- •1.2 Назначение релейной защиты и автоматики
- •1.3 Требования, предъявляемые к свойствам релейной защиты (рз)
- •1.5 Классификация защит
- •1.6 Структура устройства рз
- •1.7 Каналы связи устройств рза
- •1.8 Источники оперативного тока
- •2.1 Измерительные преобразователи тока и напряжения
- •2.2 Конструкция трансформатора тока
- •2.5 Погрешности трансформатора тока
- •2.6 Компенсация погрешности тт
- •2.8 Схемы соединений тт
- •2.9 Коэффициенты трансформации тт
- •2.10 Конструкция трансформатора напряжения (тн)
- •3.1 Токовые защиты линий электропередачи
- •3.2 Первая ступень токовой защиты
- •3.3 Вторая ступень токовой защиты
- •3.4 Третья ступень токовой защиты
- •3.5 Карта селективности.
- •3.6 Токовые направленные защиты линий электропередачи
- •3.7 Схемотехника токовых защит.
- •3.8 Токовые и токовые направленные защиты нулевой последовательности в сетях с заземленной нейтралью.
- •3.9 Первая ступень токовой защиты нулевой последовательности
- •3.10 Вторая ступень токовой защиты нулевой последовательности
- •3.11 Третья ступень токовой защиты нулевой последовательности
- •3.12 Схемотехника токовых защит нулевой последовательности
- •Л 3.13 Токовые и токовые направленные защиты нулевой последовательности в сетях с изолированной нейтралью
- •4.1 Дистанционные защиты лэп
- •Л 4.2 Характеристики срабатывания дистанционной защиты
- •4.3 Реализация реле сопротивления
- •4.4 Первая ступень дистанционной защиты
- •4.5 Вторая ступень дистанционной защиты
- •4.6 Третья ступень дистанционной защиты
- •4.7 Особенности работы дистанционной защиты
- •Качания и асинхронный режим работы.
- •5.1.1 Поперечная дифференциальная защита лэп
- •5.1.3 Направленная поперечная дифференциальная защита лэп
- •6.1 Повреждения и ненормальные режимы работы трансформаторов
- •6.2 Токовая отсечка
- •6.3 Продольная дифференциальная защита
- •6.4 Максимальная токовая защита
- •6.5 Защита от перегрузки
- •6.6 Газовая защита
- •6.7 Специальная токовая защита нулевой последовательности с заземляющим проводом
- •6.8 Специальная токовая защита нулевой последовательности
- •Л 6.9 Схема защиты трансформатора
- •7.1 Ненормальные режимы работы и повреждения электродвигателей
- •7.2 Токовая отсечка
- •7.3 Продольная дифференциальная отсечка
- •7.4 Защита от перегрузки
- •7.5 Защита от понижения напряжения
- •7.6 Защита от замыкания обмотки статора на корпус
- •7.7 Защита от эксцентриситета ротора электрической машины
- •7.8 Защита от разрыва стержня ротора
- •Л 7.9 Схема защиты эд
- •7.10 Защиты эд напряжением ниже 1000 в
6.2 Токовая отсечка
Применяется на трансформаторах мощностью до 4 МВА. По аналогии с первой ступенью токовой защиты ЛЭП отстраивается от максимального тока КЗ (рис. 6.1) в конце защищаемого участка – за трансформатором в точке К3.
Рисунок 6.1. Схема защищаемого трансформатора
Ток срабатывания защиты определяется
IС,З ≥ kОТС·IК3,МАХ, (Л6-1)
где kОТС – коэффициент отстройки, kОТС = 1,2 – 1,3; IК3,МАХ – максимальный ток КЗ в точке К3;
Время срабатывания защиты принимается
tI,АС,З = 0.; (Л6-2)
Коэффициент чувствительности токовой отсечки рассчитывается по выражению
, (Л6-3)
где IК1,МIN – минимальный ток КЗ в точке К1.
6.3 Продольная дифференциальная защита
применяется на трансформаторах с мощностью более 6,3 МВА.
Принцип действия [?] основан на вычислении разности токов I1,TA1 и I1,TA2, протекаемых через трансформаторы тока TA1 и TA2 (рис. 6.2) соответственно.
Рисунок 6.2. Работа дифференциальной защиты трансформатора при внешнем КЗ в точке К1
При внешнем КЗ в точке К1 токи протекают к месту повреждения, а вторичные токи трансформаторов тока в реле вычитаются, и результирующий ток равен:
IКА1 = I2,,TA1 ‑ I2,TA2 = IНБ < IC,Р . (Л6-4)
Реле в этом случае не срабатывает.
