Гловацкий В.Г., Пономарев И.В. Релейная защита и автоматика распределительных сетей. Версия 1.2

Подождите немного. Документ загружается.

замыкании в точке К2 срабатывает защита фидера и ее блокирующий токовый орган и в

защиту ввода и СВ (при питании секции от СВ) подается блокирующий сигнал,

выводящий из действия отсечку. При КЗ в точке К1 т.е. на шинах тока КЗ не протекает ни

в одной защите отходящей линии, поэтому отсечка не блокируется и работает отсечка на

отключение питающего ввода (или секционного выключателя).

ввод блокировка ТО блокировка ТО СВ

ввода СВ

К1

срабатывание Рис.6.4.Принцип действия логической

блокир. токового

защиты шин.

органа

К2

ЛЗШ-УРОВ

Цепи блокировки отсечки ввода от ЛЗШ в устройстве УЗА-10 состоят из последовательно

соединенных контактов: нормально разомкнутого контакта токового органа ЛЗШ RL3 и

нормально замкнутого контакта выходного реле KL2 см. рис 6.5.

Блокировка токовой отсечки ввода

Блокировка токовой отсечки

СВ

RL3

KL2

RL3

KL2

Рис. 6.5. Схема цепочки ЛЗШ-УРОВ.

При возникновении короткого замыкания на фидере срабатывает токовый орган ЛЗШ-

реле RL3 и блокирует токовую отсечку на вводе или СВ. После истечения выдержки

времени максимальной защиты срабатывают выходные реле защиты RL1 и RL3. Реле

RL1подает напряжение на соленоид отключения выключателя, а НЗ контакты реле RL3

размыкают цепи блокировки ТО защиты ввода ( СВ). Пускается токовая отсечка, на кото-

рой устанавливается выдержка времени 0.15 – 0.2 сек. в зависимости от быстродействия

выключателя фидера. Если выключатель отключается, по ток в отсечке ввода (СВ) исче-

зает и отключения его не происходит. При отказе выключателя ток КЗ не исчезает отсеч-

ка дорабатывает и отключает ввод (СВ).

Чувствительность такого УРОВ определяется чувствительностью токовой отсечки, устав-

ка которой выбирается по тем же правилам, как и МТЗ. В ряде случаев такой чувстви-

тельности недостаточно. В таком случае требуется применить более сложное реле, ко-

торое оснащено функцией УРОВ, например: серии MiCOM P122-127. В этих реле чувст-

вительность УРОВ определяется встроенным в реле фидера органом минимального то-

ка, который имеет низкую уставку по току (меньше номинального тока фидера). Чувстви-

тельность такого УРОВ поэтому определяется чувствительностью защиты фидера.

161

6.2. ПРИМЕНЕНИЕ АППАРАТУРЫ И ВЫБОР УСТАВОК РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

ВЛ 6-10 кВ

6.2.1. Выбор аппаратуры

Для линии напряжением 6 –10 кВ предлагаются микропроцессорное ( цифровое) устрой-

ство УЗА-10 и микроэлектронное (аналоговое) устройство УЗА-АТ. Основные функции

устройств см. таблицу 6.3.

Таблица 6.3.

Функции

Код

ANSI

УЗА-10А УЗА-10В УЗА-АТ

Двухфазная МТЗ с независимой характери-

стикой

Х Х

Двухфазная МТЗ с независимой и двумя

зависимыми характеристикками

Токовая отсечка 50 Х Х Х

ЗНЗ (сигнализация/отключение) 64N Х Х

Направленная ЗНЗ Х

Ускорение МТЗ при включении выключателя X X

Защита от перегрузки X

Дистанционное включение и отключение

выключателя

Контроль и управление выключателем X X

Блокирование/разблокирование МТЗ и ТО

(ЛЗШ и УРОВ)

X X X

Однократное АПВ/ЧАПВ 79 X X X

Измерение токов фаз X X

Измерение тока ЗНЗ или точное измерение

тока фазы А

Запоминание тока КЗ X X

Порт связи RS 485 для подключения к ло-

кальной сети

* Примечание: конкретный набор функций УЗА-10 и УЗА-АТ определяется при заказе.

