Шифры заводов-изготовителей кабелей и опознавательные цвета ниток

Завод- изготовитель	Город	Условное буквенное обозначение завода	Шифр	Цвета отличительных ниток
Электрокабель	Кольчугнно	ЭКЗ	К01	Красный, желтый
Кирскабель	Кире	КИКЗ	КОЗ	Красный, коричневый
Сарансккабель	Саранск	САКЗ	К04	Желтый, зеленый
Камкабель	Пермь	КМКЗ	К09	Красный, зеленый, коричневый
Севкабель	Ст-Петербург	СКЗ	К10	Желтый
Москабельмет	Москва	МКЗ	К11	Зеленый
Подольсккабель	Подольск	ПКЗ	К13	Красный, черный
Самаракабель	Самара	ККЗ	К16	Черный
Уралкабель	Екатеринбург	УРКЗ	К19	Коричневый
Амуркабель	Хабаровск	AMK3	К20	Коричневый, зеленый
Иркутсккабель	Шелехово	ШКЗ	К22	Красный
Укркабель	Киев	УКЗ	К24	Красный, синий
Азовкабель	Бердянск	АКЗ	К27	Черный, желтый
Южкабель	Харьков	ЮКЗ	К28	Синий, зеленый
Ташкенткабель	Ташкент	ГКЗ	КЗЗ	Синий
Молдавкабель	Бендеры	МЛКЗ	КЗ 9	Синий, черный, зеленый
Таджиккабель	Душанбе	TAK3	К41	Белый, синий, зеленый
Кавказкабель	Прохладное	КВКЗ	К67	Белый, синий, черный

65. Опознавательные знаки силовых кабелей. Строительные длины кабелей. Сроки гарантии и службы кабелей.

66. Нормативы электрических и тепловых характеристик кабелей.

67. Токовые нагрузки на кабели. Кабельные барабаны. Внешние диаметры и масса кабелей.

68. Прокладка кабелей. Хранение и перемещение барабанов с кабелем.

Размотка кабеля с барабана. Радиусы изгиба кабелей.

69. Допустимые усилия тяжения кабелей. Допустимые разности уровней кабелей.

70. Допустимые температуры при прокладке кабелей и способы их прогрева. Прокладка кабелей в траншеях.

71. Прокладка кабелей в трубах. Прокладка кабелей в каналах. Прокладка кабелей в блоках.

72. Прокладка кабелей в туннелях и коллекторах. Прокладка кабелей на лотках. Прокладка кабелей на эстакадах и в галереях.

73. Прокладка кабелей на тросах. Бестраншейная прокладка кабеля в земле. Заземление кабелей и кабельных конструкций.

74. Маркировка кабельных линий. Объем и нормы испытаний кабельных линий.

75. Технология монтажа распределительных устройств напряжением выше 1 кВ.

76. Оборудование комплектных распределительных устройств внутренней установки. СМОТРИ 75

77. Комплектные распределительные устройства наружной установки. СМОТРИ 75.

78. Технология монтажа комплектных распределительных устройств внутренней установки.

79. Технология монтажа комплектных распределительных устройств наружной установки (КРУН).

80. Технология монтажа вторичных цепей.

81. Комплектные трансформаторные подстанции внутренней установки.

82. Комплектные трансформаторные подстанции наружной установки.

83. Технология монтажа комплектных трансформаторных подстанций.

84. Технология монтажа оборудования открытых распределительных устройств и подстанций на напряжение до 110 кВ.

85. Оборудование открытых распределительных устройств и подстанций. СМОТРИ 84.

86. Технология монтажа оборудования открытых распределительных устройств и подстанций.

87. Объем и нормы испытаний.

88. Технология испытания выключателей переменного тока высокого напряжения и приводов к ним.

89. Объем и нормы испытаний. СМОТРИ 87.

90. Технология испытания подстанционного и высоковольтного оборудования.

91. Методы испытания трансформаторов.

92. Проверка и настройка защиты прямого действия линий напряжением 6-10 кВ.

