управление первичным электрооборудованием и контроль за его работой, называют вторичными. К ним относят: приборы и аппараты дистанционного, автоматического и телемеханического управления; устройства сигнализации; релейную защиту и автоматику; электроизмерительные приборы; приборы и аппараты регулирования и контроля; источники и преобразователи электроэнергии, служащие для питания вторичных устройств (источники оперативного тока).
Связь между вторичными устройствами и первичным электрооборудованием, взаимодействие между отдельными аппаратами и приборами, передача ими аварийных и предупредительных сигналов, а также импульсов и команд на исполнительные механизмы и устройства осуществляются соединением этих приборов и аппаратов между собой и с исполнительными устройствами проводами и контрольными кабелями, которые составляют вторичные цепи.
Схемы электрических соединений вторичных устройств называют схемами вторичных цепей.
Аппараты и приборы вторичных устройств, расположенные в одном месте и относящиеся к одному и тому же присоединению, устанавливают на общей панели щита или пульта, в общем шкафу и др. Они соединяются между собой (в пределах панели) изолированными проводами. При расположении аппаратов и приборов в разных помещениях или на разных панелях их соединяют контрольными кабелями.
При эксплуатации действующих электроустановок могут быть повреждения и нарушения нормальных режимов их работы из-за неисправности изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала, что приводит к коротким замыканиям и перегрузкам. Большинство повреждений связано с разрушением изоляции, что приводит к замыканиям между фазами или между фазами и землей. Распространенным видом ненормального режима является перегрузка, в результате которой возможен недопустимый перегрев и повреждение изоляции, сопровождающиеся замыканием на землю или между фазами. Для ликвидации аварий и нарушения нормальной работы, опасных для электрооборудования, во всех электрических цепях имеется защита.
В сетях напряжением до 1000 В для защиты от коротких замыканий и перегрузок устанавливают плавкие предохранители или автоматические выключатели с расцепителями, воздействующие на отключающий механизм автомата при прохождении токов к. з. или токов перегрузки. В электроустановках напряжением свыше 1000 В применяют релейную защиту; плавкие предохранители для защиты от коротких замыканий используют редко.
Релейной защитой называют специальное устройство, состоящее из реле и других аппаратов, которые предназначены для предотвращения аварий или их развития при повреждениях и ненормальных режимах работы, либо для обеспечения автоматического отключения поврежденной части электроустановки или сети. Основным элементом релейной защиты является реле. Если повреждение не представляет для установки непосредственной опасности, релейная защита должна привести в действие сигнальные устройства.
Автоматическое отключение защищаемого элемента служит для предотвращения развития аварии и сохранения в работе всех неповрежденных элементов электроустановки. Релейная защита, срабатывающая на сигнал, приводит в действие сигнальное устройство (звонок, сирену, световое табло), извещающее обслуживающий персонал о необходимости принятия мер для устранения неисправности и восстановления нормального режима работы защищаемого элемента или всей электроустановки.
В современных электрических системах релейная защита тесно связана с автоматикой, предназначенной для быстрого автоматического восстановления нормального режима работы и питания потребителей, например устройство автоматического включения резервного питания (АВР) для электроприемников 1-и категории и автоматическое повторное включение (АПВ).
Устройство АВР служит для восстановления электроснабжения с помощью автоматического ввода резервного источника питания при отключении основного источника как на напряжение 6—10, так и на 0,23—0,4 кВ. Для автоматического включения резерва в сетях напряжением до 1 кВ в качестве коммутационных аппаратов применяют автоматические выключатели и контакторы, а в сетях напряжением 3—10 кВ — преимущественно выключатели с пружинным приводом, работающие на переменном оперативном токе.
На промышленных предприятиях автоматическое включение резерва выполняется главным образом на секционных выключателях. При отключении одной из питающих линий или трансформатора действием АВР включается секционный выключатель и восстанавливается электроснабжение обесточенной секции.
Устройство АПВ предназначено для наиболее быстрого восстановления электроснабжения объектов. Любое короткое замыкание в сети сопровождается действием соответствующей защиты и отключением линии, что приводит к перерыву электроснабжения объектов. Но в ряде случаев короткие замыкания носят кратковременный характер и нарушенная изоляция восстанавливается с помощью устройств АПВ, например при поверхностных разрядах на изоляторах, кратковременном перекрытии проводов воздушных линий и т. п.
Релейная защита служит для автоматического отключения с наименьшим временем защищаемого элемента при повреждении, а также при возникновении условий, угрожающих повреждением (например, при резком снижении уровня масла в трансформаторе) или нарушением нормального режима работы всей электроустановки (например, при недопустимости снижения напряжения или частоты), для сигнализации о нарушении нормального режима работы защищаемого элемента, а также о возникновении повреждения, не представляющего непосредственной опасности для элемента или всей электроустановки.
В соответствии с назначением релейная защита должна удовлетворять ряду требований, основными из которых являются быстрота, селективность и надежность действия, а также чувствительность.
Для ограничения размеров повреждений необходимо, чтобы короткое замыкание отключалось возможно быстрее. Однако не всегда можно выполнить защиту, обладающую одновременно быстродействием и селективностью, поэтому применяют релейную защиту, действующую с выдержкой времени.
Селективность, или избирательность,— это свойство защиты отключать только поврежденный участок электрической сети, оставляя включенными исправные линии. Достигается это настройкой защиты на определенные выдержки времени и ток срабатывания. При неселективном действии защиты могут отключаться выключатели неповрежденных соседних элементов сети или установки. Ступень селективности в электрических сетях напряжением 6—10 кВ обычно выбирают от 0,5 до 0,7 с.
Надежностью называется безотказное действие защиты во всех случаях, на которые она рассчитана. Не должно быть случаев неправильного действия защиты при возникновении повреждений или ненормальных режимов работы. Надежность защиты обеспечивается прежде всего простотой схемы, уменьшением числа реле и контактов, качеством аппаратуры и монтажных работ, правильной эксплуатацией.
Чувствительностью называют свойство защиты реагировать на самые незначительные повреждения и нарушения нормального режима работы, которые могут возникнуть на защищаемых элементах. Чувствительность релейной защиты должна обеспечить ее действие при минимальных токах к. з., т. е. при коротком замыкании в конце защищаемого участка или через какое-то переходное сопротивление.
Релейная защита состоит из основных и вспомогательных реле. Существует большое количество защит различного назначения, в частности в промышленных электроустановках применяют разнообразные релейные защиты.
Рис. 1. Схемы максимальной токовой защиты с реле прямого действия:
а — двумя, 6 — одним; 1 — трансформатор тока, 2 — выключатель, 3 — реле прямого действия
Наиболее распространена максимальная токовая защита от токов к. з. или с выдержкой времени, или с мгновенным отключением. Катушки реле включают в цепи вторичных обмоток трансформаторов тока.
Простейшая максимальная токовая защита выполняется с помощью двух или одного реле прямого действия, встроенных в привод выключателя. В схеме с двумя реле прямого действия (рис. 1, а) в их катушках проходит фазный ток, а в схеме с одним реле (рис. 1, б) его катушка для большей чувствительности защиты включена на разность токов двух фаз.
Встроенное реле прямого действия представляет собой электромагнит с сердечником. При прохождении нормального рабочего тока сердечник электромагнита не будет втягиваться внутрь катушки. В случае короткого замыкания сердечник втянется в катушку и освободит защелку привода, удерживающую выключатель во включенном положении, после чего выключатель под действием отключающих пружин отключится.
Для отключения с выдержкой времени к сердечнику электромагнита пристроен часовой механизм, удерживающий сердечник от мгновенного втягивания в катушку. Выключатель отключится только по истечении времени работы часового механизма.
Максимальная токовая защита выполняется так, чтобы при коротком замыкании сработала защита поврежденного оборудования электроустановки и отключила его выключатель. При отказе данной защиты должна сработать защита ближайшего к месту повреждения элемента электросети и отключить его выключатель.
Селективность срабатывания защиты обеспечивается разницей уставок по времени соседних ступеней на 0,5— 0,7 с, причем большую выдержку должна иметь ступень, отстоящая дальше от места повреждения. Максимальная токовая защита с реле прямого действия не всегда может обеспечить условия селективности или чувствительности защиты. Кроме того, не во все приводы могут быть встроены реле прямого действия. В этих случаях максимальная токовая защита осуществляется с помощью реле косвенного действия, которые обычно устанавливают в пределах распределительного устройства: в камерах КРУ, на фасадах и стенах камер, выходящих в коридор управления, и т. п. Защиту элементов с дистанционным управлением размещают также на панели щита управления.
Схема максимальной токовой защиты с одним реле косвенного действия на оперативном переменном токе от трансформаторов тока показана на рис. 2, а. Реле включено на разность токов двух фаз во вторичных обмотках трансформаторов тока. Отключение выключателей осуществляется отключающей катушкой привода. Нормально отключающая катушка обесточена, так как она зашунтирована замкнутыми контактами реле. В случае короткого замыкания в цепи защищаемого элемента реле срабатывает и размыкает контакты, шунтирующие отключающую катушку. При этом ток от трансформаторов тока пройдет через отключающую катушку привода, сердечник электромагнита втянется внутрь катушки и освободит защелку, в результате чего выключатель отключится.