При КЗ в зоне действия защиты, в точке К2 (рис. 6.3), возможны два варианта: 1) когда со стороны НН имеется источник питания или КЗ подпитывается электродвигателями, соизмеримой мощностью; 2) когда со стороны НН отсутствует какой-либо источник питания, который может подпитывать КЗ.
В первом случае через реле протекает суммарный ток КЗ двух трансформаторов тока и равен:
IКА1 = I2,TA1 + I2,TA2 = IК2 /kTA1 + IК2 /kTA2> IC,Р . (Л6-5)
Во втором случае через реле протекает ток КЗ одного трансформатора тока и равен:
IКА1 = I2,TA1 = IК2 /kTA1 > IC,Р . (Л6-6)
Рисунок 6.3. Работа дифференциальной защиты трансформатора при КЗ в зоне действия защиты в точке К2
В обоих случаях ток, протекаемый в реле, больше тока его срабатывания.
Ток срабатывания защиты. Защита отстраивается от тока IНБ, небаланса, который возникает при максимальном внешнем IК1,МАХ токе КЗ в точке К1 (рис. 6.2):
IС,З ≥ kОТС IНБ,, (Л6-7)
где IНБ, – суммарный ток небаланса, IНБ, = IНБ1 + IНБ2 + IНБ3. Каждая из составляющих тока небаланса находится:
IНБ1 = kAkОДН IК1,МАХ, (Л6-8)
IНБ2 = UРЕГIК1,МАХ, (Л6-9)
IНБ3 = fIК1,МАХ, (Л6-10)
где kA – коэффициент, учитывающий влияние апериодической составляющей тока КЗ на быстодействующие защиты (без выдержки времени), для защит с быстронасыщающимися трансформаторами kA = 1; kОДН – коэффициент учитывающий однотипность трансформаторов тока, для разных ТТ kОДН = 1; – погрешность ТТ, удовлетворяющая = 0,1; UРЕГ – половина регулировочного диапазона РПН трансформатора (каталожные данные); f – относительная погрешность защиты, вызванная разницей между расчетным (обычно нецелым) числом витков реле и установленным (целым) числом витков.
Вторым условием является отстройка от броска тока намагничивания:
IС,З ≥ kОТСIН,ТР, (Л6-11)
где IН,ТР – номинальный ток трансформатора.
Из расчетных двух условий (Л 6-7) и (Л 6-11) выбирается наибольший ток срабатывания продольной дифференциальной защиты.
Время срабатывания защиты принимается
tI,АС,З = 0; (Л6-12)
Коэффициент чувствительности дифференциальной защиты определяется и сравнивается с величиной, требуемой [ПУЭ]:
, (Л6-13)
где IК2,МIN – минимальный ток КЗ в точке К2 (рис. 6.3).
Особенности работы продольной дифференциальной защиты трансформатора. Иногда возникающий бросок тока намагничивания силового защищаемого трансформатора составляет (5–8) IН,ТР, а величина тока КЗ (за трансформатором) – (7–18) IН,ТР. Как видно эти диапазоны перекрываются. Однако, при броске тока намагничивания защита должна блокироваться, а при КЗ должна отключать трансформатор. Чтобы отличить бросок тока намагничивания от КЗ, рассмотрим его характер и причину возникновения. При включении трансформатора на холостой ход или при восстановлении питания после отключения КЗ на смежном присоединении величина остаточной намагниченности может быть в противофазе поданному напряжению. В наихудшем (идеальном) случае магнитная индукция в трансформаторе может достигнуть 2ВНОМ.
Естественно, что при такой индукции, трансформатор войдет в глубокое насыщение и будет размагничиваться от нескольких периодов до нескольких десятков периодов промышленной частоты. При этом в трансформаторе будет протекать ток с большой апериодической составляющей с явно выраженными характерными «острыми» максимумами (рис. 6.4).
Рисунок 6.4. Форма броска тока намагничивания
Бросок тока намагничивания характеризуется следующими основными признаками [федосеев]:
- один максимум в период (при КЗ – два);
- большая доля (до 60%) второй гармоники – f = 100 Гц;
- наличие апериодической составляющей тока (до 55%);
- наличие бестоковой паузы большей ½Т , больше 0,01 с.
При возникновении и определении этих четырех признаков дифференциальная защита должна блокироваться, не должна действовать на отключение выключателя.