Принцип действия и область применения. Макси­мальная токовая защита срабатывает при увеличении тока защищаемого элемента сверх установленного тока срабатывания (уставки). Причиной увеличе­ния тока трансформатора может быть и поврежде­ние самого трансформатора, и КЗ на шинах или на отходящих элементах НН, а также самозапуск пи­таемых электродвигателей после кратковременного перерыва питания или подключения к работающему трансформатору дополнительной нагрузки при сраба­тывании устройства АВР. Для предотвращения излиш­них срабатываний при токах перегрузки, вызванных самозапуском электродвигателей или подключением дополнительной нагрузки, максимальная токовая защита должна иметь ток срабатывания (уставку), больший, чем максимально возможный ток пере­грузки. А для предотвращения излишних (неселектив­ных) срабатываний при КЗ на отходящих элементах НН максимальная токовая защита трансформатора должна иметь орган выдержки времени, замедляю­щий ее действие на время, необходимое для сраба­тывания защиты поврежденного отходящего эле­мента. Функциональная схема максимальной токовой защиты приведена на рис. 19.

Измерительная часть максимальной токовой за­щиты трансформаторов 10 кВ состоит из двух или из трех максимальных реле тока Т (три реле устанав­ливаются для защиты трансформаторов со схемой со­единения обмоток ∆/Y или Y/∆). Реле тока включе­ны на токи фаз А и С и на ток фазы В, проходящий в обратном проводе схемы соединения трансформато­ров тока ТТ в неполную звезду (рис. 19). Выходное действие реле тока осуществляется по схеме «ИЛИ»„ т. е. защита может действовать при срабатыва­нии одного, двух или трех реле. В логической части должен быть орган выдержки времени В, позволяющий установить время срабатывания защиты в пределах от 0,1 до 1,3 с. Предусматриваются так­же сигнальный орган СО и исполнительный орган НО, распространяющий действие защиты на отклю­чение трансформатора с двух сторон, т. е. действую­щий на отключение выключателя В на стороне 10 кВ и автомата АВ на стороне 0,4 кВ. На трансформато­рах 10/6 кВ действие защиты распространяется на отключение двух выключателей.

Максимальная токовая защита обязательно уста­навливается на всех трансформаторах, и в том числе на всех трансформаторах 10 кВ, независимо от уста­новки других защит (газовой, дифференциальной или отсечки). Это объясняется тем, что максимальная токовая защита защищает не только трансформатор, но и шины НН, а также может резервировать за­щиты и выключатели на отходящих элементах НН, т. е. осуществлять дальнее резервирование.

При проектировании и обслуживании устройств релейной защиты трансформаторов 10 кВ осуществ­ление полноценного дальнего резервирования встре­чает большие трудности. В сетях 0,4 кВ это связано дополнительно с тем, что не всегда учитывается боль­шая вероятность КЗ через переходное сопротивление до 15 мОм и существенное снижение при этом значе­ний токов КЗ. Использование трансформаторов со схемой соединения обмоток Y/Y также снижает зна­чения токов КЗ (при однофазных КЗ на землю по сравнению с трансформаторами со схемой ∆/Y).

Рис. 19. Функциональная схема максимальной токовой защиты трансформатора 10/0,4 кВ

Иногда длина и сечение отходящих линий 0,4 кВ вы­бираются без учета возможностей дальнего резерви­рования при удаленных КЗ. Полноценное дальнее резервирование можно обеспечить только комплексом мероприятий, в который входит выбор наиболее чув­ствительной схемы максимальной токовой защиты, правильный расчет ее тока срабатывания с учетом реально возможных перегрузок, но без увеличения тока срабатывания защиты, установка дополнитель­ных защит специально для целей дальнего резерви­рования при наиболее частых видах КЗ. В этот же комплекс мероприятий должно входить рациональ­ное размещение защитных аппаратов в сети 0,4 кВ, увеличение сечений и уменьшение длины линий 0,4 кВ с целью увеличения токов КЗ до такого уровня, при котором сможет сработать резервирующая защита трансформатора 10/0,4 кВ.