Устройства УЗА могут работать на постоянном и переменном оперативном токе, а также

вообще без оперативного тока с использованием, при необходимости, схемы дешунтиро-

вания.

Максимальная защита обоих комплектов выполнена в 2х - фазном исполнении.

Оба комплекта имеют независимую характеристику выдержки времени. Уставки защиты

устанавливаются дискретно, грубо по току выбором витков входного трансформатора -

диапазона токов. Точная установка уставок по току, а также по времени, осуществляется

внутри реле: УЗА-10 - кнопками управления, УЗА-АТ - переключением перемычек.

Диапазоны уставок и подробные характеристики устройств УЗА-АТ приведены в пункте

2.3.1, а реле УЗА-10 в пункте 3.4.

УЗА-АТ кроме независимой характеристики (1) имеет две зависимых, см. рис. 2.13 в.

Оба устройства защиты в полной мере соответствуют требованиям, предъявляемым к

защите тупиковых линий 6-10 кВ. Выбор одного или другого устройства определяется

уровнем требований к месту установки защиты. Набор защитных функций примерно оди-

наков в обоих устройствах. Устройство УЗА-АТ примерно в 2 раза дешевле УЗА 10. Зато

УЗА-10 обладает многими незащитными функциями, которые могут быть определяющи-

ми. Это в первую очередь возможность использовать реле в качестве терминала телеме-

ханики – телеуправление, телеизмерение, телесигнализация. Устройство УЗА-10 запоми-

нает величину тока короткого замыкания, что необходимо для анализа работы защиты.

Устройство УЗА-10 оборудовано автоматическим контролем исправности. Это и опреде-

ляет область применения устройств: УЗА 10 целесообразно использовать на простых

подстанциях: ТП, РП не оснащенных устройствами телемеханики, а также в случаях мо-

дернизации защиты подстанций с сохранением существующих устройств управления и

телемеханики присоединений. Устройства УЗА-10 целесообразно применять на ответст-

162

венных объектах. При модернизации подстанций с сохранением существующих устройств

телемеханики или при отсутствии необходимости в ТМ, можно применить более простую

и дешевую модификацию микропроцессорной защиты УЗА-10А.

6.2.2. Выбор характеристик защиты и их уставок

Выбор уставок МТЗ с независимой выдержкой времени:

Ток срабатывания защиты выбирается исходя из следующих условий:

• Отстройка от тока нагрузки.

Iс.з.= kн.*kсз*Iраб.макс./kв. (6.1.)

Где kн. коэффициент надежности - 1.2 для УЗА-10 и других микропроцессорных защит

и 1.3 -для УЗА-АТ.

kсз = коэффициент самозапуска можно принять равным 2.5 для городских сетей общего

назначения и 2 для сельских сетей.

Примечание. Указанный коэффициент нельзя применять для фидера, питающего сосредото-

ченную двигательную нагрузку. Для таких фидеров необходимо стандартными методами оп-

ределить общий пусковой ток и подставить в формулу взамен kсз*Iраб.макс.

Iраб.макс. максимальный рабочий ток линии.

kв. коэффициент возврата защиты: он составляет 0.85 для устройства УЗА-АТ и 0.92

для УЗА-10. Для микропроцессорных защит фирмы ALSTOM он равняется 0.95.

• Согласование защит по чувствительности.

Ток срабатывания предыдущей защиты выбирается таким образом, чтобы она не сраба-

тывала, если не работает последующая:

Iсз.пр.= Кот. (Iнагр. + Iср.посл.) (6.2.)

Iср.пр. – ток срабатывания предыдущей (расположенной ближе к источнику тока и более

удаленной от КЗ защиты)

Кот. - коэффициент отстройки, для микропроцессорных защит может быть принят 1.1 для

УЗА-10 и 1.2 для УЗА-АТ. Для микропроцессорных защит фирмы ALSTOM

Iнагр. - суммарный ток нагрузки неповрежденных элементов проходящий через выби-

раемую предыдущую защиту.

