СД.8 Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения

1. Принцип действия АПВ

Электрические АПВ однократного действия с автоматическим возвратом получили наиболее широкое распространение. Наиболее часто такие АПВ выполняются с помощью комплектного устройства РПВ-58.

Принципиальная схема АПВ для линии с масляным выключателем приведена на рис. 3.1. В комплектное устройство РПВ-58 входят: реле времени КТ типа ЭВ-133 с добавочным резистором R1 для обеспечения термической стойкости реле; промежуточное реле KL1 с двумя обмотками – параллельной и последовательной; конденсатор С (20 мкФ), обеспечивающий однократность действия АПВ; зарядный резистор R2 (1,1 МОм) и разрядный резистор R3 (510 Ом).

В рассматриваемой схеме дистанционное управление выключателем производится ключом управления SA, у которого предусмотрена фиксация положения последней операции. Поэтому после операции включения ключ управления остается в положении Включено (В₂), а после операции отключения – в положении Отключено (О₂). Когда выключатель включен и ключ управления находится в положении Включено, к конденсатору С плюс оперативного тока подводится через контакты ключа, а минус – через зарядный резистор R2. При этом конденсатор заряжен, и схема АПВ находится в состоянии готовности.

При включенном выключателе реле положения Отключено (KQT), осуществляющее контроль исправности цепей включения, током не обтекается и контакт его в цепи пуска схемы АПВ разомкнут. Пуск схемы АПВ происходит при отключении выключателя релейной защитой в результате возникновения несоответствия между положением ключа управления, которое не изменилось, и положением выключателя, который теперь отключен. Несоответствие положений ключа и выключателя характеризуется тем, что через контакты ключа 1/3 на схему АПВ по-прежнему подается плюс оперативного тока, а ранее разомкнутый вспомогательный контакт выключателя SQ.1 переключился и замкнул цепь обмотки реле KQT, которое, сработав, подало контактом KQT.1 минус на обмотку реле времени КТ.

При срабатывании реле времени размыкается его мгновенный размыкающий контакт КТ.1 и вводится в цепь обмотки реле дополнительное сопротивление (резистор R1). Это приводит к уменьшению тока в обмотке реле, благодаря чему обеспечивается его термическая стойкость при длительном прохождении тока.

По истечении установленной выдержки времени реле КТ подключает замыкающим контактом КТ.2 параллельную обмотку реле KL1 к конденсатору С. Реле KL1 при этом срабатывает от тока разряда конденсатора и, самоудерживаясь через свою вторую обмотку, включенную последовательно с обмоткой контактора КМ, подает команду на включение выключателя. Благодаря использованию у реле KL1 последовательной обмотки обеспечивается необходимая длительность импульса для надежного включения выключателя, поскольку параллельная обмотка этого реле обтекается током кратковременно при разряде конденсатора. Выключатель включается, размыкается его вспомогательный контакт SQ.1 и возвращаются в исходное положение реле KQT, KL1 и КТ.

Если повреждение на ЛЭП было неустойчивым, она останется в работе. После размыкания контакта реле времени КТ.2 конденсатор С начнёт заряжаться через зарядный резистор R2, сопротивление которого выбирается таким, чтобы время заряда конденсатора С составляло 20-25 с. Таким образом, спустя указанное время схема АПВ будет подготовлена к новому действию.

В случае устойчивого повреждения на ЛЭП, включившийся под действием схемы АПВ выключатель, вновь отключится РЗ и вновь сработают реле KQT и КТ. Реле KL1, однако, при этом второй раз работать не будет, так как конденсатор С, разряженный при первом действии АПВ, ещё не успеет зарядится. Таким образом, рассмотренная схема обеспечивает однократное действие при устойчивом КЗ на ЛЭП.

При оперативном отключении выключателя ключом управления SA несоответствия не возникает и схема АПВ не действует, так как одновременно с подачей команды на отключение выключателя контактами ключа 6–8 размыкаются его контакты 1–3, чем снимается плюс оперативного тока со схемы АПВ. Поэтому сработает только реле KQT, а реле КТ и KL1 не сработают. Одновременно со снятием оперативного тока контактами 1–3 SA замыкаются контакты 2–4 и конденсатор С разряжается через резистор R3. При оперативном включении выключателя ключом управления готовность схемы АПВ к действию наступает после заряда конденсатора через 20–25 с. В случае отключения ЛЭП РЗ, когда действия АПВ не требуется, через резистор R3 производится разряд конденсатора.