Рис. 2. Схемы максимальной токовой защиты с реле косвенного действия и дешунтированием отключающей катушки контактами реле:
а — с одним реле, б — с двумя реле, в — с одним реле, но с двумя парами контактов
Схема такой же защиты с двумя реле косвенного действия показана на рис. 2, б. Каждое реле включено на фазный ток вторичной обмотки трансформаторов тока. При прохождении в каком-либо реле тока к. з. его контакты разомкнутся и дешунтируют цепь отключающей катушки выключателя, включенную на разность токов двух фаз.
Для защиты применяют индукционные токовые реле с выдержкой времени с усиленными размыкающими контактами. Контакты размыкаются с помощью диска, который приводится во вращение магнитным полем катушки реле при прохождении в ней тока к. з. После отключения выключателя диск под действием пружины возвращается в исходное положение, и контакты реле вновь замыкаются. Реле при очень больших токах к. з. мгновенно отключают выключатель, для чего в них встроен электромагнит токовой отсечки, при повороте якоря которого контакты мгновенно размыкаются.
Недостатком защиты с дешунтированием отключающей катушки нормально замкнутыми контактами реле является возможность ложного срабатывания ее при любом случайном размыкании контактов, например от вибрации. В схеме, показанной на рис. 2, в, этот недостаток устранен: дешунтирование отключающей катушки произойдет только после предварительного замыкания нормально разомкнутых верхних контактов и последующего размыкания нормально замкнутых нижних контактов реле. При случайном размыкании нижних контактов выключатель не отключится, так как цепь отключающей катушки останется разомкнутой.
В схемах максимальной токовой защиты часто применяют электромагнитные токовые реле без выдержки времени, работающие на принципе притяжения сердечника электромагнита при прохождении в обмотке реле тока к. з. В защитах с выдержкой времени электромагнитное реле применяют вместе с реле времени.
Газовая защита силовых трансформаторов осуществляется с помощью газового реле, устанавливаемого в рассечку трубопровода и соединяющего расширитель с баком трансформатора. Выделяющиеся газы приводят в действие простой механизм реле.
Рис. 3. Газовое реле ПГ-22:
1 — корпус, 2,5 — нижний и верхний ртутные контакты, 3 — опорный стержень для крышки, 4 — соединительный провод, 6 — крышка реле, 7 — фарфоровый изолятор, 8 — зажим, 9 — экран, 10 — рамка для рабочих элементов, 11, 16 — оси вращения верхнего и нижнего поплавков, 12, 15 — верхний и нижний поплавки, 13 — груз, 14 — скоба, 17—пробка спускного отверстия
Газовое реле (рис. 3) представляет собой металлический корпус (резервуар) 1, в который встроены два расположенных один над другим поплавка 12 и 15, снабженных ртутными контактами 5 и 2. Поплавки могут поворачиваться на осях 11 и 16, опирающихся на подшипники. Нормально корпус реле заполнен трансформаторным маслом, а ртутные контакты разомкнуты. При повреждениях в трансформаторе выделяющиеся газы поднимаются к расширителю, скапливаются в верхней части реле и вытесняют оттуда масло. Из-за понижения уровня масла верхний поплавок опускается, вращаясь вокруг оси, ртуть в его колбочке переливается, замыкает ртутные контакты и приводит в действие предупреждающую сигнализацию. При опускании нижнего поплавка замыкаются ртутные контакты, действующие на отключение трансформатора.
При коротком замыкании в трансформаторе процесс газообразования протекает интенсивно, под действием газов масло выбрасывается в сторону расширителя, оба поплавка опрокидываются и трансформатор отключается мгновенно.
Защита и автоматика электрических сетей агропромышленных комплексов — Схемы электросетей 10 кВ и типы устройств РЗиА
1. СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕЙ 10 кВ АГРОПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ И ТИПЫ УСТРОЙСТВ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
Требования «Правил» [1,2] к защите и автоматике воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 3—10 кВ с изолированной нейтралью. Наряду с общими требованиями к защите (селективность, быстродействие, чувствительность и надежность) в «Правилах» [2] указаны типы и принципы выполнения защиты конкретно для воздушных и кабельных сетей напряжением 3—10 кВ, к которым относятся и сети 10 кВ агропромышленных предприятий. Для линий в этих сетях должны быть предусмотрены устройства защиты от многофазных (междуфазных) коротких замыканий и от однофазных замыканий на землю. На одиночных линиях с двусторонним питанием выполняются направленные токовые защиты от междуфазных к. з., а при необходимости — дистанционные защиты в простейшем исполнении.
Защита от однофазных замыканий на землю должна выполняться селективной (избирательной), указывающей номер поврежденной линии, но допускается устанавливать неселективную защиту, сигнализирующую о замыкании на землю в данной электрически связанной сети 10 кВ. В последнем случае отыскание поврежденной линии производится поочередным отключением присоединений. По требованиям техники безопасности защита от однофазных замыканий должна действовать на отключение поврежденного присоединения, при этом она должна выполняться селективной.
Автоматическое повторное включение (АПВ) должно предусматриваться для всех воздушных и смешанных кабельно-воздушных линий, а в ряде случаев и для кабельных линий. Могут применяться устройства АПВ однократного или двукратного действий. Устройство АПВ двукратного действия применяется в тех случаях, когда не имеется автоматического резервирования потребителей по сети с помощью устройств автоматического включения резервного питания (АВР).
В зависимости от требований к надежности электроснабжения потребителей применяются следующие схемы ВЛ-10 кВ: одиночные (радиальные); одиночные с автоматическим секционированием; секционированные с автоматическим сетевым резервированием; петлевые; блочные (линия-трансформатор).
Выбор типов устройств релейной защиты и автоматики в зависимости от схемы электросети 10 кВ и в соответствии с «Правилами» [2] рассматривается в этом параграфе, описания различных типов устройств защиты линий от междуфазных коротких замыканий приведены в § 2 и 3, устройств защиты от однофазных замыканий на землю — в § 4, устройств автоматики — в § 5. Защита трансформаторов рассмотрена в § 6 и 7.
Одиночные (радиальные) линии 10 кВ с односторонним питанием без автоматического секционирования (рис. I).
Электроснабжение потребителей осуществляется через однотрансформаторные подстанции 10/0,4 кВ, как правило, комплектные типа КТП, которые подключаются к радиальным линиям BЛ1 и BЛ2 с помощью ответвлений (отпаек) длиной от нескольких сотен метров до нескольких десятков километров. Для потребителей первой категории надежности устанавливаются две однотрансформаторные КТП, а на стороне 0,4 кВ выполняется распределительный щит с автоматическим переключением питания всех потребителей от одного из трансформаторов при отключении одной из линий BЛ1 или BЛ2 или одного из трансформаторов. Для выполнения автоматического переключения питания устанавливаются три автоматических воздушных выключателя (автомата) с электромагнитами управления: два на вводах 0,4 кВ Ав1 и Ав2 и один САв между секциями 0,4 кВ, а также устройство АВР. Электроснабжение по одиночным радиальным линиям 10 кВ не является достаточно надежным, поскольку при устойчивом повреждении в любой точке разветвленной многокилометровой линии она целиком отключается от источника питания и на время ремонтных работ нарушается электроснабжение потребителей, не имеющих резервирования по сети 0,4 кВ (рис. 1). Выполнение большого числа устройств АВР-0,4 кВ экономически нецелесообразно. Еще более дорогим мероприятием является установка у потребителей независимых источников электроэнергии, например дизель-генераторов.
Одиночные линии 10 кВ с односторонним питанием и с автоматическим секционированием (рис. 2).
Для повышения надежности электроснабжения по одиночным линиям широко применяется автоматическое секционирование, т. е. разделение линии на два или несколько участков с помощью коммутационных аппаратов, работающих автоматически. Пункты автоматического секционирования могут устанавливаться как в магистральной линии (последовательное секционирование), так и в начале наиболее протяженных ответвлений (параллельное секционирование). Эффект от автоматического секционирования получается за счет того, что при к. з. за пунктом секционирования (например, в точке К1 на рис. 2,а) отключается секционирующий выключатель (ВС2), а питание остальных потребителей сохраняется.
Рис. 1. Схема сети 10 кВ с одиночными (радиальными) линиями ВЛ1, ВЛ2
ВГ — выключатель головной; Т1(Т2)~ трансформаторы 10/0,4 кВ; Лс1, Дв2 — автоматический воздушный выключатель (автомат); САе — секционный автомат; РЗ — релейная защита линии; АПВ2 — устройство АПВ двухкратного действия; АВР — устройство автоматического включения резервного питания
Рис. 2. Схема сети 10 кВ с одиночными линиями с автоматическим секционированием выключателями ВС1, ВС2 (а) и выключателем нагрузки ВН2 (б) ДМЗ — делительная защита минимального напряжения; КТПП — комплектная трансформаторная проходная подстанция 10/0,4 кВ
Аппаратами автоматического секционирования могут служить: плавкие предохранители; выключатели масляные или вакуумные, оборудованные релейной защитой РЗ и устройством АПВ и способные отключать токи короткого замыкания (рис. 2,а); выключатели нагрузки и автоматические отделители, оборудованные делительной защитой минимального напряжения (ДМЗ на рис. 2,6), которые отключаются только в бестоковую паузу, наступающую после отключения поврежденной линии головным выключателем ВГ.