Схемы выполнения максимальной токовой защиты трансформаторов 10 кВ. Схемы включения токовых реле максимальных токовых защит выбираются та­ким образом, чтобы обеспечить наибольшую чувстви­тельность защиты при всех видах КЗ на стороне НН трансформатора. Для трансформаторов 10 кВ типо­вой схемой является двухфазная трех релейная схема (реле 1-3на рис. 20), предназначенная для защиты трансформаторов со схемами соединения обмоток ∆/Y 10/0,4 кВ и Y/∆ 10/6 кВ. Из рис. 2, д и г видно, что при двухфазном КЗ за трансформатором A/Y, т. е. на стороне НН, на питающей стороне ВН в од­ной из фаз проходит ток КЗ, в два раза больший, чем в других фазах. По значению этот больший ток равен току трехфазного КЗ. Установка трех реле га­рантирует одинаковую чувствительность защиты при всех видах междуфазных КЗ. Исключение одного из реле, например реле 3, понизило бы чувствительность защиты к двухфазным КЗ в 2 раза, что, конечно, не­целесообразно и недопустимо.

На трансформаторах Y/Y можно было бы приме­нять двух релейную схему (только реле 1 и 2 на рис. 20), так как третье реле не повышает чувствительности защиты к двухфазным КЗ (см. рис. 2, а и б). Но для повышения в 2 раза чувствительности защиты к однофазным КЗ на землю на стороне 0,4 кВ (рис. 4,6) целесообразно использовать трех релейную схему, хотя из-за низкого уровня токов при однофазных КЗ за трансформатором Y/Y добавле­ние третьего реле часто все равно не обеспечивает необходимую чувствительность максимальной токо­вой защиты к однофазным КЗ на землю на стороне 0,4 кВ. Не следует забывать про установку третьего реле в схеме максимальной токовой защиты при за­мене трансформатора со схемой соединения Y/Yна новый трансформатор — ∆/Y.

В схемах защиты с дешунтированием ЭО (рис. 16) также должны быть установлены три токовых реле с дешунтирующими усиленными контактами, но элек­тромагнитов отключения в приводе выключателя мо­жет оказаться только два. Это необходимо учиты­вать при расчете чувствительности защиты в целом (см. далее).

Рис. 20. Схемы включения трех токовых реле максимальной

токовой защиты трансформаторов 10 кВ со схемами соединения

обмоток ∆/Y (а) и Y/∆ (б)

Типы максимальных реле тока. Максимальные защиты трансформаторов 10 кВ в настоящее время выполняются в основном на электромеханических реле (типов РТВ, РТ-80, РТ-40), т. е. на реле с по­движными элементами и контактным выходом. На­ряду с ними уже находят применение современные электронные защиты, выпускаемые Чебоксарским электроаппаратным за­водом (типа ЯРЭ-2201), ПО «Энергоавтоматика» (ТЗВР), а также некоторыми энергосистемами (например, в Ленэнерго выпускает­ся электронная защита с зависимой характеристикой типа УМТЗ с дешунтированием ЭО с помощью си­ловых тиристоров).

Рис. 21. Ограниченно зависимые характеристики раз­ных типов максимальных реле тока 1- реле РТ-90; 2 – реле PTB1—PTB3; 3 - реле PTB4-PTB6; 4 -реле РТ-80

Максимальные токовые защиты на трансформа­торах 10 кВ могут выполняться с обратнозависимой от тока выдержкой времени (сокращенно — с зави­симой характеристикой) либо с независимой от тока выдержкой времени (с независимой характеристи­кой).

Реле тока с зависимой характеристикой (рис. 21) автоматически уменьшает время срабатывания при увеличении тока через реле. Но, начиная с какой-то определенной кратности тока по отношению к току срабатывания реле I2k/Iс.р., реле действует с одной и той же установленной выдержкой времени. Такая характеристика называется ограниченно зависимой.

Максимальная токовая защита с ограниченно за­висимой характеристикой может выполняться с по­мощью одного из двух типов электромеханических реле: электромагнитного реле прямого действия типа РТВ или индукционного реле косвенного действия типа РТ-80.