• Выбор времени действия защиты.

Выдержка времени предыдущей защиты должна быть на ступень больше чем выдержка

времени последующей защиты.

t2 =t1+∆t (6.3.)

Величина ступени (∆t) зависит от погрешности реле обеих защит и может быть

принята 0.3 сек. для УЗА-10 и 0.4 сек для УЗА-АТ. Для микропроцессорных защит фир-

мы ALSTOM и выдержек времени меньше 1 сек. она может быть принята 0.2.

При согласовании предыдущей защиты с независимой характеристикой, с последующей

защитой имеющей зависимую характеристику, необходимо по время-токовой характери-

стике последующей защиты определить ее время действия при токе срабатывания пре-

дыдущей защиты. Уставка предыдущей защиты по времени, должна быть на ступень

больше этого времени. Так как все реле в зависимой части имеют большую погрешность,

ступень селективности необходимо увеличить на 0.1-0.2 сек. После этого необходимо

определить ток срабатывания последующей защиты при получившемся времени сраба-

тывания. Ток срабатывания должен быть на 20% меньше.

Ниже приводятся несколько примеров согласования. Следует напомнить, что согласно

ГОСТУ, характеристика предохранителя может иметь отклонение по номинальному току

до 20%. Поэтому построенная ампер-секундная характеристика должна быть сдвинут

вправо. Кроме этого к характеристике должно быть добавлено время гашения дуги, зави-

сящее от тока и равное 0.03-0.1 сек.

163

Рис.6.6. Согласование защи-

ты с предохранителем

Рис.6.7. Согласование за-

щиты с реле РТВ

Рис. 6.8. Согласование

защиты с реле ИТ-80

Согласование производится в одной точке, равной току и времени срабатывания преды-

дущей защиты. Таким образом и произведено согласование с широкораспространенны-

ми в настоящее время устройствами защиты.

Некоторые выводы из примеров.

Для уменьшения выдержки времени предыдущей защиты необходимо увеличивать ток

срабатывания защиты. Для повышения чувствительности защиты приходится увеличи-

вать выдержку времени.

Для согласования защиты с предохранителем при уставке по времени 0.5 сек, необходи-

мо чтобы ток срабатывания защит превышал ток плавкой вставки в 20 раз, если ток сра-

батывания защиты превышает ток плавкой вставки в 10 раз, минимальная выдержка

времени предыдущей защиты должна равняться 1.5 сек.

Согласование защиты с независимой выдержкой времени с защитой на реле РТВ или

ИТ-85 обеспечивается при трехкратном токе срабатывания, и уставке по времени, пре-

вышающей уставку РТВ на 0.7-0.8 сек.

При соблюдении таких условий можно не производить расчетного согласования уставок.

Такие условия можно обеспечить в городских кабельных сетях, где достаточно высок ток

короткого замыкания. В сельских сетях с длинными воздушными линиями эти условия не

всегда удается выполнить, поэтому приходится перейти к использованию защит с зави-

симой характеристикой.

Выбор уставок защит с зависимой выдержкой времени

Устройство УЗА-АТ имеет 2 зависимые характеристики, которые соответствуют форму-

лам:

б) зависимая нормальная

0,14

t = -----------------

ty,

(I / Iy)

0,02

- 1

в) зависимая крутая

13,5

t = --------------

ty,

(I / Iy) - 1

Согласование защит проще производить графически.

Выбор тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока нагрузки не отличается

от выбора уставок защиты с независимой характеристикой. Однако выбор уставки по ус-

ловию согласования значительно усложнен. Защиты должны быть согласованы во всех

точках характеристики, поэтому согласование удобнее производить графически. Для это-

го по указанным формулам рассчитываются несколько точек, которые наносятся на гра-

фик и через них проводится кривая, на тот же график наносится характеристика после-

дующей защиты.