Плавкие предохранители для секционирования воздушных линий 10 кВ практически не применяются [6]. Автоматические отделители пока не нашли широкого применения из-за отсутствия серийной аппаратуры (отделители, устройства автоматики и источники оперативного тока).
Выключатели нагрузки типов ВН-11, ВН-16 широко используются в сельских сетях 10 кВ в связи с массовым строительством закрытых трансформаторных подстанций ЗТП-10 и выпуском промышленностью комплектных проходных понижающих подстанций КТПП-10. В большинстве случаев выключатели нагрузки управляются ручными автоматическими приводами типа ПРА-17, которые имеют механизм свободного расцепления, что позволяет отключать эти выключатели как вручную, так и с помощью встроенного электромагнита (отключающей катушки). Устройства автоматики отключают выключатели нагрузки во время бестоковых пауз, т. е. после отключения тока к. з. масляным выключателем, расположенным ближе к источнику питания. При выполнении несложной реконструкции выключатели нагрузки могут быть использованы для автоматического включения [4].
На рис. 2,6 показан пример использования выключателя нагрузки для автоматического секционирования линии 10 кВ с помощью делительной защиты минимального напряжения типа ДМЗ (§ 5). При к. з. на линии BЛ за местом установки КТПП (точка К1) отключается релейной защитой РЗ головной выключатель ВГ, а затем через 2—- 5 с повторно включается устройством двукратного АПВ2. Если к. з. является устойчивым и не самоустранилось во время первой бестоковой паузы, то выключатель ВГ снова отключается релейной защитой. Возникает вторая бестоковая пауза, во время которой автоматически отключается устройством ДМЗ выключатель нагрузки ВН2 на подстанции КТПП, Через 15—20 с головной выключатель ВГ включается вторично (второй цикл двукратного АПВ2). Таким образом, на неповрежденном участке линии BЛ от головного выключателя ВГ до выключателя нагрузки ВН2 восстанавливается напряжение, в том, числе возобновляется электроснабжение потребителей подстанции КТПП. Чем длиннее участок линии, расположенный за КТПП, тем более вероятны повреждения именно на этом участке и тем выше экономический эффект от автоматического секционирования. Этот эффект тем больше, чем выше мощность потребителей, подключенных между головным выключателем и секционирующим аппаратом. Но как раз эти параметры затрудняют выполнение достаточно чувствительной защиты на головном выключателе. Действительно, чем больше мощность потребителей, тем выше значение рабочего тока защищаемой линии и тем выше выбирается ток срабатывания максимальной токовой защиты, для того чтобы она не смогла излишне сработать при рабочих токах и токах перегрузки, например, при самозапуске нагрузки после АПВ. А чем больше расстояние до самой удаленной электрически точки защищаемой линии, тем меньше значение тока к. з. Таким образом, на длинных и сильно нагруженных линиях не всегда можно обеспечить необходимое значение коэффициента чувствительности токовой защиты. Напомним, что этот коэффициент представляет собой отношение минимального тока к. з. к току срабатывания защиты и должен быть не менее чем 1,5 [2, 5]. При меньших значениях коэффициента чувствительности следует использовать для автоматического секционирования масляный или вакуумный выключатель, оборудованный устройствами релейной защиты и АПВ (рис. 2,а).
При установке такого секционирующего выключателя с собственной защитой сокращается основная зона действия защиты, выполненной на головном выключателе. Теперь для этой защиты необходимый коэффициент чувствительности должен быть обеспечен только при к. з. в местах установки секционирующих выключателей ВС1 и ВС2. Более удаленные к. з. должны отключаться соответствующими защитами, установленными на выключателях ВС1 и ВС2. Желательно, чтобы и головная защита на выключателе ВГ была чувствительна к этим к. з„ хотя бы с меньшим коэффициентом чувствительности (1,2), с целью резервирования отказов защиты на секционирующих выключателях или отказов самого выключателя. Такое резервирование называется дальним [2].
Для автоматического секционирования линий с помощью выключателей, оборудованных релейной защитой, применяются:
масляные выключатели специального исполнения, предназначенные для наружной установки на опорах В Л 10 кВ, со встроенными первичными реле прямого действия (в настоящее время из-за отсутствия простых и надежных выключателей этот способ секционирования применяется редко [6]);
масляные и вакуумные выключатели, установленные в различных комплектных распределительных устройствах наружной установки (ячейки КРУН типа К-36, КРН-10, К-Ю2 и др.) совместно с трансформаторами тока и вторичными реле защиты;
масляные или другие выключатели, установленные в комплектных распределительных устройствах подстанций закрытого типа ЗТП-10/0,4 кВ.
Защита на головных и секционирующих выключателях одиночных линий 10 кВ с односторонним питанием (рис. 1 и 2) выполняется в виде двухфазной двухрелейной максимальной токовой защиты и токовой отсечки с использованием следующих типов токовых реле:
максимальных реле тока прямого действия с зависимой от тока выдержкой времени типа РТВ (максимальная токовая защита) и мгновенных реле тока типа РТМ (токовая отсечка);
максимальных реле тока косвенного действия с зависимой от тока выдержкой времени типа РТ-80, в которых предусмотрена возможность мгновенного срабатывания при относительно больших значениях тока короткого замыкания;
максимальных реле тока косвенного действия с мгновенным срабатыванием типа РТ-40; для создания выдержки времени срабатывания максимальной токовой защиты устанавливается реле времени либо типа РВ при выполнении защиты на постоянном оперативном токе, либо типа РВМ при выполнении защиты на переменном оперативном токе (последнее применяется сравнительно редко);
полупроводниковое устройство типа ТЗВР, представляющее собой двухступенчатую максимальную токовую защиту с зависимой от тока прямолинейной характеристикой [4, 5].
Наиболее часто применяются максимальные токовые защиты с обратно зависимой от тока выдержкой времени, причем выполненные на переменном оперативном токе с реле типа РТВ или РТ-85; схемы этих защит, а также защита типа ТЗВР рассмотрены в § 2.
Автоматика повторного включения на головных и секционирующих выключателях выполняется с помощью устройств АПВ однократного или двукратного действия, причем последнее увеличивает число успешных АПВ на 15—20%. Схема устройства АПВ выбирается в зависимости от типа привода выключателя (§ 5).
Блок линия-трансформатор (рис. 3). Для крупных агропромышленных предприятий электроснабжение может предусматриваться по блочной схеме линия-трансформатор 10/0,4 кВ, причем мощность трансформаторов может быть равна 630 кВ-А или 1 MB-А и более при схеме соединения их обмоток треугольник — звезда с выведенной нейтралью
Рис. 4. Схема сети 10 кВ с автоматическим сетевым резервированием и автоматическим секционированием в нормальном (а) и аварийных (б, в) режимах работы
ВГ, ВС, ВА — выключатели головной, секционирующий, пункта АВР
Рис. 3. Схема блоков линия-трансформатор ЛT1 (ЛT2)
Релейная защита на головном выключателе линии ВГ выполняется в виде двухступенчатой максимальной токовой защиты, состоящей из быстродействующей токовой отсечки в двухрелейном исполнении и максимальной токовой защиты с выдержкой времени, как правило, в трехрелейном исполнении [2, 5]. Если быстродействующая защита линии надежно защищает всю линию и частично трансформатор, а защита с выдержкой времени не более 1 с защищает весь трансформатор, «Правила» [2] разрешают не выполнять собственную защиту на трансформаторе, работающем в блоке с линией. Данное разрешение не распространяется на внутрицеховые трансформаторы, но в остальных случаях блочная схема позволяет существенно упростить схему и защиту подстанции на стороне 10 кВ. Резервирование потребителей при устойчивом повреждении одного из блоков осуществляется с помощью устройства АВР на стороне 0,4 кВ (рис. 3). Если на головном выключателе линии введено в действие устройство АПВ однократного
действия, то время срабатывания устройства АВР на стороне 0,4 кВ должно быть выше, чем время АПВ линии.
Одиночные линии с автоматическим сетевым резервированием и автоматическим секционированием с помощью выключателей (рис. 4).
На головных выключателях этих линий применяются те же типы релейной защиты, что и на одиночных линиях с односторонним питанием. Это объясняется тем, что перед срабатыванием устройства АВР на пункте сетевого АВР (ВА на рис. 4) головной выключатель линии ВГ отключается делительной защитой минимального напряжения ДМЗ, которая срабатывает при продолжительном отсутствии напряжения на шинах питающей подстанции А или Б. Такое предварительное отключение производится с целью предотвращения опасных режимов:
подачи напряжения от резервного источника по сети низшего напряжения на устойчивое повреждение в сети основного (рабочего) источника питания;
перегрузки резервного источника питания.
Таким образом исключается прохождение мощности (тока) через головной выключатель в направлении из линии к шинам питающей подстанции. Это и позволяет выполнять на головных выключателях простую максимальную токовую защиту.