Реле прямого действия РТВ выполняет одновре­менно функции токового измерительного органа (реле тока) и органа выдержки времени (реле времени). Замедление действия реле РТВ достигается с помо­щью часового механизма. Реле РТВ встраивается в пружинный привод выключателя 10 кВ. Реле РТВ имеют 6 исполнений — от I до VI, отличающихся друг от друга значениями токов срабатывания (уставок). Реле PTBI—PTBIII имеют характеристику (кривая 2 на рис. 21), у которой независимая (установившаяся) часть наступает при токе, равном примерно 1,6Iс.р. Реле PTBIV — PTBVI имеют более пологую ха­рактеристику (кривая 3 на рис. 21), у которой независимая часть наступает при токе, равном при­мерно 3Iс. р.

Индукционное реле РТ-80 (прежнее наименование ИТ-80) применяется в релейной защите уже более 50 лет, причем конструкция его практически не ме­нялась [11]. Столь длительное и широкое применение этого типа реле объясняется многими его достоин­ствами:

реле имеет характеристику (кривая 4 на рис. 21), хорошо согласующуюся с времятоковыми характери­стиками плавких предохранителей, установленных на отходящих элементах, причем эта характеристика создается без часового механизма или отдельного реле времени, как это осуществляется в других реле и защитах;

реле имеет достаточно мощные контакты, способ­ные действовать непосредственно на электромагнит отключения выключателя в схемах на оперативном постоянном токе и дешунтировать электромагнит от­ключения в схемах на переменном оперативном токе, в последнем случае применяются реле РТ-85 или РТ-95 (см. далее);

в дополнение к индукционному элементу в реле РТ-80 имеется электромагнитный элемент — отсечка, с помощью которой можно обеспечить мгновенное действие реле при вторичном токе КЗ, в 2—8 раз пре­вышающем ток срабатывания индукционного эле­мента Iс.р (на рис. 21 характеристика отсечки пока­зана штриховой линией, начиная с тока 4I_с. _р);

реле имеет встроенный сигнальный элемент.

Таким образом, в одном реле РТ-80 объединены измерительный орган двухступенчатой максимальной токовой защиты, логическая часть, сигнальный и ис­полнительный органы, что делает защиту с реле РТ-80 простой и дешевой. Однако по сравнению с современ­ными статическими (электронными) реле у РТ-80 имеются существенные недостатки: наличие подвиж­ных частей, в том числе практически непрерывно вра­щающегося диска, низкий коэффициент возврата, большие габариты и масса, возможность ложного срабатывания при воздействии ударных нагрузок (например, при включении выключателя, установленного в той же ячейке КРУ, где размещается реле РТ-80, или в соседней ячейке).

Электромагнитное реле косвенного действия типа РТ-40 выпускается с начала 1960-х годов. Его пред­шественником является электромагнитное реле типа ЭТ-520. В 1969 г. реле РТ-40 было модернизировано путем уменьшения сечения магнитопровода и увели­чения совместного хода контактов для снижения ви­брации и повышения надежности замыкания контак­тов при больших кратностях тока КЗ по отношению к номинальному току трансформаторов тока. Описа­ние реле РТ-40 и его технические характеристики при­ведены в работах [3, 11]. Для реле РТ-40 характерны все недостатки, присущие электромеханическим реле: сравнительно низкий коэффициент возврата (0,8, в то время как у электронных максимальных реле он составляет 0,95), наличие подвижных частей, возмож­ность вибрации контактов и отказ функционирования при токовой погрешности трансформаторов тока более 50 % и др.

С помощью реле РТ-40 выполняется максимальная токовая защита трансформаторов с использованием реле времени постоянного тока (на оперативном по­стоянном или выпрямленном токе) или реле времени переменного тока и специальных промежуточных реле для дешунтирования ОЭ выключателей 10 кВ (см. далее).

Выполнение выдержки времени. Орган выдержки времени необходим в тех случаях, когда в максималь­ной токовой защите используются максимальные реле тока мгновенного типа (типа РТ-40 или аналогичные электронные реле типа РСТ или им подобные). Для максимальных токовых защит с реле РТВ (со встроен­ной выдержкой времени) и с реле РТ-80 (время сра­батывания которых определяется значением тока КЗ) отдельные органы выдержки времени не нужны.

При выполнении максимальной токовой защиты на постоянном или выпрямленном оперативном токе используются электромагнитные реле времени с ча­совым механизмом серий ЭВ-100 и РВ-100, а в по­следнее время — электронные реле типа РВ-01 и дру­гих типов, которые создают выдержку времени после подачи команды от измерительных органов — реле тока РТ_А, РТ_В или РТ_С, или всех вместе (рис. 22, о).

При выполнении защиты на переменном оперативном токе используются два вида реле времени и со­ответственно две различные схемы логической части максимальной токовой защиты (рис. 22,6 и в).

Рис. 22. Схемы выполнения выдержки времени максимальной токовой защиты с помощью реле времени постоянного тока се­рии РВ-100 или РВ-01 (а), реле времени переменного напряжения РВ-200 или РВ-03 (б), токового реле времени типа РВМ-12 (s)

На рис. 22,6 показана схема защиты с реле вре­мени, которое создает выдержку времени после сня­тия оперативного тока (напряжения), как иногда го­ворят,— на возврате. У электромеханических реле времени типов ЭВ и РВ-215, РВ-225, РВ-235 дейст­вительно при снятии напряжения с катушки происхо­дит возврат (отпадание) подтянутого якоря и запуск часового механизма, создающего выдержку времени на замыкание контакта реле РВ в цепи команды на отключение выключателя. Электронное реле типа РВ-03 начинает отсчет времени также после снятия переменного оперативного тока, которое осуществля­ется размыкающими контактами максимальных реле тока РТ. Их последовательное включение обеспечи­вает логическую операцию «ИЛИ». Замыкающийся с заданной выдержкой времени контакт реле РВ дей­ствует на отключение выключателя, используя в ка­честве оперативного тока либо трансформаторы тока (схема с дешунтированием 50), либо трансформато­ры напряжения или собственных нужд других секций, либо энергию предварительно заряженных конденса­торов.

Схема на рис. 22,6 имеет существенный недоста­ток: при исчезновении напряжения на шинках управ­ления ШУ реле времени замыкает свои контакты и максимальная токовая защита превращается в несе­лективную отсечку, которая сработает при внешнем КЗ раньше, чем собственная защита поврежденного элемента. Возможно мгновенное излишнее срабаты­вание этой защиты и при включении защищаемого трансформатора под напряжение из-за броска тока намагничивания.

Более широкое применение получила схема макси­мальной токовой защиты с независимой характери­стикой на переменном оперативном токе с токовыми реле времени типа РВМ-12 и РВМ-13.

Реле времени РВМ выполнены с синхронным одно­фазным микродвигателем М (рис. 22, в), который включается через промежуточные насыщающие транс­форматоры тока ПНТ на вторичные токи трансформа­торов тока ТТ любых двух фаз защищаемого элемен­та. Первичные обмотки ПНТ^ включены последова­тельно с измерительными токовыми реле защиты РТ_А и РТс соответственно, а также с промежуточными реле РП и дешунтируемыми электромагнитами от­ключения 50. Принцип работы схемы с дешунтирова­нием 50 показан на рис. 16.

При повреждении в трансформаторе или при внеш­нем КЗ срабатывают измерительные токовые реле РТ и замыкают свои контакты в цепи пуска микродвига­теля М. Схема выполнена таким образом, что при любом виде КЗ микродвигатель подключается только к одной из вторичных обмоток ПНТ₂ (для этого по­следовательно с замыкающим контактом РТ_С вклю­чен размыкающий контакт РТл). Поскольку в это время по первичной обмотке ПНT1 идет ток КЗ, он трансформируется во вторичную обмотку ПНТ₂ и приводит во вращение микродвигатель М. С помощью редуктора частота вращения двигателя снижается до такого значения, чтобы выходной рычаг механизма с подвижными контактами двигался в течение 4с — для реле РВМ-12 и 10 с —для РВМ-13. В пределах этих значений устанавливается выбранная выдержка времени для импульсного и замыкающего контактов реле. Таким образом, реле РВМ начинает отсчитывать время только после возникновения КЗ и срабатыва­ния токовых реле защиты.

Замыкание контакта РВМ вызывает срабатыва­ние промежуточных реле типа РП-341, дешунтирующих ЭО выключателя.

Расчет параметров срабатывания (уставок) мак­симальной токовой защиты трансформатора. Задачей расчета является выбор значений тока срабатывания защиты (первичного), тока срабатывания реле по вы­ражению, аналогичному (22), времени срабатывания защиты с независимой характеристикой или характе­ристики срабатывания токовых реле для защиты с зависимой характеристикой (рис. 21). Кроме того, производится расчетная проверка трансформаторов тока.

Выбор тока срабатывания. Уставкипо току макси­мальной токовой защиты должны обеспечивать:

несрабатывание защиты на отключение при послеаварийных перегрузках;

согласование действия по току и по времени с за­щитами питающих («последующих») и отходящих («предыдущих») элементов;

необходимую чувствительность при всех видах КЗ в основной зоне и в зоне резервирования.

Кроме того, для схем с дешунтированием ЭО (рис. 16) необходимо обеспечить надежное действие ЭО после дешунтирования.

Для отстройки (обеспечения несрабатывания) за­щиты при послеаварийных перегрузках необходимо выбрать ее ток срабатывания большим, чем возмож­ный ток самозапуска электродвигателей, питаемых от трансформатора, а также большим, чем возможный ток перегрузки при действии АВР, в результате кото­рого к работающему с нагрузкой трансформатору подключается дополнительная нагрузка. Напомним, что самозапуском называется процесс одновременного пуска из заторможенного состояния электродвигате­лей нагрузки после кратковременного перерыва, а за­тем восстановления электроснабжения. Кратковре­менный перерыв может быть вызван отключением питающего элемента, а затем включением его устрой­ством АПВ или подачей напряжения от резервного источника питания с помощью устройства АВР. Тор­можение и последующий самозапуск электродвигате­лей могут произойти также в результате близкого трехфазного КЗ, которое отключается защитой с вы­держкой времени (например, КЗ в точкеК₃ на рис. 17).

Для отстройки от самозапуска электродвигателей нагрузки ток срабатывания защиты выбирается по выражению

где кн — коэффициент надежности (отстройки), учи­тывающий погрешность реле и необходимый запас, в зависимости от типа реле может приниматься равным 1,1 —1,2 (для реле косвенного действия типов РТ-40, РТ-80, РТ-90, а также новых электронных реле РСТ) или 1,2—1,4 (реле прямого действия типа РТВ); кв — коэффициент возврата реле, представляющий собой отношение тока возврата максимального реле к его току срабатывания, равный примерно 0,9—0,95 для электронных реле типа РСТ, 0,8 — для электромеха­нических реле РТ-40, РТ-80 (для индукционного эле­мента) и 0,6—0,7 — для реле РТВ; ксзп — коэффи­циент самозапуска, представляющий собой отношение тока при самозапуске электродвигателей к пред аварийному рабочему току; значение его в основном за­висит от вида нагрузки, т. е. доли асинхронных элек­тродвигателей, участвующих в самозапуске, и может колебаться в очень широких пределах, примерно от 1 при отсутствии электродвигателей или невозмож­ности их самозапуска до примерно 4 при участии в самозапуске максимально допустимого числа элек­тродвигателей; /раб. max — максимальное значение ра­бочего тока (тока нагрузки) защищаемого трансфор­матора; на двухтрансформаторных подстанциях, где оба трансформатора находятся в резерве друг к другу (в неявном резерве), их собственная рабочая на­грузка не должна превышать 0,6—0,7 номинальной (рис. 23). При работе одиночного трансформатора его нагрузка может превышать номинальную на 20 — 40 %.

Для отстройки от тока перегрузки после действия устройства АВР на двухтрансформаторной подстан­ции (рис. 23) ток срабатывания максимальной токо­вой защиты каждого из двух трансформаторов, нахо­дящихся в неявном резерве, выбирается по выражению (записанному для защиты трансформатора Т1)

где кн — коэффициент, учитывающий увеличение тока через трансформатор Т1 из-за понижения напряжения на шинах НН при подключении к нему после АВР заторможенных двигателей другой секции, ранее пи­тавшейся через трансформатор Т₂; значение этого ко­эффициента для нагрузки, в основном состоящей из электродвигателей, может находиться в пределах 1,5—2; значения остальных величин такие же, как в выражении (26). Таким образом, ток срабатывания максимальной токовой защиты трансформаторов, на­ходящихся в неявном резер­ве (рис. 23), в зависимости от типа используемых реле и от состава нагрузки, мо­жет получиться равным (2—7)-кратному по отноше­нию к номинальному току трансформатора. Например, при смешанной нагрузке, в которой доля асинхронных электродвигателей, участвующих в самозапуске, не превышает 50%, а другая часть нагрузки не имеет пусковых токов (освещение, нагревательные элемен­ты), приняв ксзп =2, можно определить, что ток сра­батывания максимальной токовой защиты трансфор­маторов будет равен примерно 6,5Iном.тр.— при ис­пользовании реле типа РТВ, примерно 4,5Iном.тр. — при использовании реле РТ-40 или РТ-80, примерно 3,5Iном.тр. — при использовании полупроводниковых (электронных) максимальных реле тока.

При мень­шей доле асинхронных электродвигателей в составе нагрузки ток срабатывания максимальной токовой защиты трансформатора может быть меньше, чем в этом примере, а при нагрузке, в основном состоящей из асинхронных двигателей, может оказаться равным 6Iном.тр даже при использовании самых современных электронных реле, обладающих высоким коэффициен­том возврата и большой точностью. Необходимость отстройки максимальной токовой защиты трансформа­торов от больших токов перегрузочных режимов яв­ляется принципиальным недостатком этого типа за­щиты, который снижает возможность осуществления дальнего резервирования. Способы повышения чув­ствительности максимальных токовых защит рассмат­риваются в конце этого параграфа.

Рис. 23. Схема подстан­ции 10 кВ с двумя транс­форматорами, находящи­мися в неявном резерве (к выбору тока сраба­тывания максимальной токовой защиты транс­форматоров по условию несрабатывания после действия устройства АВР)

Рис.24 Токораспределение при удалённом КЗ в сети НН (к выбору тока срабатывания максимальной токовой защиты трансформаторов 1 по условию согласования чувствительности с защитами предыдущих элементов 2)

.

При расчете токов срабатывания защит с относи­тельной селективностью, к которым относится макси­мальная токовая защита, «Правила» [1] требуют производить согласование чувствительности. Для со­гласования чувствительности максимальных токовых защит смежных элементов существует известное пра­вило, согласно которому защита, расположенная ближе к источнику питания (последующая), должна быть менее чувствительна, т. е. иметь больший ток срабатывания, чем защита, расположенная дальше от источника питания (предыдущая). На рис. 24 после­дующей защитой является защита 1 трансформатора, а предыдущей — защита 2 одной из отходящих линий низшего напряжения. Согласование этих защит необ­ходимо для случаев удаленных КЗ, когда через пре­дыдущую защиту проходит ток КЗ, близкий по зна­чению к ее току срабатывания (Ik=Iс.з.2). В это же время через последующую защиту 1 проходит ток Ikи дополнительно рабочий ток Iраб, потребляемый на­грузкой Н неповрежденных линий НН. Для того чтобы обеспечить несрабатывание последующей защиты 1 в условиях, когда отказывает из-за недостаточной чувствительности предыдущая защита 2, необходимо согласовать их чувствительность, т. е. выбратьIс.з.1 большим, чем сумма токов Iс.з.2+Iраб. Выбор Iс.з. по условию согласования чувствительности производится по выражению

где kн.с. — коэффициент надежности согласования, принимается в пределах 1,1 —1,3; другие обозначе­ния— по рис. 24. Арифметическое суммирование зна­чений токов в выражении (28) создает некоторый расчетный запас. Меньшие значения коэффициента надежности согласования принимаются для более точных реле косвенного действия, а большие — для реле прямого действия типа РТВ.

Чувствительность максимальной токовой защиты, так же как и токовой отсечки, оценивается коэффи­циентом чувствительности по выражению (23). Наи­меньшее значение тока в реле Iр.min определяется по минимальному значению первичного тока КЗ за транс­форматором (§ 3) с учетом схемы включения токовых реле защиты, вида КЗ и коэффициента трансформа­цииnт.т. Ток срабатывания реле Iс.з. определяется по выражению (22), в которое подставляется наиболь­шее значение Iс.з., полученное из условий (26) и (27) отстройки от токов самозапуска и перегрузки, а также из условия (28) согласования чувствительности с пре­дыдущими защитами.

Значения коэффициентов чувствительности для всех максимальных токовых защит, и в том числе понижающих трансформаторов, должны быть при­мерно 1,5 при металлическом КЗ в конце основ­ной зоны действия, т. е. на шинах НН трансфор­матора, и примерно 1,2 — при КЗ в зонах дальнего резервирования [1]. При КЗ через переходное со­противление до 15мОм на шинах 0,4 кВ коэффи­циент чувствительности в основной зоне должен быть около 1,2.

Выбор времени срабатывания (уставки по вре­мени) и характеристики максимальной токовой за­щиты. Время срабатывания защиты tс.з. выбирается из следующих условий:

обеспечения термической стойкости трансформато­ра, для чего /с. з не должно превышать допустимых значений, указанных в § 2;

обеспечения селективности по отношению к защи­там предыдущих и последующих элементов.

По условию селективности для защит с независи­мыми характеристиками время срабатывания после­дующей защиты (1 на рис. 24)

где (tс.з.2пред — время срабатывания предыдущей за­щиты 2 (рис. 24); ∆t — ступень селективности, значе­ние которой находится в пределах 0,4—0,6 с для со­временных электромеханических реле времени и 0,3— 0,4 с для электронных реле.

Для защит с зависимой характеристикой время срабатывания зависит от тока. Поэтому ступень се­лективности должна выбираться при определенном значении тока:

при согласовании последующей 1 и предыдущей 2 защит с зависимыми характеристиками — при макси­мальном значении тока КЗ в начале предыдущего участка (на отходящей линии НН на рис. 25);

при согласовании последующей защиты 1 с неза­висимой характеристикой и предыдущей защиты 2 с зависимой характеристикой — при токе срабатывания последующей защиты Iс.з.1посл (рис. 25, б). Из рис. 25,6 видно, что уменьшение времени срабатыва­ния последующей защиты 1 может быть достигнуто путем увеличения ее тока срабатывания (штриховая характеристика 1'), если это допустимо но условию обеспечения чувствительности защиты.

Выбор и согласование времени срабатывания и ха­рактеристик зависимых защит производится путем построения карты селективности (рис. 25,6 и а). По оси абсцисс на графике откладываются первичные фазные токи, а по оси ординат — выдержки времени. Токи срабатывания защит, установленных на разных ступенях напряжения (например, ВН и НН), должны быть приведены к одной ступени напряжения с помо­щью коэффициента трансформации трансформатора (§ 3). Для учета влияния токов нагрузки неповреж­денных предыдущих элементов характеристика защи­ты 2 поврежденного предыдущего элемента должна быть сдвинута вправо на отрезок, разный значению суммарного тока нагрузки Iраб. (характеристика 2' на рис. 25,6 и в), после чего ступень селективности ∆tвыбирается между характеристиками 1и 2'. Это тре­бование важно выполнять при согласовании защит в зависимой части характеристик. Карта селективности наглядно показывает, насколько удачно выполнено согласование предыдущих и последующих зашит по току и времени срабатывания.

Ступень селективности ∆tвыбирается в зависи­мости от типа реле и области согласования. При со­гласовании характеристик в их зависимом части ∆t= 1 с — для реле РТВ и около 0,7 с — для реле РТ-80, в независимой части — соответственно 0,7 и 0,6 с. Для электронных реле с зависимой характеристикой сту­пени селективности могут быть значительно меньше: ориентировочно ∆t=0.4 с.

Примеры расчета максимальных токовых и других защит трансформаторов приведены в работе [9].

Рис. 25. Согласование характеристик максимальных токовых за­щит последующего 1 и предыдущего 2 элементов: а — расчетная схема; б и в — карты селективности