Согласовании зависимой последующей защиты с защитой с независимой характеристи-

кой производится отдельно по току и по времени, По времени характеристика согласовы-

вается при максимальной величине тока КЗ в месте установки последующей защиты, в

164

ней время срабатывания защиты с зависимой характеристикой должно быть на ступень

больше, чем уставка по времени последующей защиты. По току согласование произво-

дится на уставках срабатывания защиты. Как уже говорилось отношение уставки сраба-

тывания предыдущей защиты к уставке последующей должно быть равно 1.2.

На рис. 6.9 показано согласование с предохранителями (Из рисунка видно что наиболее

ис.6.9. Подбор характеристики для согласования защиты УЗА-АТ с предохранителем

а рис. 6.10 показано согласование зависимой предыдущей защиты на реле УЗА-АТ с

подходящей характеристикой, является зависимая крутая с уставками 120А 0.5 сек. Не-

зависимая характеристика, выбранная ранее имеет уставку 300А, а зависимая нормаль-

ная 300А, 0.5 сек. Расчетная характеристика предохранителя сдвинута вправо на 20%,

для учета ее возможного отклонения от типовой.

100

200

300

400

500

Х-ка-2; 100А 1.0сек.

Х-ка 3 -120А, 0.5сек.

ПК-30

ПК –30 .

характеристикой последующей защиты выполненной на реле серии ИТ 80.

165

Рис. 6.10. Подбор характеристики для согласования с защитой на реле ИТ-80.

200

400 600

800

1000

ИТ-80 100А 0.5сек.

отсечка 6крат-600А 0.15сек.

Х-ка 2 I=150A, t=0.8

Dt=065

Dt=0.5

Х-ка 3 I=120A, t=0.8

Защита ИТ-80 имеет максимальную защиту с зависимой характеристикой (уставка 100А,

0.5 сек. и токовую отсечку с уставкой 600 а. Из рисунка видно, что наиболее подходящей

характеристикой будет обратная нормальная с уставкой 150А , 0.8сек. Крутая характери-

стика имеет значительно большую выдержку времени в зоне малых токов, а независимая

имела большую уставку по току - 300А. Расчетной точкой на характеристике бала точка

при токе срабатывания отсечки.

Проверка дешунтирования

В качестве автономной защиты без использования дополнительного источника оператив-

ного тока в распредсетях широко используются схемы с дешунтированием. Они выпол-

няются на электромеханических реле с мощными контактами, позволяющими дешунтиро-

вать большие токи, протекающие при коротких замыканиях. схема защиты с дешунтиро-

ванием показана на рис. 6.11.

Рис. 6.11. Схема дешунтирования на электромеханическом реле.

Р — реле со специальными усиленными контактами (на

пример, реле РТ-85 или PT-9S); ТТ — трансформатор тока.

В нагрузочном режиме и при КЗ до срабатывания защиты ток протекает через нормально

закрытый контакт реле защиты шунтирующий электромагнит отключения. При срабаты-

вании защиты электромагнитное реле переключается, электромагнит раскорачивается, и

в него поступает ток от трансформатора тока. Если тока достаточно для отключения,

электромагнит срабатывает и выключатель отключается.

Электромагнит отключения - это токовое реле прямого действия (РТМ) встроенное в пру-

жинный привод типа, например, ПП-61, ПП-67. Минимальный ток срабатывания токового

реле равен 5А. Существуют специальные электромагниты отключения переменного тока

с током срабатывания 3А. Это ТЭО в приводе ПП-67 или ЭОтт в приводе выключателя

ВМПП-10.

Некоторые модификации реле УЗА-10 и УЗА-АТ оснащены схемой дешунтирования.

Взамен электромеханического реле для дешунтирования применен семистор ТС-

166

132-50-10, позволяющий дешунтировать токи до150А. Нормально семистор открыт и ток

течет через него минуя электромагнит отключения, при срабатывании защиты семистор

закрывается и электромагнит отключения срабатывает.

При выборе уставок защиты, выполненной со схемой дешунтирования, появляется еще

одно дополнительное требование к обеспечению срабатывания защиты: обеспечение

дешунтирования.