На секционирующих выключателях ВС1, ВС2 (рис. 4) защита должна выполняться более сложной, такой же, как для линий с двусторонним питанием. Это объясняется тем, что в режиме после срабатывания сетевого устройства АВР и включения выключателя ВА (рис. 4,6, е) через секционирующие выключатели ВС1 и ВС2 мощность (ток) короткого замыкания может проходить не в прямом, нормальном, направлении, а в обратном. Например, при к. з. в точке К1 (рис. 4,6) мощность (ток) к. з. через выключатель ВС1 проходит в прямом направлении — от рабочего источника А. Защита на этом выключателе должна иметь большую на ступень селективности выдержку времени, чем защита на В А, и на две ступени селективности большую по отношению к защите на ВС2. В другом режиме (рис. 4,е) при к. з. в точке К2 мощность (ток) к. з. через этот же выключатель ВС1 проходит в обратном направлении и, кроме того, он оказывается ближайшим к месту повреждения. Очевидно, что в этом случае защита на ВС1 должна сработать быстрее, чем защита на ВА, и тем более защита на ВС2. Эти противоречивые требования не могут быть выполнены с помощью простой максимальной токовой защиты, и поэтому «Правила» [2] предусматривают установку
направленной защиты или простейшей дистанционной защиты. В настоящее время с помощью серийно выпускаемой аппаратуры возможно выполнение одного из следующих вариантов защиты на секционирующих выключателях (пунктах секционирования), которые могут селективно работать в рассмотренных режимах двустороннего питания (рис. 4,6,в).
А. Установка двух комплектов максимальной токовой защиты, из которых один, работающий с меньшим временем, выполняется направленным в сторону основного, рабочего, источника питания. Например, на выключателе ВС1 при к. з. в точке К.2 (рис. 4,в) будет работать направленный комплект защиты, отрегулированный на время срабатывания около 0,2 с, меньшее, чем время срабатывания защиты на ВА, и тем более основного комплекта защиты на ВС2. В нормальном режиме (рис. 4,а) или аварийном режиме питания сети от источника А (рис. 4,6) направленный комплект защиты на ВС1 не сможет сработать, так как мощность (ток) к. з. проходит через эту защиту от основного источника А в сторону резервного Б и контакты реле направления мощности не замыкаются. В этих режимах при к. з. действует другой, основной, комплект максимальной токовой защиты с выдержкой времени, большей, чем у защиты на ВА и у направленного комплекта защиты на ВС2. Этот направленный комплект в режиме питания сети от источника А (рис. 4,6) при к. з. в точке KJ оказывается ближайшим к месту повреждения и срабатывает раньше всех, несмотря на то, что у него имеется небольшая выдержка времени — около 0,2 с. Такое небольшое замедление обеспечивает, как правило, селективность между защитой и плавкими предохранителями трансформаторов 10/0,4 кВ, подключенных к линии между головным ВГ и секционирующим выключателем ВС при повреждении на выводах 10 кВ трансформатора в режиме питания от резервного источника (рис. 4,6 или в). Принципиальная схема защиты приведена в § 3.
Б. Установка двух комплектов простых максимальных токовых защит (ненаправленных) с разными уставками по току и по времени. В нормальном режиме более чувствительный и имеющий меньшее время срабатывания комплект защиты выведен из действия. Основной комплект, настроенный селективно с защитой на пункте АВР (выключатель ВА на рис. 4)> постоянно введен в работу. При отключении основного источника питания и автоматическом переключении линии на питание от резервного источника 14 так же автоматически вводится в действие чувствительный комплект защиты с меньшим временем срабатывания. Автоматический ввод этого комплекта может производиться при длительном отсутствии напряжения, обязательно перед срабатыванием сетевого устройства АВР, например, с помощью устройства переключения защит типа УПЗС (§ 3). Изменение настройки защиты может производиться и при изменении направления мощности в режиме после срабатывания сетевого устройства АВР (на этом принципе построена полупроводниковая защита типа ЛТЗ). Схемы с переключением комплектов максимальных токовых защит при этих условиях выполнены в современных КРУН типа К-102 (§3).
В. Установка полупроводниковой дистанционной защиты (типа КРЗА-С)., имеющей линейно зависимую от сопротивления до места к. з. характеристику времени срабатывания (§ 3). Выдержка времени срабатывания у этой защиты тем больше, чем больше полное сопротивление линии до места к. з. Поскольку сопротивление линии прямо пропорционально длине (дистанции), время срабатывания защиты плавно увеличивается по мере удаления точки к. з. от места установки защиты. Поэтому такая защита на ближайшем к месту к. з. выключателе будет действовать всегда с меньшим временем, чем аналогичная защита на выключателе, более удаленном от места к. з. Например, при к. з. в точке К1 (рис. 5) и питании сети от источника Б ближайшим к месту повреждения оказывается выключатель 1. От места установки защиты 1 до к. з. в точке К1 расстояние меньше, чем от места установки защиты 2, поэтому защита 1 сработает с меньшим временем, чем защита 2, и тем более защита 3. При другом к. з., в точке К.2, у защиты / автоматически возрастает выдержка времени на срабатывание, а у защиты 3, наоборот, время срабатывания оказывается минимальным, поскольку к. з. произошло близ места ее установки. Таким образом, автоматически обеспечивается селективная работа защит в обоих режимах.
Даже из краткого описания вариантов выполнения защит на пунктах автоматического секционирования, обеспечивающих селективность в обоих режимах прохождения мощности (тока) к. з., хорошо видно, насколько усложняется и удорожается защита по сравнению с простой максимальной токовой. К этому добавляются трудности обслуживания сложных защит, установленных в ячейках КРУН, в особенности типа К-102, в которых все работы по обслуживанию релейной защиты могут производиться лишь при полном снятии напряжения. В таких условиях невозможна проверка правильности включения направленных защит рабочим током линии («фазировка»), невозможно опробование полупроводниковых защит с помощью встроенного тестового контроля. При использовании для целей автоматического секционирования линий подстанций 10 кВ закрытого типа (ЗТП) указанные трудности обслуживания отпадают, но и на ЗТП один из выключателей ввода должен быть оборудован направленной или дистанционной защитой или устройством для автоматического ввода — вывода защиты (выключатель ВВ1 на рис. 6), что также требует сложной и дорогой аппаратуры.
Рис. 5. Карта селективности с защитными характеристиками i=f(z) дистанционных защит 1, 2, 3 типа КРЗД-С для режимов питания сети 10 кВ от источника А (к. з. в точке К2) или от источника Б (к. з. в точке К1)
Рис. 6. Схема линии 10 кВ и закрытой трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ 3777, используемой как пункт автоматического секционирования (петлевая схема) ВВ1, ВВ2 — выключатель ввода 10 кВ
Массовое сооружение закрытых подстанций 10 кВ позволяет выполнять так называемые петлевые схемы питания, когда магистральная линия заводится поочередно на все ЗТП (одна из ЗТП показана на рис. 6). С учетом сетевого устройства АВР петлевые схемы обеспечивают высокую надежность электроснабжения потребителей.
Упрощение защит на секционирующих выключателях линий с двусторонним питанием.
Одним из наиболее простых способов упрощения защит на секционирующих выключателях в сетях с автоматическим резервированием (рис. 4) является перенос устройства делительной минимальной защиты ДМЗ с головных выключателей вг1 и вг2 на секционирующие ВС1 и ВС2. При этом исключается возможность прохождения мощности (тока) к. з. через ВС1 и ВС2 в обратном направлении, т. е. к шинам основного источника питания, и поэтому отпадает необходимость в обеспечении селективности действия защиты в этом направлении. На ВС1 и ВС2 оказывается достаточным выполнить простые защиты, такие же, как на головных выключателях вг1, ВГ2 и на выключателе ВА пункта сетевого АВР. Для схемы сети, где секционирование осуществляется на 3777 (рис. 6), устройство ДМЗ может быть перенесено с головного выключателя ВГ на выключатель ввода ВВ1, с тем чтобы после действия устройства сетевого АВР на выключателе В А восстановить питание ЗТП от источника Б. На выключателе ВВ1 линейная защита в этом случае не требуется.
Рис. 7. Схема сетей 110 и 10 кВ с двухсторонним питанием и устройствами автоматики с высокой надежностью электроснабжения подстанций 10/0,4 кВ ПС1, ПС2
Установка делительных минимальных защит типа ДМЗ на секционирующих выключателях понижает надежность питания потребителей, включенных между головным и секционирующим выключателями, так как для них исключается возможность автоматического получения резервного питания от источника Б (рис. 4, 6). Для того, чтобы не понижать надежности электроснабжения этих потребителей, следует обеспечить высокую надежность питания шин 10 кВ основного источника. Это достигается двусторонним питанием районной подстанции на стороне высшего напряжения (110 кВ на рис. 7) и установкой не менее двух трансформаторов с устройством АВР между ними. Для потребителей первой категории надежности предусматривается питание от двух линий 10 кВ, отходящих от разных секций районной подстанции (подстанции ПС1, ПС2). По возможности питающие линии 10 кВ прокладываются от разных подстанций 1110 или 35 кВ. На них обязательно предусматриваются устройства АПВ одно- или двухкратного действия. На потребительских подстанциях ПС1, ПС2 и им подобных выполняются устройства АВР на стороне 10 или 0,4 кВ, причем с автоматическим восстановлением схемы доаварийного режима после появления напряжения со стороны основного источника питания, как это предусматривается «Правилами» [2]. Эти мероприятия обеспечивают не менее надежное питание потребителей, подключенных между головными и секционирующими выключателями, по сравнению с вариантом их автоматического резервирования от другого источника питания сети 10 кВ (рис. 4, 6).
