1.2. Вимоги до виконання релейного захисту
Пристрої релейного захисту виконуються таким чином, що кожен з них охоплює певну ділянку електроенергетичної системи. Ці ділянки називаються зонами дії захисту. Зоною дії захисту може бути генератор, трансформатор, лінія тощо. Зона дії може охоплювати і кілька елементів електроенергетичної мережі, наприклад, лінія – трансформатор. Якщо пошкодження виникає в межах цієї зони, то повинен працювати релейний захист цієї зони та діяти на вимкнення тих вимикачів, через які здійснюється живлення місця пошкодження.
Під час проектування пристроїв релейного захисту необхідно забезпечити виконання наступних умов:
пристроями релейного захисту повинно бути охоплене все обладнання електроенергетичної системи, не може бути ні однієї ділянки, навіть в межах окремого елемента, які б не були охоплені зонами дії релейного захисту;
зони дії пристроїв релейного захисту суміжних ділянок електроенергетичної системи повинні перекриватись;
для підвищення надійності робота окремих пристроїв релейного захисту повинна дублюватись, тобто кожна ділянка електроенергетичної системи повинна захищатись хоча б двома незалежними пристроями релейного захисту (100 % резервування), для відповідальних ділянок можливе застосування і трьох незалежних пристроїв релейного захисту (200 % резервування).
Пояснимо ці вимоги на конкретних прикладах.
Зона дії захисту А1 (рис. 1.1) охоплює лінію Л2 від шин підстанції А та початок лінії Л3, а зона дії захисту А2 охоплює цю ж саму лінію Л2 від підстанції Б та частину лінії Л1. Тому після виникнення к.з. на лінії Л2 в точці К1 повинні працювати релейні захисти А1 та А2 та діяти на вимкнення вимикачів Q1 та Q2 – пошкоджена лінія Л2 буде відімкнена від джерел живлення.
Рис. 1.1. Зони дії РЗ
На рис. 1.2 показано неправильно запроектовані захист лінії А1 та захист шин А2. Захист лінії спрацьовує під час к.з. на лінії і діє на вимкнення тільки цієї лінії, захист шин діє під час к.з. на шинах підстанції А та діє на вимкнення всіх приєднань до цих шин. Вимірні органи цих захистів приєднані до різних трансформаторів струму.
Рис. 1.2. Неправильно запроектовані захисти
Як видно з рисунку, за такого приєднаня вимірних органів захистів між трансформаторами струму є ділянка, яка не попадає ні в зону дії захисту лінії А1, ні в зону дії захисту шин А2. Тому під час к.з. на цій ділянці в точці К1 ні один з цих захистів працювати не буде.
Для правильної роботи захистів лінії та шин, їх вимірні органи необхідно приєднати згідно рис. 1.3.
В цьому випадку точка к.з. К1 попадає в зону дії як захисту лінії А1, так і в зону дії захисту шин А2.
Схема, наведена на рис. 1.4, ілюструє, яким чином здійснюється резервування роботи пристроїв релейного захисту.
Рис. 1.3. Зони дії захистів перекриваються
Рис. 1.4. Резервування роботи захистів
На початку лінії Л1 встановлені основний захист А1, зона дії якого повністю охоплює лінію Л1 та захист А2, який виконує функцію резервного захисту. Зона дії резервного захисту А2 крім лінії Л1 охоплює суміжну лінію Л2. Якщо після к.з. на лінії Л1 основний захист А1 відмовив, то буде працювати резервний захист А2 та діяти на вимкнення вимикача Q1. Про те, на відміну від захисту А1, це вимкнення буде здійснене з більшою витримкою часу. У випадку к.з. на суміжній лінії Л2 і відмові захисту цієї лінії А3, також спрацює захист А2, тому що його зона дії охоплює і лінію Л2. Захист А2 подіє на вимкнення вимикача Q1. В цьому випадку буде здійснене вимкнення пошкодженої лінії Л2 та непошкодженої лінії Л1. Таке вимкнення називається неселективним вимкненням. В першому випадку захист А2 виконував функцію ближнього резервування, в другому – дальнього резервування.
Для реалізації ближнього резервування на приєднанні використовують, як правило, два захисти, виконані на різних принципах роботи. Ці захисти взаємно резервують один одного. Бувають випадки, коли встановлюють три комплекти захистів, які забезпечують ближнє резервування. Таке резервування трьома захистами зокрема застосовується для захисту лінії 750 кВ на підстанції "Західноукраїнська".
З метою підвищення надійності ближнього резервування бажано оперативні кола основного та резервного захистів вмикати через різні запобіжники або автоматичні вимикачі, а струмові кола вмикати на різні групи трансформаторів струму. Бажано також вмикати напругові кола основного та резервного захистів до різних трансформаторів напруги. Останню вимогу не завжди можна технічно реалізувати, тому що далеко не на всіх підстанціях є по два трансформатори напруги, під’єднані до одних і тих самих шин, або до однієї і тієї самої лінії.
Застосування дальнього резервування має ряд суттєвих недоліків. Основним недоліком є неселективне вимкнення непошкоджених елементів, які вимикаються одночасно з пошкодженим. Крім цього, час роботи захистів, які реалізують дальнє резервування є значним і в ряді випадків повний час вимкнення пошкодження може складати до 10 с, що може бути недопустимим з точки зору забезпечення стійкості роботи енрогосистеми. Також не завжди можна забезпечити достатню чутливість захистів, які забезпечують дальнє резервування. Єдиною суттєвою перевагою дальнього резервування у порівняні з ближнім є те, що не потрібно встановлювати додаткових захистів – дальнє резервування, як правило здійснюють окремі ступені захистів, які виконують функції основного захисту суміжного елемента. Наприклад, захист А2 (рис. 1.4) захищає лінію Л1, а окремі його ступені можуть діяти під час к.з. на лінії Л2.
З вище сказаного можна зробити висновок, що застосування ближнього резервування має ряд переваг у порівнянні з дальнім резервуванням.