Для надежного действия ЭО после дешунтирования (при переключении контактов реле Р

на рис. 6.11) необходимо, чтобы I

ср

максимальной защиты был больше, чем ток сраба-

тывания ЭО. При этом дополнительно учитывают увеличенную токовую погрешность

трансформатора тока после дешунтирования ЭО, которая может возникнуть в связи с

резким увеличением сопротивления его вторичной нагрузки за счет сопротивления ЭО

(Zэо =2—3 Ом, а при некоторых схемах соединения трансформаторов тока сопротивле-

ние увеличивается увеличивается в 2 - 3 раза, см. главу 4). При этом растет погрешность

трансформатора тока. Условием обеспечения дешунтирования является требование,

чтобы после срабатывания защиты ток через электромагнит был достаточный для от-

ключения выключателя.

Таким образом, условие согласования:

Iср ≥

(kнI

СЭО

+ I

нам

), (6.4)

где kн коэффициент надежности равный 1.2 – 1.4.

СЭО

ток срабатывания электромагнита отключения.

нам

- ток намагничивания трансформатора тока после дешунтирования. Ток намаг-

ничивания определяется при токе равном kнI

СЭО

Первичный ток срабатывания защиты будет равен:

Iсз =

(kнI

СЭО

+ I

нам

тт

(6.5)

Если полная погрешность трансформаторов тока и в

режиме после дешунтирования не превышает 10%, то в

выражениях (6.4), (6.5) принимается I

нам

= 0,1

kнI

СЭО

Тогда

при использовании cтандартных электромагнитов отклю-

чения, у которых I

СЭО

= 5А, ток срабатывания основных

реле защиты должен быть Iср = 6,6 А. При использова-

нии специальных электромагнитов отключения с током

срабатывания I

СЭО

= 3 А - Iср = 4,5 А. Эти условия обычно

выполняются при установке выносных трансформаторов тока, у которых при кратности

тока 1.2-1.4 допустимая вторичная нагрузка превышает 4 Ом. При использовании встро-

енных трансформаторов тока (особенно типа ТВТ 35 и 110 кВ на

маломощных трансформаторах) оказывается, что это условие не соблюдается. Поэтому

в таких схемах часто приходится включать 2 ТТ последовательно или загрублять защиту.

Если при этом не обеспечивается достаточная чувствительность защиты,

то схема с дешунтированием ЭО не применяется. В качестве источников оперативного

тока в таких случаях используются предварительно заряженные конденсаторы (главным

образом, в схемах защиты трансформаторов 35, 110 и 220 кВ).

Кроме проверки выполнения условий (6-4) и (6-5) для этих схем (рис. 6.11), необхо-

димо убедиться, что максимальный вторичный ток при КЗ в месте установки защиты

2КЗмакс

) не превышает допустимого значения тока, дешунтируемого контактами реле

РТ-85, РП-341, УЗА-10, УЗА-АТ, равного 150А.

(6.6)

Выражение (6.6) не учитывает погрешности трансформатора тока.

6.2.3. Использование токовой отсечки

167

Токовая отсечка без выдержки времени отстраивается по току от коротких замыканий на

смежных присоединениях: линиях, трансформаторах. Чувствительность отсечек проверя-

ется по току короткого замыкания в месте установки защиты. Требуемый коэффициент

чувствительности: 1.2.

На рисунке 6.12. изображена схема, для которой выбираются уставки отсечки. Ниже по-

казан график изменения тока короткого замыкания вдоль линии.

Рис 6.12. Схема сети для выбора токовой отсечки, график изменения тока.

Для защиты З1 уставка должна отстраиваться от ТКЗ в точке К3.

Iсротс.З1 = Кн Iкз.к3

Коэффициент надежности может быть принят 1.2 для реле УЗА-10 и 1.3 для реле УЗА АТ.

Для защиты З2 точки, от токов в которых должна отстраиваться отсечка, две: место под-

ключения отпаечного трансформатора К1, и шины смежной подстанции К2.