Использование выключателей нагрузки для автоматического секционирования линий 10 кВ в сетях с автоматическим резервированием.
Как уже было отмечено, в настоящее время для автоматического секционирования линий 10 кВ широко используются выключатели нагрузки, устанавливаемые в закрытых помещениях ЗТП-10 или КТПП-10. Институтом «Сельэнергопроект» разработан типовой проект автоматизации ЗТП-10 с целью использования этих подстанций в качестве пунктов автоматического секционирования и АВР. В этом проекте приведена схема делительной автоматики по току к. з. для избирательного отключения ВН1 или ВН2 в зависимости от того, на какой из линий 10 кВ (BЛ1 или BЛ2) произошло к. з. (рис. 8). Для этого в схеме автоматики предусмотрены токовые реле контроля режима короткого замыкания. На рис. 8,а показана часть сети 10 кВ, питающаяся от источника А, до пункта сетевого АВР с выключателем ВА. При устойчивом к. з. на линии BЛ2 в точке К1 дважды — до и после АПВ первого цикла — отключается выключатель линии BЛ1 на подстанции А. Схема делительной автоматики по току к. з. ДАТ на ЗТП запоминает эти два броска тока и во вторую бестоковую паузу дает команду на отключение выключателя нагрузки ВН2. При этом выключатель нагрузки ВН1, имеющий другую схему автоматического отключения, не успевает отключиться благодаря большей выдержке времени срабатывания этой автоматики. Второй цикл устройства АПВ включает выключатель линии BЛ1 и восстанавливает питание потребителей ЗТП. Если к этому времени повреждение в точке Ю самоустранилось, питание потребителей, подключенных к BЛ2, будет восстановлено действием сетевого устройства АВР. Если к. з. оказалось устойчивым, действие АВР будет неуспешным, так как релейная защита отключит выключатель ВА после его включения на к. з.
Рис. 8. Схема резервируемой сети 10 кВ с автоматическим избирательным секционированием выключателями нагрузки ВН1 или ВН2 ДАТ — делительная автоматика по току; ДМЗ — делительная защита (автоматика) минимального напряжения
При к. з. на BЛ1 в точке К2 (рис. 8,6) также отключается выключатель линии BЛ1 на подстанции Л, действует устройство двукратного АПВ. Если повреждение не самоустраняется и АПВ неуспешно, на подстанции ЗТП с выдержкой времени, большей, чем время второго АПВ, срабатывает защита минимального напряжения и отключает выключатель нагрузки ВН1. Питание ЗТП восстанавливается от источника Б с помощью сетевого устройства АВР, включающего выключатель В А. Схема автоматики рассмотрена в § 5 (рис. 31).
Опыт эксплуатации ЗТП (рис. 7, 8) указывает на достаточно большую вероятность к. з. на шинах 10 кВ, при котором теряют питание все присоединения этой подстанции. Для повышения надежности электроснабжения в ряде энергосистем секционируют шины 10 кВ ЗТП с помощью масляного или вакуумного выключателя (Белглавэнерго, Ленэнерго и др.). Если на этой ЗТП осуществляется нормальный раздел сети, то секционный выключатель оборудуется релейной защитой и устройствами АПВ и АВР. Если ЗТП является пунктом автоматического секционирования, то защиту на секционном выключателе выполняют по одному из способов, описанных в § 3 для пунктов секционирования линий с двусторонним питанием. Линии 10 кВ оборудуются на таких ЗТП выключателями нагрузки, которые отключаются в бестоковую паузу устройствами автоматики.
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 10КВ В СЕЛЬСКОЙ МЕСТНОСТИ Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»
Аннотация научной статьи по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям, автор научной работы — Приступа А.Л., Безручко В.М., Тютюнник Ф.А., Гай А.В.
В работе представлены результаты анализа эффективности релейной защиты ЛЭП 10кВ. Показано, что уменьшение токов КЗ, в связи с значительными изменениями как топологии сетей 10кВ, так и параметров ЛЭП, со временем приводят к снижению эффективности релейной защиты в традиционном электромеханическом исполнении. Как средство повышения эффективности релейной защиты предложена замена электромеханических комплексов защиты микропроцессорными терминалами.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Похожие темы научных работ по электротехнике, электронной технике, информационным технологиям , автор научной работы — Приступа А.Л., Безручко В.М., Тютюнник Ф.А., Гай А.В.
АСПЕКТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МИНИ-ТЭЦ В СЕВЕРНЫХ ОБЛАСТЯХ УКРАИНЫ
Комплексная оценка эффективности токовых и дистанционных защит в сетях 110-220 кВ в условиях Магнитогорского энергетического узла
Микропроцессорная релейная защита «Sepam» силового двухобмоточного трансформатора. Расчет уставок Рз
РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ АНАЛИЗА РАБОТЫ ФУНКЦИЙ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДАННЫХ О МЕСТЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ
Особенности эксплуатации ЛЭП с двухсторонним питанием
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Текст научной работы на тему «АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 10КВ В СЕЛЬСКОЙ МЕСТНОСТИ»
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 10кВ В СЕЛЬСКОЙ МЕСТНОСТИ
Приступа А.Л., кандидат технических наук, Безручко В.М., кандидат технических наук, Тютюнник Ф.А., студент Черниговский национальный технологический университет, ул.
Шевченко, 95, Чернигов, 14027, Украина
А.В. Гай, кандидат технических наук Национальный университет биоресурсов и природопользования Украины, ул. Героев Обороны, 15, Киев, 03041, Украина
Аннотация. В работе представлены результаты анализа эффективности релейной защиты ЛЭП 10кВ. Показано, что уменьшение токов КЗ, в связи с значительными изменениями как топологии сетей 10кВ, так и параметров ЛЭП, со временем приводят к снижению эффективности релейной защиты в традиционном электромеханическом исполнении. Как средство повышения эффективности релейной защиты предложена замена электромеханических комплексов защиты микропроцессорными терминалами.
Ключевые слова: токовая отсечка, максимальная токовая защита, чувствительность, электромеханические реле.
Введение. В процессе функционирования
электроэнергетической системы (ЭЭС) могут возникать короткие замыкания, сопровождаемые увеличением токов через отдельные элементы системы. Без принятия специальных мер могут возникнуть режимы, способные повредить элементы ЭС и нарушить электроснабжение потребителей.
Под необходимыми мерами в этом случае следует понимать отключение КЗ, переключение потребителей на другие цепи питания, автоматические повторные включения ранее отключенных элементов и т.п. Так как все процессы, связанные с электрическим током скоротечны, необходимо использовать автоматические устройства, в качестве которых в электроэнергетике используются устройства релейной защиты и автоматики.
Согласно [1] для линий в сетях 10 кВ с изолированной
нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.
Защита от многофазных замыканий реализуется в двухфазном исполнении и включается в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.
Защита выполняется одно-, двух- или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности. [3]
На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий устанавливается, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки (ТО), а вторая — в виде максимальной токовой защиты (МТЗ) с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени. [3]
На одиночных линиях с двусторонним питанием при наличии или отсутствии обходных связей, а также на линиях, входящих в кольцевую сеть с одной точкой питания, что становится все более актуальным с увеличением доли распределенной генерации для сетей 10кВ [2], рекомендуется применять те же защиты, что и на одиночных линиях с односторонним питанием, выполняя их при необходимости направленными.
Если ненаправленная или направленная токовая ступенчатая защита не обеспечивает требуемых быстродействия и селективности, допускается предусматривать следующие защиты [3]:
1) дистанционную защиту в простейшем исполнении;
2) поперечную дифференциальную токовую защиту (для сдвоенных кабельных линий);
3) продольную дифференциальную токовую защиту для коротких участков линий; при необходимости прокладки специального кабеля только для продольной дифференциальной защиты длина его должна быть не более 3 км.
Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде:
1) селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал;
2) селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности; защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети;
3) устройства контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента должно осуществляться специальными
устройствами; допускается отыскание поврежденного элемента поочередным отключением присоединений.
Традиционно для реализации токовых защит применяются электромеханические реле. Измерительным органом электромеханических комплектов, как правило, выступает индукционное реле типа РТ-80 или электромагнитное реле РТВ, которые обеспечивают зависимую защитную характеристику, либо электромагнитное реле типа РТ-40 или РТМ, которые обеспечивают независимую защитную характеристику МТЗ.
Применение защит с зависимой характеристикой предпочтительнее по сравнению с защитами с независимой характеристикой, так как они позволяют уменьшить время отключения повреждения, при этом сохраняя селективность работы с предыдущими комплектами защиты. Однако реализация защитной характеристики в электромеханических реле не в полной мере позволяет использовать это преимущество. Так в индукционных реле типа РТ-80 из-за «инерционного выбега» приходиться увеличивать ступень селективности до 0,7с, а у реле РТВ за счет большой погрешности и вовсе до 1с [4].