Для предотвращения многократного включения выключателя на устойчивое КЗ, что могло бы иметь место в случае застревания контактов реле KL1 в замкнутом состоянии, в схеме управления устанавливается специальное промежуточное реле KBS, имеющее две обмотки – рабочую последовательную и параллельную удерживающую. Реле KBS срабатывает при прохождении тока по катушке отключения выключателя и удерживается в сработавшем положении до снятия команды на включение. Цепь обмотки КМ при этом размыкается контактом KBS.1, благодаря чему предотвращается включение выключателя.

2. Типы релейной защиты трансформаторов

Для защиты понижающих трансформаторов от повреждений и ненормальных режимов в соответствии с Правилами [1] и на основании расчета применяются следующие основные типы релейной защиты.
1. Продольная дифференциальная защита — от коротких замыканий в обмотках и на их наружных выводах, для трансформаторов мощностью, как правило, 6,3 MB-А и выше; с действием на отключение трансформатора.
2. Токовая отсечка без выдержки времени — от коротких замыканий на наружных выводах ВН трансформатора со стороны питания и в части обмотки ВН, для трансформаторов, не оборудованных продольной дифференциальной защитой; с действием на отключение.
3. Газовая защита — от всех видов повреждений внутри бака (кожуха) трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла, для масляных трансформаторов мощностью, как правило, 6,3 MB-А и выше; с действием на сигнал и на отключение.
4. Максимальная токовая защита (с пуском или без пуска по напряжению) — от сверхтоков, обусловленных внешними междуфазными короткими замыканиями на сторонах НН или СН трансформатора, для всех трансформаторов, независимо от мощности и наличия других типов релейной защиты; с действием на отключение.
5. Специальная токовая защита нулевой последовательности, устанавливаемая в нулевом проводе трансформаторов со схемой соединения Y/У и Л/У — от однофазных к.з. на землю в сет НН, работающей с глухозаземленной нейтралью (как правило, 0,4 кВ); с действием на отключение.
Максимальная токовая защита в одной фазе — от сверхтоков, обусловленных перегрузкой, для трансформаторов начиная с 400 кВ-А, у которых возможна перегрузка после отключения параллельно работающего трансформатора или после срабатывания местного или сетевого АВР; с действием на сигнал или на автоматическую разгрузку.
Сигнализация однофазных замыканий на землю в обмотке* ВН или на питающем кабеле трансформаторов, работающих в сетях с изолированной нейтралью (с малым током замыкания на землю), к которым относятся сети 3—35 кВ.
Наиболее важные защиты — дифференциальная и газовая — могут применяться и на трансформаторах мощностью менее
MB-А. Так, например, Правила [1] разрешают предусматривать дифференциальную защиту на трансформаторах 1 —
MB-А в тех случаях, когда токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности (§ 5-2), а максимальная токовая защита имеет выдержку времени tc. з ^ 0,6 с. Газовую защиту также стремятся устанавливать на трансформаторах меньшей мощности: от 1 до 4 MB-А, а на внутрицеховых трансформаторах — начиная с 630 кВ-А.
Таким образом, на понижающих трансформаторах релейная защита осуществляется с помощью нескольких типов защит, дополняющих и резервирующих друг друга. Такое резервирование называется ближним [14]. Оно осуществляется не только установкой на трансформаторе (или на другом элементе) двух защит, действующих при одних и тех же видах повреждений, но и путем разделения их цепей, например включения продольной дифференциальной и максимальной токовых защит на разные трансформаторы тока, применения разных источников оперативного тока, установки двух выходных реле [14]. Для повышения эффективности ближнего резервирования следует стремиться к повышению чувствительности защит, к применению более совершенных типов защиты, например дифференциальной защиты вместо токовой отсечки для трансформаторов мощностью менее MB*А.
Перечисленные типы защит рассматриваются в соответствующих главах. Примеры сочетания нескольких типов защит на трансформаторе приведены на рис. 4-1.
Наряду с ближним резервированием защита понижающего трансформатора должна осуществлять дальнее резервирование, т. е. действовать при к.з. в сети НН или СН в случаях отказа собственной защиты или выключателя поврежденного элемента этих сетей. Осуществлять дальнее резервирование способны лишь защиты с относительной селективностью [2]. Из перечисленных защит трансформаторов к ним относятся только максимальная токовая защита от внешних междуфазных к. з. (п. 4) и специальная токовая защита нулевой последовательности от однофазных к.з. на землю в сети 0,4 кВ (п. 5). При разработке схем этих защит и при выборе параметров срабатывания (уставок) следует стремиться к увеличению их чувствительности. Для повышения эффективности дальнего резервирования могут применяться и более сложные типы защит: дистанционные, фильтровые токовые защиты обратной последовательности, как это сейчас делается для мощных трансформаторов и автотрансформаторов.

Рис. 4-1. Типы защит понижающих трансформаторов с высшим напряжением 35—110 кВ (а) и 6—35 кВ (б)
ТД—токовая дифференциальная; ТНВ — максимальная токовая с пуском по напряжению с выдержкой времени; Г —газовая; Г—токовая отсечка; TqB — специальная токовая защита нулевой последовательности от к. з. на землю
Однако до сего времени в целом проблема дальнего резервирования полностью не решена. Современные защиты трансформаторов далеко не во всех случаях обладают достаточной чувствительностью при к. з. на отходящих реактированных кабельных линиях 6 и 10 кВ или при удаленных к.з. на длинных сельских линиях 6 и 10 кВ. В свою очередь повреждения внутри и за понижающими трансформаторами относительно малой мощности очень часто не резервируются защитами питающих линий. Это вынужденно допускается Правилами [1]. Тем большее значение приобретает надежное функционирование собственных защит каждого элемента и их взаимное резервирование.

 

3. Оперативный ток на трансформаторных подстанциях. Источники постоянного оперативного тока. Источники переменного оперативного тока

Источниками оперативного постоянного тока является аккумуляторные батареи работающие в режиме постоянного подзаряда, рабочее напряжение батареи 110-220 В.

В качестве подзарядного устройства используется мощный территсторный преобразователь,снабженный элемннтным коомуникатором с помощью которого можно изменять число участившихся в хим реакции пластин.

Достоинство

простой источник тока работа которого не зависит от состояния основной системы

возможность работы при одном замыкании на землю одного из плюсов при сохранении между ними полюсного напряжения

Недостатки

сложность выполнения защиты от повреждения в целях постоянного тока

требует специального помещения

требует квалифицированного обслуживания

дороговизна

ОПЕРативный переменный ток источником может быть трансформаторы тока,трансформаторы напряжения сопровождающих значительными токами,когда они в состоянии отдавать мощность.

Трансформаторы собственных нужд и трансформаторы напряжения наоборот не пригодны для питания защит от кз сопровождается снижением напряжения до 0 и могут применяться для управления в режимах характерных напряжениями близкими к рабочим.

Достоинство

отключает привод, простота и экономность

Недостатки

зависимость от режима работы сети оборудования на переменном токе имеет большие габариты вибрация контактов

4. Трансформаторы тока как источники оперативного переменного тока

Трансформаторы тока используются в качестве источников оперативного переменного тока в схемах с дешунтированием электромагнитов управления ЭО и ЭВ. Принцип действия этой схемы заключается в том, что в нормальном режиме электромагнит управления зашунтирован контактами специального реле и через него не проходит ток, а при к. з. после срабатывания специального реле этот электромагнит дешунтируется, через него проходит ток и он срабатывает. На рис. 4-7, а схема с дешунтированием ЭО (ЭВ) показана при нормальном режиме, когда по защищаемому элементу проходит рабочий ток /раб. Электромагнит ЭО зашунтирован размыкающим контактом 1 специального реле Р. Дополнительно цепь ЭО разомкнута замыкающим контактом 2 этого же реле для того, чтобы на ЭО не было подано напряжение и не создавалась возможность излишнего срабатывания ЭО при нарушении цепи шунтирующего контакта 1.
В этом режиме вторичный ТОК /2 раб проходит ТОЛЬКО через реле Р.
При возникновении к. з. на защищаемом элементе (трансформаторе, линии) реле Р срабатывает и переключает свои контакты 1 и 2 в положение, показанное на рис. 4-7, б. При переключении сначала замыкается контакт 2, а затем размыкается контакт 1 для того, чтобы не создавался даже кратковременно опасный режим работы трансформатора тока ТТ с разомкнутой вторичной обмоткой. При замыкании контакта 2 и размыкании контакта 1 электромагнит ЭО дешунтируется и по нему проходит тот же вторичный ток к.з. /2к, что и по катушке реле Р. Применяемые схемы рассчитаны таким образом, что мощность, отдаваемая трансформатором тока ТТ, достаточна для срабатывания стандартного ЭО выключателя 6—35 кВ и ЭВ короткозамыкателя 35—110 кВ.
В качестве ЭО выключателей используется либо специальный электромагнит для схем с дешунтированием (ЭОтт, ТЭО), либо токовое мгновенное реле прямого действия РТМ. Наименьший ток срабатывания РТМ равен 5 А, ЭОтт и ТЭО — 3 А.
У короткозамыкателей стандартный ЭВ имеет ток срабатывания 5 или 3 А.
Для схем с дешунтированием электромагнитов управления применяются два типа реле [19]:
РТ-85, РТ-95 — индукционные реле косвенного действия, позволяющие осуществить токовую отсечку и максимальную токовую защиту с обратно зависимой от тока характеристикой выдержки времени, т. е. двухступенчатую токовую защиту;
РП-341—специальные промежуточные реле со встроенным маломощным выпрямительным устройством, которые выполняют роль исполнительного органа и помогают осуществить некоторые логические операции в схемах дифференциальной защиты и максимальной токовой защиты с независимой от тока выдержкой времени.
Эти реле имеют специальные переключающие контакты, способные переключать ток /гк 150 А при сопротивлении дешунтируемых ЭО и ЭВ не более 4,5 Ом. Таким образом, стандартная схема с дешунтированием может быть использована в тех случаях, когда максимальное значение тока к. з. /к. макс на выводах ВН трансформатора и коэффициент трансформации трансформаторов тока Пт таковы, что соблюдается условие
(4-1)
Условие (4-1) предполагает, что трансформаторы тока работают без погрешностей. На самом деле часть тока, проходящего через первичную обмотку трансформатора тока, не трансформируется во вторичную обмотку, а расходуется на намагничивание магнитопровода. Следовательно, фактически
(4-2)
где /нам — ток намагничивания трансформатора тока.
П'ри проектировании новых электроустановок ток h к. макс вычисляется по условию (4-1) с целью создания некоторого расчетного запаса. По этому же условию определяется допустимость применения стандартной схемы с дешунтированием. В условиях эксплуатации при увеличении мощности питающей системы и, следовательно, увеличении значения /к. макс допустимо проверить возможность использования схемы с дешунтированием по условию (4-2). Методика расчета приведена в работе [5].
После дешунтирования ЭО или ЭВ, сопротивление которых составляет несколько ом, нагрузка на трансформатор тока резко возрастает (примерно в 10 раз). При этом возрастает ток намагничивания, а вторичный ток через реле и ЭО (ЭВ) уменьшается. Для обеспечения надежного действия защиты реле РП-341 выполняются с самоудерживанием, т. е. они не возвращаются в исходное положение, даже если возвратятся измерительные органы защиты. Возврат самих дешунтирующих реле РП-341, а также РТ-85, при уменьшении тока /2 к из-за возросшей погрешности трансформаторов тока практически невозможен, поскольку у этих реле очень низкий коэффициент возврата [5].
Для обеспечения надежного срабатывания ЭО и ЭВ после их дешунтирования необходимо, чтобы минимальный вторичный ток к.з. /гк, вычисленный с учетом тока намагничивания, превосходил ток срабатывания электромагнита, по крайней мере, в 1,8 раза [1]. На типовых подстанциях 110 кВ с трансформаторами 2,5 и 6,3 MB-А, а в ряде случаев и большей мощности, это условие практически не может быть выполнено по следующим основным причинам:
ток срабатывания большинства установленных ЭВ короткозамыкателей составляет 5 А;
минимальные токи к.з. за трансформаторами РПН имеют пониженные значения (§ 2-5);
коэффициенты трансформации встроенных трансформаторов тока типа ТВТ-110 начинаются только со значения пт= 100/5, но практически могут применяться лишь пт ^ 150/5, что приводит к существенному снижению значений минимального вторичного тока /гк.
Расчеты показывают, что из-за невозможности обеспечить надежность срабатывания ЭО и ЭВ по этим причинам схемы с дешунтированием электромагнитов управления практически не применимы для двухобмоточных трансформаторов 110 кВ мощностью до 10 MB-А и трехобмоточных трансформаторов до 16 MB-А, а также для трансформаторов 35 кВ мощностью до
MB-А [5,20]. Для защиты таких трансформаторов в качестве источника оперативного тока используются предварительно заряженные конденсаторы.

5. Токовая отсечка от междуфазных КЗ. Зона действия токовой отсечки

Токовая отсечка как и МТЗ реагирует на увеличение объема тока в защищаемом объекте однако селективность обеспечивает не время срабатывания защиты а выбором тока срабатывания. Чувствительностью токовой отсечки оценивается длиной защищаемой линии L ср защиты пр срабатывании.

Токовая отсечка не имеет выдержку времени но чувствительна к кз к концу линии.

1 — ая ступень защиты используется ток отсечки без выдержки времени.

2 — ая ступень защита считается чувствительной если при кз в конц линии ее коэффициент чувствителен Кч ˃1,2.

3 — ая ступень используется МТЗ назначение которой является резервирование 1 — ых ступеней своей защиты а так же отказов защиты смехных выкл сети.

6. Принцип действия дифференциальной токовой защиты

Принцип действия продольной дифференциальной токовой защиты известен уже более 70 лет. Принципиальная схема дифференциальной защиты (в дальнейшем будем опускать слово «продольная») с циркулирующими токами показана на рис. 6-1 для одной фазы какого-то элемента, имеющего в начале и в конце одинаковые по значению первичные токи (/ы = /1-2). С обеих сторон защищаемого элемента установлены трансформаторы тока ITT и 2ТТ, ограничивающие зону действия дифференциальной защиты. Вторичные обмотки ITT и 2ТТ соединяются последовательно (конец ITT с началом 2ТТ), а токовое реле дифференциальной защиты ТД подключается к ним параллельно.
При к. з. в точке К за пределами зоны действия дифференциальной защиты (такое к.з. называется внешним или сквозным), а также в нормальном режиме нагрузки вторичные токи трансформаторов тока соответственно /2-1 и /2-2 циркулируют по соединительным проводам (плечам) защиты (рис. 6-1,а). При одинаковых коэффициентах трансформации трансформаторов

Рис. 6-1. Принципиальная схема продольной дифференциальной зашиты с циркулирующими токами: а — токо- распределение при внешнем к. з.; б — то же при к. з. в зоне действия защиты
тока ITT и 2ТТ и их работе без погрешностей значения вторичных токов /2-i и /2-2 равны между собой, а направления их в реле ТД — противоположны. Следовательно, в рассматриваемом идеальном случае ток в реле ТД
(6-1)
Таким образом, по принципу действия дифференциальная защита не реагирует на повреждения вне ее зоны действия, т. е. на соседних элементах (линиях, двигателях и т.п.), и поэтому может быть выполнена без выдержки времени. Эта защита относится к группе защит с абсолютной селективностью [2].
Практически в режиме нагрузки, и особенно при внешнем к. з., ток в реле ТД не может быть равен нулю, поскольку трансформаторы тока ITT и 2ТТ имеют разные значения погрешностей, и даже при равных первичных токах вторичные токи /2-1 и /2-2 не равны между собой. Ток в реле ТД в режимах нагрузки
и внешнего к. з. называется током небаланса /нб. И выражение (6-1) следует изменить:
(6-1 а)
Для обеспечения несрабатывания дифференциальной защиты в этих режимах ток срабатывания реле ТД выбирается большим, чем ток небаланса:
(6-2)
где kn — коэффициент надежности, принимаемый для современных дифференциальных защит около 1,3.
При к. з. в зоне действия дифференциальной защиты (рис. 6-1,6) в случае двустороннего питания защищаемого элемента, направления первичного тока /1-2 и вторичного тока /2-2 изменяются на 180°. При этом в реле ТД проходит сумма токов к. з.:
и реле ТД срабатывает на отключение поврежденного элемента от источников питания. В случае одностороннего питания в реле ТД проходит один из токов к. з.: /2-1 или /2-2. При этом дифференциальная защита также должна срабатывать на отключение. Режим одностороннего питания является расчетным при оценке чувствительности дифференциальной защиты, которая производится с помощью коэффициента чувствительности [1]
(6-3)
где /р. мин = /2-1 ИЛИ /2-2 (рис. 6-1,6).
В соответствии с Правилами [1] продольная дифференциальная защита должна устанавливаться на трансформаторах мощностью 6,3 MB-А и более, а также на трансформаторах 4 MB-А при их параллельной работе. Кроме того, дифференциальная защита устанавливается на трансформаторах 1—2,5 MB-А в тех случаях, когда токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности (§ 5-2), а максимальная токовая защита имеет время срабатывания более 0,6 с. Дифференциальная защита предусматривается также для трансформаторов 1—2,5 MB-А, устанавливаемых в районах, подверженных землетрясениям (поскольку газовая защита здесь может использоваться только с действием на сигнал).

7. Действие газовой защиты на сигнал и на отключение

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от ха­рактера и размеров повреждения.

В зависимости от степени повреждения защита действует на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле. Обозначение - КSG. Наиболее совершенным реле является реле типа РГЧЗ-66.

Реле устанавливается в маслопроводе между баком и расшири­телем.

Элементы реле:

1, 2 - алюминиевые чашки;

3 – оси;

4- подвижные контакты;

5 - неподвижные контакты;

6- пружины;

7- лопасть.

В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами. Контакты реле разомкнуты. При газообразовании масло из реле вытесняется, а в чашках остается. Под тяжестью масла чашки опускаются и контакты замыкаются. Сначала опуска­ется верхняя чашка и реле действует на сигнал. Контакты нижней чашки действуют на отключение трансформатора.

При интенсивном газообразо­вании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через га­зовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Если скорость движения масла и газов достигает значения уставки реле, лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет tс.р==.0.,05... 0,5с. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

В нашей стране широко используется газовое реле с двумя ша­рообразными пластмассовыми поплавками типа ВF80-Q. Реле имеет некоторые конструктивные особенности. Однако принцип действия его такой же, как и других газовых реле.

Схема газовой защиты

 

Действие газовой защиты на отклю­чение выполняется с самоудерживанием, что­бы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками по­тока масла при бурном газообразовании.

В схеме защиты на переменном оперативном токе самоудерживание достигается путем шун­тирования нижнего контакта газового реле KSG верх­ним замыкающим контактом реле KL. Самоудержива­ние автоматически снимается после разрыва цепи от­ключения вспомогательным контактом Q,1.2 выключа­теляQ.1.

Достоинства газовой защиты:

1. Высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака;

2. Сравнительно небольшое время срабатывания;

3. Простота выполне­ния;

4. Защищает трансформатор при недопу­стимом понижении уровня масла любым причинам.

Недостатки.

1. Не реагирует на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями.

2. Защита может действовать ложно при попадании воздуха в бак транс­форматора, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др. Возможны также ложные сра­батывания защиты на трансформаторах, установленных в райо­нах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сиг­нал.

В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в каче­стве единственной защиты трансформатора от внутренних повреж­дений.

Газовая защита обязательна для трансформаторов мощностью Рт>=6300 кВА. Допускается устанавливать газовую защиту и на трансформаторах меньшей мощности. Для внутрицеховых под­станций газовую защиту следует устанавливать на понижающих трансформаторах практически любой мощности, допускающих это по конструкции, независимо от наличия другой быстродействую­щей защиты.

 

8. Принцип действия максимальной токовой защиты. Максимальная токовая защита с пуском по напряжению

Одним из признаков возникновения КЗ является увеличение тока в ЛЭП. Этот признак используется для выполнения РЗ, называемых токовыми. Токовые РЗ приходят в действие при увеличении тока в фазах ЛЭП сверх определенного значения. В качестве реле, реагирующих на возрастание тока, служат максимальные токовые реле.

В общем случае токовые защиты выполняются трехступенчатыми.

Первая ступень защиты – токовая защита без выдержки времени, токовая отсечка имеет только измерительный орган, а вторая и третья ступени – токовая отсечка с выдержкой времени и максимальная токовая защита, имеют два органа: измерительный и выдержки времени.

Вторая ступень выполняется с независимой от тока выдержкой времени, а третья с независимой и зависимой.

Главное различие между этими РЗ заключается в способе обеспечения селективности.

Селективность действия максимальных токовых РЗ достигается с помощью выдержки времени. Селективность токовых отсечек обеспечивается соответствующим выбором тока срабатывания.