Точка К1 расположена ближе и ток КЗ в ней больше. Поэтому она может быть расчетной

точкой для выбора уставок отсечки.

Iсротс.З2 = Кн Iкз.к1

Однако в ряде случаев такой ток отсечки недопустимо загрубляет отсечку, и приходится

отстраиваться от КЗ в точке К2.

Iср.отс.З2 = Кн Iкз.к2

При этом отсечка срабатывает при КЗ на выводах трансформатора, т.е. работает несе-

лективно.

Поскольку КЗ в трансформаторах бывает реже, чем на линиях, такую неселективность

можно допустить. Эта неселективность может быть исправлена действием АПВ, при ус-

ловии, что предохранитель успевает перегореть за время отключения выключателя дей-

ствием отсечки. При токе КЗ равном пятнадцатикратному номинальному току плавкой

вставки ПК, время ее перегорания менее 0.1сек и это условие обеспечивается. Не менее

такой величины должна быть выбрана уставка отсечки.

Iср.отс.З2 = 15 Iном.пк.

Еще одним условием выбора токовой отсечки, является отстройка от суммарного броска

тока намагничивания трансформаторов, подключенных к линии, при включении линии

под напряжение при выдержке времени отсечки порядка 0.05 сек. ток срабатывания от-

сечки должен быть равен пяти суммарным номинальным токам трансформаторов.

Iсротс.З2 = 5 Iном.сумм.

Как правило, при выборе отсечки такое соотношение получается.

Отсечка, выбранная таким образом, полностью линию не защищает и получается такая

характеристика: см. рис 6.13

Начало линии с большим ТКЗ защищается токовой отсечкой, а конец с током КЗ, мень-

шим уставки отсечки,- максимальной защитой.

168

Рис. 6.13. Характеристики выдержки времени токовых защит с использованием макси-

мальной защиты с зависимой характеристикой и токовой отсечкой.

При выполнении уставки отсечки на реле, следует принимать во внимание особенности

ее выполнения на разных реле. Если на аппаратуре УЗА-10 уставка задается непосред-

ственно в единицах тока и времени, то на реле УЗА-АТ уставка задается в виде кратности

к току срабатывания максимальной защите.

Кр = Iср отс /Iср. МТЗ

6.2.4. Защиты от замыканий на землю

При выборе уставок ненаправленной защиты от замыканий на землю, где отсутствует

компенсация, необходимо определить расчетом суммарный ток замыкания на землю и

токи замыкания на землю конкретного фидера.

Icр = Кн Iзз, (6.7.)

где Iзз - емкостной ток замыкания на землю конкретного фидера.

Кн - коэффициент надежности принимается равным 1.5, для защиты имеющей выдержку

времени порядка 0.3 сек и более. Если требуется нулевая выдержка времени, то Кн дол-

жен быть увеличен до 3-4, для отстройки от броска емкостного тока в переходном режиме

замыкания на землю. Поскольку в большинстве случаев защита действует на сигнал, це-

лесообразно ввести выдержку времени, чтобы не понижать чувствительность защиты;

Проверяется чувствительность защиты по общему току замыкания на землю сети, за вы-

четом тока замыкания на землю данного фидера.

Кч= 3Io сети / I cр. Кч > = 2. (6.8)

Защиты по току нулевой последовательности, подключаемые к трансформаторам тока

нулевой последовательности отечественного производства, нельзя настраивать, непо-

средственно выставляя уставку в реле. Коэффициент трансформации этих трансформа-

торов резко меняется в зависимости от нагрузки из-за их малой мощности см. п.6.1. На

уставку влияет даже сопротивление соединительных проводов. Поэтому настройка ве-

дется по первичному току, подаваемому через провод, пропущенный через зазор ТНП.

Для начала можно принять коэффициент трансформации ТНП равным 25.

Направленные защиты от замыканий на землю не отстраиваются от тока замыкания на

землю конкретного фидера, поэтому могут быть выполнены более чувствительными. Ус-

тавки определяются необходимостью обеспечить нужную чувствительность при замыка-

нии на землю. Для окончания следует отметить, что решение ПТЭ о возможности для ли-

нии работать с замыканием на землю, сейчас подвергнуто сомнению. Провод, лежащий

на земле или на сооружениях, очень опасен для окружающих в густонаселенной местно-

сти. Однако защиту от замыканий на землю на указанных принципах трудно выполнить

селективной.

169

Для обеспечения селективности за рубежом применяется и начинает применяться и у нас

режим заземления нейтрали через резистор. У нас применяется резистор 100 Ом. Актив-

ный ток замыкания на землю с таким резистором равен 60А в сети 10 кВ и 36А в сети

6 кВ. Такого тока вполне достаточно для обеспечения четкой и селективной работы токо-

вой защиты нулевой последовательности, в том числе и при ее включении в нулевой

провод фазных трансформаторов тока. В таких условиях защита от замыкания на землю

должна работать на отключение.

6.2.5. Устройство АПВ

Обязательно применяется на воздушных и смешанных линиях, иногда применяется на

кабельных линиях.

Уставки АПВ на тупиковых линиях не требуют специальных расчетов. Необходимость

задания выдержки времени АПВ диктуются следующими соображениями:

после отключения линии должно восстановиться место повреждения - произойти деиони-

зация внешней среды, заплыть место пробоя кабеля, упасть наброс, попавший на линию

электропередачи;

выключатель должен восстановить отключающую способность, например гасительная

камера должна заполниться маслом.

Все эти процессы наверняка закончатся через 2 сек. Эта уставка АПВ и предлагается к

выполнению на указанных устройствах.

t АПВ = 2.0 сек. (6.9.)

В ряде случаев такой длительный перерыв питания не допускается потребителем из-за

возможности нарушения технологического процесса. В этом случае выдержка времени

АПВ может быть уменьшена до требуемой величины, если это позволяет примененный

выключатель.

Кроме уставки АПВ по времени, для устройства УЗА-10 необходимо указать время го-

товности выключателя. Время готовности позволяет исключить АПВ при повторяющихся

КЗ, поскольку, если выключатель вновь отключится через время, меньшее времени го-

товности, АПВ оно не произойдет. Практически выбор времени готовности определяется

волевым решением предприятия. При отсутствии такого решения можно установить вре-

мя равным 30сек. Время готовности для устройства УЗА-АТ не регулируется и состав-

ляет 30 сек.

6.2.6. Ускорение максимальной защиты при включении выключателя

В устройствах УЗА-10 предусматривается ускорение максимальной защиты. Уско-

рение имеет одну выдержку времени 0.5 сек. и вводится на время 1 сек. Согласно ПУЭ

защита ускоряется, если выдержка времени максимальной защиты превышает 1 сек. Ка-

ких либо дополнительных расчетов для обоснования возможности ввода ускорения не

требуется. Выдержка 0.5 сек. обеспечивает отстройку ускоряемой ступени от всех пере-

ходных процессов.

Для ВЛ-35кВ даже кабельных, отсутствуют трансформаторы тока нулевой последова-

тельности. Поэтому защиты от замыканий на землю, которые применяются на кабельных

линиях 6-10 кВ использовать нельзя. Замыкание на землю определяется после срабаты-

вания сигнализации «земли» по напряжению, путем поочередного отключения линий.

6.3. ОСОБЕННОСТИ ВЫБОРА ЗАЩИТ И ИХ УСТАВОК НА ТУПИКОВЫХ ВЛ 35 Кв

6.3.1. Выбор аппаратуры.

Как правило, на линиях 35 кВ применяются защиты с независимой выдержкой времени.

Нагрузкой линии является трансформатор, защищенный дифзащитой или токовой отсеч-

кой и максимальной защитой с независимой выдержкой времени. Защиты трансформато-

ра действуют на отключение выключателя или на включение короткозамыкателя. Имеют-

ся предохранители ПСН-35 для защиты трансформаторов напряжением 35кВ. Примене-

ние защит с независимой выдержкой времени, упрощает расчеты, не требует построе-

ния графиков.

170