Целью является анализ эффективности релейной защиты ЛЭП 10 кВ в северных областях Украины с точки зрения обеспечения селективности, чувствительности и быстродействия.
Объектом исследования является комплекс релейной защиты и автоматики в существующих распределительных электрических сетях 10кВ.
Задачей исследования выступает анализ уставок релейной защиты ЛЭП 10кВ в северных областях Украины на предмет соответствия параметрам аварийных режимов.
Изложение основного материала
Электрические сети 10кВ северных областей Украины в основном были построены в 70-90-х годах ХХ ст. Они выполнены в воздушном исполнении. За многолетний срок эксплуатации провода ЛЭП подвергались как механическим, так и электрическим нагрузкам, что привело к значительному изменению их геометрических параметров (длины и сечения) и, как следствие, электрических характеристик (активного, в большей мере, и индуктивного сопротивления) [5, 6]. Кроме того из-за тяжелой экономической ситуации и ограниченного финансирования, техническое состояние электрических сетей 10кВ, особенно проходящих в сельской местности, значительно ухудшилось: не всегда вовремя происходит обрезка деревьев вдоль трасс ЛЭП, замена поврежденных опор, подтягивание провисших проводов и т.д. Все это значительно снизило надежность систем электроснабжения в целом [7]. Это привело к тому,
что число КЗ увеличивается и все больше работы появляется у систем релейной защиты, от эффективности работы которой в значительной мере будет зависеть недоотпуск электроэнергии потребителям, а с другой стороны значения токов КЗ уменьшаются, что снижает чувствительность защит и усложняет определение аварийного режима.
С другой стороны плотность нагрузок в электрических сетях 10кВ сельской местности падает, из-за миграции сельского населения в города. Появляются новые потребители в составе фермерских хозяйств, которые могут значительно повышать нагрузку ЛЭП. Нередко такие потребители имеют в своем составе источники распределенной генерации, использующими биогаз, полученный из отходов производства, энергию солнца и ветра. Графики нагрузок данных сетей очень неравномерны и немонотонны. Это приводит к тому, что к системе релейной защиты необходимо предъявлять повышенное внимание на предмет корректности ее работы в таких сетях.
Исходя из вышеизложенного было принято решение оценить эффективность релейной защиты ЛЭП 10кВ северных областей Украины.
Оценку эффективности защиты проведем на примере типовой ЛЭП, расчетная схема которой приведена на рисунке 1.
Рисунок 1 — Типовая расчетная схема сети 10 кВ Для оценки эффективности релейной защиты рассчитаем коэффициент чувствительности кчуВ, который показывает, насколько ток в реле защиты при разных видах КЗ превышает ток срабатывания реле 1с.р.:
т, _ 1 К .З.МИН. кЧУВ _ I ‘
где I КЗМИН — минимальный ток КЗ, приведенный к обмотке реле, А.
Чувствительность максимальной токовой защиты ЛЭП 10 кВ проверяют в основной зоне, по минимальному току короткого замыкания при повреждении в конце защищаемой линии, и в зоне резервирования, по минимальному току КЗ в конце смежного участка за трансформатором.
МТЗ линии электропередач напряжением 10 кВ, как правило, выполняют по схеме неполной звезды [4]. Следовательно минимальный ток междуфазного КЗ будет при двухфазном КЗ.
Упрощенно ток двухфазного КЗ можно определить по формуле:
где 1(Кз — трехфазный ток КЗ, А.
Ток трехфазного КЗ определяется по формуле [4]:
где иосн — минимальное значение междуфазного напряжения, принимаемое для расчетов токов КЗ в сетях 10 кВ равным 10500 В; %суМ — суммарное сопротивление до точки КЗ, Ом.
Минимальные значения коэффициента чувствительности МТЗ должны быть не менее 1,5 при КЗ в основной зоне защиты и не меньше 1,2 при КЗ в зонах дальнего резервирования [1].
Чувствительность отсечек проверяется по току короткого замыкания в месте установки защиты. Требуемый коэффициент чувствительности должен быть не ниже 1,2 (при использовании ТО в качестве резервной защиты) и не ниже 2 (при использовании ТО в качестве основной защиты).
Для представленной на рисунке 1 расчетной схемы результаты расчета тока КЗ точек К2 — К17 сведены в таблице 1. При этом значения токов КЗ в точках К3, К5, К7, К9, К11, К13, К15, К17 за трансформаторами 10/0,4 кВ приведены к напряжению 10кВ.
Таблица 1 — Результаты расчета токов КЗ
Точка КЗ Значение ^У , А Значение 1КЗ , А Точка КЗ Значение 1(кЗ , А Значение 1(КЗ , А
К2 1676,16 1449,88 КЗ 281,25 243,28
К4 1558,73 1348,30 К5 189,56 163,97
К6 1400,02 1211,02 К7 209,51 181,22
К8 1343,49 1162,12 К9 138,93 120,17
К10 1199,95 1037,96 К11 262,22 226,82
К12 1208,14 1045,04 К13 204,59 176,97
К14 1214,58 1050,61 К15 263,92 228,29
К16 1128,65 976,28 К17 181,16 156,70
Серым цветом выделены ячейки, в которых ток КЗ минимальный для основной и резервной зоны МТЗ. Следует обратить внимание на то, что для основной зоны действия МТЗ минимальное значение тока КЗ получено в наиболее удаленной точке ЛЭП 10кВ (К16), а в зоне резервирования — за наименее мощным трансформатором (К9).
Проверим чувствительность МТЗ в основной зоне.
Для данной ЛЭП, согласно действующим картам уставок релейной защиты, двуступенчатая токовая защита реализована на реле РТ-81/2 с уставкой МТЗ 3,5А, кратностью тока отсечки — 4, подключенному через трансформатор тока ТПЛ-10 с коэффициентом трансформации 200/5.
Так как схема соединения трансформаторов тока и обмоток реле для ТЗ линий 10 кВ — неполная звезда, то при определении коэффициента чувствительности при КЗ в основной зоне МТЗ можно пользоваться первичными значениями токов 1КЗ.МШ и 1СЗ..
Приведем токи срабатывания релейной защиты к первичным значениям:
где ксх — коэффициент схемы, для схемы соединения трансформаторов тока и обмоток реле неполная звезда ксх = 1 [4].
для МТЗ 1сз = ^3,5 = 140 А,
для ТО 1СЗ = 140 • 4 = 560 А.
Рассчитаем коэффициент чувствительности МТЗ в основной зоне по формуле (1)
^ _ 97628 _ 6,97 > 15
Чувствительность в основной зоне обеспечивается.
Проверим чувствительность МТЗ в резервной зоне.
Чувствительность в резервной зоне не обеспечивается.
Проверим чувствительность защит токовой отсечки.
1710-^ кчув _ 5602 _ 2,64 > 1,2
Чувствительность ТО обеспечивается.
Аналогично проведем проверку чувствительности ТЗ для других ЛЭП 10 кВ в северных областях Украины, и результаты сведем в таблицу 2. Серым выделены линии 10 кВ, защита которых не удовлетворяет требованиям чувствительности.
Проанализировав полученные результаты, приведенные в таблице 2, можно сделать вывод:
— нечувствительных МТЗ в основной зоне — 4;
— нечувствительных МТЗ в резервной зоне — 39.
Увеличение чувствительности МТЗ может быть достигнуто
несколькими способами, в том числе:
а) уменьшением тока срабатывания, путем использования новых цифровых реле со значениями коэффициента возврата пусковых органов кВ=0,98;
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
б) путём снижения тока самозапуска с помощью предварительного отключения части электродвигателей (усложняет управление режимами электроустановок);
в) увеличением тока 1КМИН. путем уменьшения длины защищаемой основной зоны с помощью установки автоматических секционирующих выключателей с МТЗ (повышает затраты в связи с установкой дорогих секционирующих коммутационных аппаратов со своим комплектом релейной защиты);
г) допущением неселективных срабатываний МТЗ линий при малых значениях тока при маловероятных КЗ внутри трансформаторов, подключенных к этой линии через плавкие предохранители типа ПКТ напряжением 6 или 10 кВ (ведет к снижению надежности и увеличению недоотпуска электроэнергии).
Таблица 2 — Результаты расчета чувствительности защит линий
Диспетчерское название отходящей ЛЭП 10 «В ЕЧУВ ТО ЕЛУВ МТЗ осн КЧУВ МТЗ рез
Л-63 2.64 6,29 0.53
Л-60 2,64 6,97 0,36
Л-62 3.03 0,91 0.35
Л-06 4,12 16,5 0,94
Л-71 2,74 4,32 1,16
Л-72 1.63 5,83 1.25
Л-70 2.93 6,94 2.76
Л-14 1,96 1,24 0,75
Л-15 1,96 4,75 0,29
Л-59 2.57 5,14 0.63
Л-11 2,57 1,13 0,23
Л-54 7.44 13.5 4.88
Л-53 8,93 16,8 0,87
Л-37 2,33 3,73 1,23
Л-12 3,97 9,16 2,29
Коммунар 4,17 15,6 1.44
Ж Поселок] 4,17 15,6 5,78
ЖПоселок2 6,51 24,1 6,53
БОС 4,17 15,5 5,77
Л-91 3,44 14,2 1.45
Л-17 2,37 4,01 2,21
Л-07 3,44 14,2 1.26
Л-57 2,87 2.96 1.01
Л-04 4,59 18,9 1,36
Л-81 2,37 4.32 2.13
Л-90 3,44 14,2 1.53
Л-43 3,28 2,72 0,55
Л-05 3,06 12,3 1,51
Л-83 3,72 9.53 4.24
Л-36 5,53 8,06 0,56
Л-37 7,37 3,43 0,39
Л-39 6,63 7,72 0,71
Л-38 6,63 5.27 0.68
Диспетчерское название отходящей ЛЭП 10еВ КЧУВ ТО КЧУБ МТЗ оси КЧУБ МТЗ рез
Л-89 3,97 16,2 1,48
Л-25 2,23 2,94 0,54
Л-28 2,23 4,25 2,01
Л-30 2,23 2,76 1,28
Л-55 1,79 3,59 1,65
Л-30 2,23 5,45 1,59
Л-45 1.36 2.33 0.35
Л-46 4,07 11,2 1,09
Л-43 2.25 2.46 0.13
Л-53 2,55 2,78 1,41
Л-24 2,33 2,65 0,66
Л-22 1,39 4,51 1,04
Л-23 2,43 9,96 1,35
Л-19 3,19 3,97 1,88
Л-02 9,14 6,07 1,19
Л-66 7,61 21,2 3,24
Л-80 6,53 27,1 1,58
Л-01 5,82 17,4 4,41
Л-67 5,82 23,3 1,68
Л-20 1,74 3,32 0,52
Л-73 4,17 10,6 3,72
Л-16 1,74 2,51 0,49
На наш взгляд наиболее предпочтительным средством повышения эффективности релейной защиты ЛЭП 10кВ в данной ситуации является замена существующих электромеханических комплектов релейной защиты на микропроцессорные терминалы. Это позволит не только повысить чувствительность МТЗ на некоторых ЛЭП за счет меньшей погрешности реле (лучшему согласованию с защитными характеристиками предохранителей) и дискретности уставок, но и увеличить быстродействие МТЗ.
Выводы. В данной работе была проанализирована эффективность релейной защиты линий 10 кВ, выполненной в электромеханическом исполнении, в северных областях Украины. На основании анализа было определено, что чувствительность релейной защиты на 39 отходящих линиях 10 кВ неудовлетворительна. Как мера по повышению чувствительности было рекомендовано применение микропроцессорных комплексов релейной защиты.
Список использованных источников:
1. Правила влаштування електроустановок. — Харшв: «Форт», 2009. — 770 с.
2. Тугай Ю. I. 1нтегращя поновлювальних джерел енергп в розподшьш електричш мереж1 сшьських регюшв / Ю.1. Тугай, О.В. Гай, В.В. Козирський, В.М. Бодунов// Техшчна елекгродинамжа.. -2011. — №5. — С.63-67). — Режим доступу до сервера: http://elibrary.ru/item.asp?id=16691504.
3. Андреев В.А. Релейная защита, автоматика и телемеханика в системах электроснабжения. — М: Высш. шк., 1985. — 375с.
4. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей: Монография. /М.А. Шабад. — СПб.: ПЭИПК, 2003. — 350 с.: ил.
5. INTEGRATED STATE MODEL OF THE POWER LINE WIRES / Galuga A., Prystupa A. // Ukraine — EU. Modern technology, business and law : collection of international scientific papers : in 2 parts. Part 2. Modern engineering. Sustainable development. Innovations in social work: philosophy, psychology, sociology. Current problems of legal science and practice. — Chernihiv : CNUT, 2015. — p.p. 20-23.
6. А.В.Галюга Комплексна модель стану проводу лшп електропередач / А.В.Галюга, А.Л. Приступа // Математичш машини i системи. — 2015. — № 4. — С.111-116
7. Козирський В.В. Методи та моделi розрахунку надшносп систем електропостачання: монографiя / В.В. Козирський, О.В. Гай. -К.: Гнозю, 2013. — 563 с.
Приступа Анатолий Леонидович, кандидат технических наук, доцент, Украина, Чернигов, Черниговский национальный
технологический университет, ул. Шевченко, 95, Чернигов, 14027, Украина
Безручко Вячеслав Михайлович, кандидат технических наук, Украина, Чернигов, Черниговский национальный технологический университет, ул. Шевченко, 95, Чернигов, 14027, Украина
Тютюнник Федор Александрович, магистр, Черниговский национальный технологический университет, ул. Шевченко, 95, Чернигов, 14027, Украина
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
Гай Александр Валентинович, кандидат технических наук, доцент, gaalx@ukr.net, Украина, Киев, Национальный университет биоресурсов и природопользования Украины, ул. Героев Обороны, 15, Киев, 03041, Украина
ANALYSIS OF THE RELAYING EFFECTIVENESS OF 10 KV DISTRIBUTION NETWORKS IN RURAL AREAS Prystupa A. L. , Ph.D. Bezruchko V.M.
Tiutiunnik F.O., student Chernihiv National University of Technology, ul. Shevchenko, 95, Chernihiv, 14027, Ukraine O.V.Gai , Ph.D.
National University of Life and Environmental Sciences of Ukraine, ul. Heroes of Defense, 15, Kiev, 03041, Ukraine
Abstract. The paper proposed the results of effectiveness analysis of the relaying of 10 kV transmission lines. It has been shown that a decrease in short-circuit currents, due to the significant changes as a 10kV network topology and parameters of transmission lines eventually lead to a decrease in the efficiency of traditional electromechanical relaying. As a means to improve the efficiency of relaying it has been suggested to replace electromechanical systems by microprocessor protection terminals.
Keywords: overcurrent, overcurrent protection, sensitivity, electromechanical relay.
Prystupa Anatoly, Ph.D., Associate Professor, Chernihiv National University of Technology, ul. Shevchenko, 95, Chernihiv, 14027, Ukraine.
Bezruchko Vyacheslav, Ph.D., Chernihiv National University of Technology, ul. Shevchenko, 95, Chernihiv, 14027, Ukraine.
Tiutiunnik Fedir, MPH, Chernihiv National University of Technology, ul. Shevchenko, 95, Chernihiv, 14027, Ukraine.
Gai Alexander V., Ph.D., Associate Professor, gaalx@ukr.net, Ukraine, Kiev National University of Life and Environmental Sciences of Ukraine, ul. Heroes of Defense, 15, Kiev, 03041, Ukraine.
Защита сельских распределительных сетей напряжением 10 кВ
Согласно требованиям первая ступень защиты выполняется в виде токовой отсечки , а вторая в виде максимальной токовой защиты (МТЗ) с зависимой от тока характеристикой выдержки времени . Токовую отсечку выполняют на реле типа РТМ, а максимальную токовую защиту на реле РТВ. Реле РТМ и РТВ относятся к реле прямого действия, которые одновременно являются измерительными и исполнительными органами, действующими непосредственно на привод выключателя.
Максимальная токовая защита на реле типа РТВ пока широко применяется на воздушных линиях 10 кВ.
Из электромеханических реле наиболее точными являются индукционное реле типа РТ-85 с ограниченно-зависимой характеристикой времени срабатывания. Эти реле состоят из трех элементов: индукционного, электромагнитного мгновенного действия (токовая отсечка) и указательного. Схема максимальной токовой защиты на реле типа РТ-85 показана на рис. 1.
Рис. 1. Схема максимальной токовой защиты на реле типа РТ-85: К.1, К.2 — реле тока типа РТ-85; Q — выключатель в линии 10 кВ; ТА — трансформатор тока.
Реле РТ-85 имеет специальные усиленные контакты, выполненные переключающими. В нормальном рабочем состоянии размыкающие контакты 1 реле КА1 и КА2 замкнуты и шунтируют электромагниты отключения УАТ1 и УАТ2, а замыкающие контакты 2 этих реле разомкнуты, поэтому ток через электромагниты отключения не проходит. При коротком замыкании на линии реле с выдержкой времени срабатывает, его контакты переключаются, т. е. сначала замыкается контакт 2, а затем размыкается контакт 1. Электромагнит отключения — УАТ обтекается полным током вторичной обмотки трансформатора тока и при достаточном значении тока срабатывает,, воздействуя на механизм отключения привода выключателя и выключатель отключается. Эти схемы называются схемами с дешунтированием электромагнита отключения.
В целях повышения чувствительности защиты при двухфазных коротких замыканий за трансформатором 10 кВ со схемой соединения обмоток A/Y устанавливают дополнительно третье реле РТ-85.
Максимальная токовая защита типа ТЗВР
Полупроводниковая максимальная (токовая защита типа ТЗВР предназначена для защиты распределительных линий 6-10 кВ от всех видов коротких замыканий. Устройство ТЗВР может быть использовано при схеме сети с секционированием, сетевым резервированием и устанавливается в ячейках КРУ и КРУН отходящих линий 10 кВ подстанций 110/35/10 кВ всех типов, в шкафах распределительных пунктов секционирования и резервирования, где при изменении режима работы линии не требуется производить выбор уставок срабатывания защиты по току и времени.
Защита ТЗВР дает возможность согласовать большое число последовательно установленных комплектов защит и, что самое ценное, практически без накопления выдержки времени.
Рис. 2. Ампер-секундная характеристика защиты типа ТЗВР
Устройство ТЗВР состоит из односистемной максимальной токовой защиты с ограниченно-зависимой регулируемой в широких пределах ампер-секундной характеристикой , у которой время действия в зависимой части линейно зависит от тока короткого замыкания и токовой отсечки, а также содержит указательное реле, электромагнит отключения выключателя, токовый блок для электромагнита и элементы оперативного опробования работоспособности всего устройства.
В независимой части хараактеристики время действия защиты может плавно регулироваться от 0,1—0,2 до 0,4 с. За счет возможности изменения в широких пределах времятоковой характеристики устройства ТЗВР согласование комплектов защит, последовательно установленных вдоль линии, происходит без накопления выдержки времени на головном участке линии.
Защита имеет одинаковую чувствительность к трехфазным и двухфазным коротким замыканием в одной точке, то есть чувствительность ее в 2/√3 раза выше, чем у МТЗ с реле типа РТВ и РТ-85, включенных на фазные токи .
Ток срабатывания устройства ТЗВР плавно регулируется в диапазоне от 2,5 до 40А. Ток срабатывания отсечки можно регулировать от двукратного максимального тока срабатывания защиты до полного вывода токовой отсечки из работы.
К основным достоинствам защиты ТЗВР можно отнести:
- возможность согласования большого числа смежных защит без накопления выдержки времени;
- обеспечивает одинаковую чувствительность при трехфазном и двухфазных коротких замыканиях на защищаемой линии;
- содержит кроме МТЗ и токовую отсечку;
- имеется автономный источник оперативного тока — блок питания, обеспечивающий работу защиты и электромагнита отключения выключателя.
Устройство подключается к присоединениям, оборудованным двумя трансформаторами тока.
Полупроводниковое устройство для переключения уставок максимальных токовых защит типа УПЗС
На секционированных линиях с сетевым резервированием при изменении режима питания линий меняется направление протекания токов нагрузки и короткого замыкания. Поэтому для обеспечения необходимой чувствительности и селективности действия устройств защиты необходимо применение на пунктах секционирования и резервирования направленных максимальных токовых (НМТЗ) или дистанционных защит.
Применяемые НМТЗ, состоящие из токовых реле, в качестве пусковых органов, реле времени и реле направления мощности имеют следующие недостатки: наличие «мертвой зоны», в которой реле направления мощности отказывает в работе из-за уменьшения напряжения, измеряемого трансформатором напряжения, вследствие короткого замыкания на этом участке (так как реле направления мощности срабатывает от величины произведения тока и напряжения), необходимость в квалифицированном персонале, обслуживающем эти устройства; можно отметить также в качестве недостатка и большие габариты реле РТ-85, реле направления мощности типа РБМ-171 и других, которые сложно разместить в релейном отсеке распределительного устройства КРУН.
Устройство УПЗС представляет собой два полупроводниковых реле времени с пределами регулирования выдержки времени от 8 до 80 с и срабатывающих при исчезновении или снижении значения контролируемого напряжения ниже 20% номинального.
Устройство типа УПЗС предназначено для переключения комплектов максимальной токовой защиты на пунктах секционирования линий 10 кВ с сетевым резервированием, а также в качестве местного АВР на трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ и сетевого АВР на пунктах сетевого резервирования линий 10 кВ.
Устройство может найти применение в схемах автоматики в качестве реле времени, например, с его помощью можно дистанционно управлять выключателями, установленными в распределительных сетях, отключая на определенное время головной выключатель и фиксируя длительность паузы в напряжении питания линии 10 кВ, выполнять схемы автоматического управления выключателями плавки гололеда и т. п.
С помощью устройства УПЗС может быть выполнено, например, местное АВР на закрытых трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ с камерой КСО-272 резервного ввода, где на рабочем вводе применен выключатель нагрузки, а на резервном — масляный выключатель в камере КСО-272.
Контроль напряжения осуществляется со стороны шин низшего напряжения трансформатора 10/0,4 кВ.
В случае исчезновения напряжения на шинах 0,4 кВ устройство АВР дает команду на отключение рабочего ввода и включения резервного.
Для выполнения сетевого АВР закрытые трансформаторные подстанции оборудуются двумя камерами КСО-272 с масляными выключателями и одним комплектом защиты типа КРЗА-С.
Рис. 3. Схема ЗТП-10/0,4 кВ: TV — трансформатор напряжения ТА — трансформатор тока; Q — выключатель 10 кВ; QW — выключатель
При выборе уставок срабатывания устройства УПЗС в режиме переключения защит выдержка времени должна быть больше времени бестоковой паузы АПВ головного выключателя линии 10 кВ и меньше времени действия сетевого АВР.
Устройство максимальной направленной токовой защиты двухстороннего действия типа ЛТЗ
Защита предназначена для секционированных линий 6— 20 кВ с сетевым резервированием и двухсторонним питанием. Это устройство можно также использовать для защиты линий с односторонним питанием при междуфазных коротких замыканиях и силовых трансформаторов напряжением 6—35 кВ . Защита ЛТЗ может монтировать в КРУН, на шинах и на панелях релейной защиты подстанций , в пунктах секционирования и резервирования секционированных линий.
Особенность устройства ЛТЗ заключается в том, что в зависимости от направления мощности, передаваемой по линии, происходит автоматическое переключение на заданные уставки срабатывания второй ступени по току и времени.
Рис. 4. Кривые селективности (а) защиты ЛТЗ в зависимости от направления мощности (тока) при питании сети 10 кВ от источника А (б) или Б (в): ГВ, СВ, АВР — головной, секционирующий и пункта АВР выключатели 10 кВ; РТВ — реле токовое с выдержкой времени.
Орган направления мощности защиты находится в сработавшем положении при питании линии от подстанции А. Устройство ЛТЗ в этом случае имеет более высокие уставки по току и по времени срабатывания, чем у защиты на пункте АВР (характеристики 1 и 3 на рис. 4, а). Такая настройка .соответствует селективной работе защит при коротком замыкании в точке К1.
Устройство ЛТЗ автоматически переключается на меньшие уставки по току и по времени срабатывания (характеристика 2 на рис. 4, а) при изменении режима работы линии и при питании от подстанции Б (рис. 4, в). Орган направления мощности в этом случае не срабатывает. Защита ЛТЗ при коротком замыкании в точке К.2 сработает раньше, чем защита на пункте АВР (характеристика 3).
К достоинствам устройства ЛТЗ, выполненного на элементах радиоэлектроники, можно отнести отсутствие «мертвой зоны», зависимые от тока характеристики, возможность ускорения действия защиты при неудаленных коротких замканиях, так как напряжение снижается настолько, что орган направления мощности не может оставаться в сработавшем состоянии.
Полупроводниковое комплектное устройство релейной защиты и автоматики пунктов секционирования линий 10 кВ типа КРЗА-С
Устройство КРЗА-С представляет собой полупроводниковую дистанционную защиту с линейно зависимой от значения сопротивления на зажимах устройства характеристику времени срабатывания , тем самым обеспечивая селективность защиты на пунктах секционирования линий 10 кВ с двухсторонним питанием.
Комплект КРЗА-С предназначен для защиты секционированных распределительных линий 10 кВ с сетевым резервированием от всех видов междуфазных коротких замыканий и для осуществления АПВ линий 10 кВ . Устройство может применяться на любых имеющихся пунктах секционирования как на линиях с сетевым резервированием, так и на радиальных линиях в случае неудовлетворения МТЗ требованиям чувствительности и селективности.
Устройство КРЗА-С состоит из релейного блока, представляющего односистемную двухступенчатую дистанционную защит первой ступени — дистанционную отсечку с временем срабатывания tотс и второй ступени — дистанционную защиту, время срабатывания которой возрастает пропорционально увеличению сопротивления на зажимах устройства и блока АПВ двукратного действия (аналогично АПВ-2П, рассмотренному ниже) с блоком автономного питания электромагнита отключения выключателя. Устройство снабжено органами оперативной проверки работоспособности.
Рис. 5. Защитная характеристика устройства типа КРЗА-С
При использовании на пунктах секционирования этого комплекта защиты и автоматики дополнительной установки другой аппаратуры не требуется. Для подключения устройства необходимо наличие двух трансформаторов тока и двух однофазных или одного трехфазного трансформатора напряжения в распредустройстве.
Устройство КРЗА-С имеет ряд преимуществ по сравнению с аналогичными:
- повышенная чувствительность;
- обеспечивает селективность действия защит без накопления выдержки времени с помощью одного комплекта защиты, не требующего переключений при изменении режима работы секционированной линии с двухсторонним питанием;
- стабильность зон действия и меньшее время срабатывания, простота конструктивного выполнения устройства АПВ с регулируемыми временами бестоковых пауз первого и второго циклов.
Автор: Расторгуев В. М.
Телеграмм канал для тех, кто каждый день хочет узнавать новое и интересное: Школа для электрика
Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!
Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети: