Стартовая >> Книги >> РЗиА >> Защита и автоматика электрических сетей агропромышленных комплексов

Схемы электросетей 10 кВ и типы устройств РЗиА - Защита и автоматика электрических сетей агропромышленных комплексов

Оглавление
Защита и автоматика электрических сетей агропромышленных комплексов
Схемы электросетей 10 кВ и типы устройств РЗиА
Двухступенчатая токовая защита на реле прямого действия
Максимальная токовая защита линий и блоков линия-трансформатор на реле РТ-80
Двухступенчатая токовая защита с независимой характеристикой на реле типа РТ-40
Максимальная токовая защита ТЗВР
Двухкомплектная МТЗ, один из комплектов которой выполнен в виде направленной МТЗ
Двухкомплектная МТЗ с автоматическим вводом в действие чувствительного комплекта при исчезновении напряжения
ЛT3
Дистанционная защита в комплектном устройстве КРЗА-С
Защита и сигнализация при однофазных замыканиях на землю в сетях 10 кВ
ЗЗП-1М
ИЗС
УСЗ-3М и определение места однофазного замыкания на землю
АПВ
АВР
ДАТ
Защита трансформаторов 10/0,4 кВ плавкими предохранителями
Релейная защита трансформаторов 10/0,4 кВ
МТЗ трансформаторов 10/0,4 кВ
МТЗ трансформаторов 10/0,4 кВ с пуском по напряжению
Специальная токовая защита трансформаторов нулевой последовательности от однофазных к.з. на землю на стороне 0,4 кВ.
Выбор устройств защиты от к.з. на подстанциях 10/0,4 кВ
Защита и автоматика на подстанциях 10 кВ с КРУ производства Германии
Коды электрического оборудования подстанций

устройства РЗиА

1. СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСЕТЕЙ 10 кВ АГРОПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ И ТИПЫ УСТРОЙСТВ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ
Требования «Правил» [1,2] к защите и автоматике воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 3—10 кВ с изолированной нейтралью. Наряду с общими требованиями к защите (селективность, быстродействие, чувствительность и надежность) в «Правилах» [2] указаны типы и принципы выполнения защиты конкретно для воздушных и кабельных сетей напряжением 3—10 кВ, к которым относятся и сети 10 кВ агропромышленных предприятий. Для линий в этих сетях должны быть предусмотрены устройства защиты от многофазных (междуфазных) коротких замыканий и от однофазных замыканий на землю. На одиночных линиях с двусторонним питанием выполняются направленные токовые защиты от междуфазных к. з., а при необходимости — дистанционные защиты в простейшем исполнении.
Защита от однофазных замыканий на землю должна выполняться селективной (избирательной), указывающей номер поврежденной линии, но допускается устанавливать неселективную защиту, сигнализирующую о замыкании на землю в данной электрически связанной сети 10 кВ. В последнем случае отыскание поврежденной линии производится поочередным отключением присоединений. По требованиям техники безопасности защита от однофазных замыканий должна действовать на отключение поврежденного присоединения, при этом она должна выполняться селективной.
Автоматическое повторное включение (АПВ) должно предусматриваться для всех воздушных и смешанных кабельно-воздушных линий, а в ряде случаев и для кабельных линий. Могут применяться устройства АПВ однократного или двукратного действий. Устройство АПВ двукратного действия применяется в тех случаях, когда не имеется автоматического резервирования потребителей по сети с помощью устройств автоматического включения резервного питания (АВР).
В зависимости от требований к надежности электроснабжения потребителей применяются следующие схемы ВЛ-10 кВ: одиночные (радиальные); одиночные с автоматическим секционированием; секционированные с автоматическим сетевым резервированием; петлевые; блочные (линия-трансформатор).
Выбор типов устройств релейной защиты и автоматики в зависимости от схемы электросети 10 кВ и в соответствии с «Правилами» [2] рассматривается в этом параграфе, описания различных типов устройств защиты линий от междуфазных коротких замыканий приведены в § 2 и 3, устройств защиты от однофазных замыканий на землю — в § 4, устройств автоматики — в § 5. Защита трансформаторов рассмотрена в § 6 и 7.

Одиночные (радиальные) линии 10 кВ с односторонним питанием без автоматического секционирования (рис. I).

Электроснабжение потребителей осуществляется через однотрансформаторные подстанции 10/0,4 кВ, как правило, комплектные типа КТП, которые подключаются к радиальным линиям BЛ1 и BЛ2 с помощью ответвлений (отпаек) длиной от нескольких сотен метров до нескольких десятков километров. Для потребителей первой категории надежности устанавливаются две однотрансформаторные КТП, а на стороне 0,4 кВ выполняется распределительный щит с автоматическим переключением питания всех потребителей от одного из трансформаторов при отключении одной из линий BЛ1 или BЛ2 или одного из трансформаторов. Для выполнения автоматического переключения питания устанавливаются три автоматических воздушных выключателя (автомата) с электромагнитами управления: два на вводах 0,4 кВ Ав1 и Ав2 и один САв между секциями 0,4 кВ, а также устройство АВР. Электроснабжение по одиночным радиальным линиям 10 кВ не является достаточно надежным, поскольку при устойчивом повреждении в любой точке разветвленной многокилометровой линии она целиком отключается от источника питания и на время ремонтных работ нарушается электроснабжение потребителей, не имеющих резервирования по сети 0,4 кВ (рис. 1). Выполнение большого числа устройств АВР-0,4 кВ экономически нецелесообразно. Еще более дорогим мероприятием является установка у потребителей независимых источников электроэнергии, например дизель-генераторов.

Одиночные линии 10 кВ с односторонним питанием и с автоматическим секционированием (рис. 2).

Для повышения надежности электроснабжения по одиночным линиям широко применяется автоматическое секционирование, т. е. разделение линии на два или несколько участков с помощью коммутационных аппаратов, работающих автоматически. Пункты автоматического секционирования могут устанавливаться как в магистральной линии (последовательное секционирование), так и в начале наиболее протяженных ответвлений (параллельное секционирование). Эффект от автоматического секционирования получается за счет того, что при к. з. за пунктом секционирования (например, в точке К1 на рис. 2,а) отключается секционирующий выключатель (ВС2), а питание остальных потребителей сохраняется.
Схема сети 10 кВ с одиночными линиями
Рис. 1. Схема сети 10 кВ с одиночными (радиальными) линиями ВЛ1, ВЛ2
ВГ — выключатель головной; Т1(Т2)~ трансформаторы 10/0,4 кВ; Лс1, Дв2 — автоматический воздушный выключатель (автомат); САе — секционный автомат; РЗ — релейная защита линии; АПВ2 — устройство АПВ двухкратного действия; АВР — устройство автоматического включения резервного питания
Рис. 2. Схема сети 10 кВ с одиночными линиями с автоматическим секционированием выключателями ВС1, ВС2 (а) и выключателем нагрузки ВН2 (б) ДМЗ — делительная защита минимального напряжения; КТПП — комплектная трансформаторная проходная подстанция 10/0,4 кВ
Аппаратами автоматического секционирования могут служить: плавкие предохранители; выключатели масляные или вакуумные, оборудованные релейной защитой РЗ и устройством АПВ и способные отключать токи короткого замыкания (рис. 2,а); выключатели нагрузки и автоматические отделители, оборудованные делительной защитой минимального напряжения (ДМЗ на рис. 2,6), которые отключаются только в бестоковую паузу, наступающую после отключения поврежденной линии головным выключателем ВГ.
Плавкие предохранители для секционирования воздушных линий 10 кВ практически не применяются [6]. Автоматические отделители пока не нашли широкого применения из-за отсутствия серийной аппаратуры (отделители, устройства автоматики и источники оперативного тока).
Выключатели нагрузки типов ВН-11, ВН-16 широко используются в сельских сетях 10 кВ в связи с массовым строительством закрытых трансформаторных подстанций ЗТП-10 и выпуском промышленностью комплектных проходных понижающих подстанций КТПП-10. В большинстве случаев выключатели нагрузки управляются ручными автоматическими приводами типа ПРА-17, которые имеют механизм свободного расцепления, что позволяет отключать эти выключатели как вручную, так и с помощью встроенного электромагнита (отключающей катушки). Устройства автоматики отключают выключатели нагрузки во время бестоковых пауз, т. е. после отключения тока к. з. масляным выключателем, расположенным ближе к источнику питания. При выполнении несложной реконструкции выключатели нагрузки могут быть использованы для автоматического включения [4].
На рис. 2,6 показан пример использования выключателя нагрузки для автоматического секционирования линии 10 кВ с помощью делительной защиты минимального напряжения типа ДМЗ (§ 5). При к. з. на линии BЛ за местом установки КТПП (точка К1) отключается релейной защитой РЗ головной выключатель ВГ, а затем через 2—- 5 с повторно включается устройством двукратного АПВ2. Если к. з. является устойчивым и не самоустранилось во время первой бестоковой паузы, то выключатель ВГ снова отключается релейной защитой. Возникает вторая бестоковая пауза, во время которой автоматически отключается устройством ДМЗ выключатель нагрузки ВН2 на подстанции КТПП, Через 15—20 с головной выключатель ВГ включается вторично (второй цикл двукратного АПВ2). Таким образом, на неповрежденном участке линии BЛ от головного выключателя ВГ до выключателя нагрузки ВН2 восстанавливается напряжение, в том, числе возобновляется электроснабжение потребителей подстанции КТПП. Чем длиннее участок линии, расположенный за КТПП, тем более вероятны повреждения именно на этом участке и тем выше экономический эффект от автоматического секционирования. Этот эффект тем больше, чем выше мощность потребителей, подключенных между головным выключателем и секционирующим аппаратом. Но как раз эти параметры затрудняют выполнение достаточно чувствительной защиты на головном выключателе. Действительно, чем больше мощность потребителей, тем выше значение рабочего тока защищаемой линии и тем выше выбирается ток срабатывания максимальной токовой защиты, для того чтобы она не смогла излишне сработать при рабочих токах и токах перегрузки, например, при самозапуске нагрузки после АПВ. А чем больше расстояние до самой удаленной электрически точки защищаемой линии, тем меньше значение тока к. з. Таким образом, на длинных и сильно нагруженных линиях не всегда можно обеспечить необходимое значение коэффициента чувствительности токовой защиты. Напомним, что этот коэффициент представляет собой отношение минимального тока к. з. к току срабатывания защиты и должен быть не менее чем 1,5 [2, 5]. При меньших значениях коэффициента чувствительности следует использовать для автоматического секционирования масляный или вакуумный выключатель, оборудованный устройствами релейной защиты и АПВ (рис. 2,а).
При установке такого секционирующего выключателя с собственной защитой сокращается основная зона действия защиты, выполненной на головном выключателе. Теперь для этой защиты необходимый коэффициент чувствительности должен быть обеспечен только при к. з. в местах установки секционирующих выключателей ВС1 и ВС2. Более удаленные к. з. должны отключаться соответствующими защитами, установленными на выключателях ВС1 и ВС2. Желательно, чтобы и головная защита на выключателе ВГ была чувствительна к этим к. з„ хотя бы с меньшим коэффициентом чувствительности (1,2), с целью резервирования отказов защиты на секционирующих выключателях или отказов самого выключателя. Такое резервирование называется дальним [2].
Для автоматического секционирования линий с помощью выключателей, оборудованных релейной защитой, применяются:
масляные выключатели специального исполнения, предназначенные для наружной установки на опорах В Л 10 кВ, со встроенными первичными реле прямого действия (в настоящее время из-за отсутствия простых и надежных выключателей этот способ секционирования применяется редко [6]);
масляные и вакуумные выключатели, установленные в различных комплектных распределительных устройствах наружной установки (ячейки КРУН типа К-36, КРН-10, К-Ю2 и др.) совместно с трансформаторами тока и вторичными реле защиты;
масляные или другие выключатели, установленные в комплектных распределительных устройствах подстанций закрытого типа ЗТП-10/0,4 кВ.
Защита на головных и секционирующих выключателях одиночных линий 10 кВ с односторонним питанием (рис. 1 и 2) выполняется в виде двухфазной двухрелейной максимальной токовой защиты и токовой отсечки с использованием следующих типов токовых реле:
максимальных реле тока прямого действия с зависимой от тока выдержкой времени типа РТВ (максимальная токовая защита) и мгновенных реле тока типа РТМ (токовая отсечка);
максимальных реле тока косвенного действия с зависимой от тока выдержкой времени типа РТ-80, в которых предусмотрена возможность мгновенного срабатывания при относительно больших значениях тока короткого замыкания;
максимальных реле тока косвенного действия с мгновенным срабатыванием типа РТ-40; для создания выдержки времени срабатывания максимальной токовой защиты устанавливается реле времени либо типа РВ при выполнении защиты на постоянном оперативном токе, либо типа РВМ при выполнении защиты на переменном оперативном токе (последнее применяется сравнительно редко);
полупроводниковое устройство типа ТЗВР, представляющее собой двухступенчатую максимальную токовую защиту с зависимой от тока прямолинейной характеристикой [4, 5].
Наиболее часто применяются максимальные токовые защиты с обратно зависимой от тока выдержкой времени, причем выполненные на переменном оперативном токе с реле типа РТВ или РТ-85; схемы этих защит, а также защита типа ТЗВР рассмотрены в § 2.
Автоматика повторного включения на головных и секционирующих выключателях выполняется с помощью устройств АПВ однократного или двукратного действия, причем последнее увеличивает число успешных АПВ на 15—20%. Схема устройства АПВ выбирается в зависимости от типа привода выключателя (§ 5).
Блок линия-трансформатор (рис. 3). Для крупных агропромышленных предприятий электроснабжение может предусматриваться по блочной схеме линия-трансформатор 10/0,4 кВ, причем мощность трансформаторов может быть равна 630 кВ-А или 1 MB-А и более при схеме соединения их обмоток треугольник — звезда с выведенной нейтралью

Схема сети 10 кВ с автоматическим сетевым резервированием
Рис. 4. Схема сети 10 кВ с автоматическим сетевым резервированием и автоматическим секционированием в нормальном (а) и аварийных (б, в) режимах работы
ВГ, ВС, ВА — выключатели головной, секционирующий, пункта АВР
Рис. 3. Схема блоков линия-трансформатор ЛT1 (ЛT2)
Релейная защита на головном выключателе линии ВГ выполняется в виде двухступенчатой максимальной токовой защиты, состоящей из быстродействующей токовой отсечки в двухрелейном исполнении и максимальной токовой защиты с выдержкой времени, как правило, в трехрелейном исполнении [2, 5]. Если быстродействующая защита линии надежно защищает всю линию и частично трансформатор, а защита с выдержкой времени не более 1 с защищает весь трансформатор, «Правила» [2] разрешают не выполнять собственную защиту на трансформаторе, работающем в блоке с линией. Данное разрешение не распространяется на внутрицеховые трансформаторы, но в остальных случаях блочная схема позволяет существенно упростить схему и защиту подстанции на стороне 10 кВ. Резервирование потребителей при устойчивом повреждении одного из блоков осуществляется с помощью устройства АВР на стороне 0,4 кВ (рис. 3). Если на головном выключателе линии введено в действие устройство АПВ однократного
действия, то время срабатывания устройства АВР на стороне 0,4 кВ должно быть выше, чем время АПВ линии.

Одиночные линии с автоматическим сетевым резервированием и автоматическим секционированием с помощью выключателей (рис. 4).

На головных выключателях этих линий применяются те же типы релейной защиты, что и на одиночных линиях с односторонним питанием. Это объясняется тем, что перед срабатыванием устройства АВР на пункте сетевого АВР (ВА на рис. 4) головной выключатель линии ВГ отключается делительной защитой минимального напряжения ДМЗ, которая срабатывает при продолжительном отсутствии напряжения на шинах питающей подстанции А или Б. Такое предварительное отключение производится с целью предотвращения опасных режимов:
подачи напряжения от резервного источника по сети низшего напряжения на устойчивое повреждение в сети основного (рабочего) источника питания;
перегрузки резервного источника питания.
Таким образом исключается прохождение мощности (тока) через головной выключатель в направлении из линии к шинам питающей подстанции. Это и позволяет выполнять на головных выключателях простую максимальную токовую защиту.
На секционирующих выключателях ВС1, ВС2 (рис. 4) защита должна выполняться более сложной, такой же, как для линий с двусторонним питанием. Это объясняется тем, что в режиме после срабатывания сетевого устройства АВР и включения выключателя ВА (рис. 4,6, е) через секционирующие выключатели ВС1 и ВС2 мощность (ток) короткого замыкания может проходить не в прямом, нормальном, направлении, а в обратном. Например, при к. з. в точке К1 (рис. 4,6) мощность (ток) к. з. через выключатель ВС1 проходит в прямом направлении — от рабочего источника А. Защита на этом выключателе должна иметь большую на ступень селективности выдержку времени, чем защита на В А, и на две ступени селективности большую по отношению к защите на ВС2. В другом режиме (рис. 4,е) при к. з. в точке К2 мощность (ток) к. з. через этот же выключатель ВС1 проходит в обратном направлении и, кроме того, он оказывается ближайшим к месту повреждения. Очевидно, что в этом случае защита на ВС1 должна сработать быстрее, чем защита на ВА, и тем более защита на ВС2. Эти противоречивые требования не могут быть выполнены с помощью простой максимальной токовой защиты, и поэтому «Правила» [2] предусматривают установку
направленной защиты или простейшей дистанционной защиты. В настоящее время с помощью серийно выпускаемой аппаратуры возможно выполнение одного из следующих вариантов защиты на секционирующих выключателях (пунктах секционирования), которые могут селективно работать в рассмотренных режимах двустороннего питания (рис. 4,6,в).
А. Установка двух комплектов максимальной токовой защиты, из которых один, работающий с меньшим временем, выполняется направленным в сторону основного, рабочего, источника питания. Например, на выключателе ВС1 при к. з. в точке К.2 (рис. 4,в) будет работать направленный комплект защиты, отрегулированный на время срабатывания около 0,2 с, меньшее, чем время срабатывания защиты на ВА, и тем более основного комплекта защиты на ВС2. В нормальном режиме (рис. 4,а) или аварийном режиме питания сети от источника А (рис. 4,6) направленный комплект защиты на ВС1 не сможет сработать, так как мощность (ток) к. з. проходит через эту защиту от основного источника А в сторону резервного Б и контакты реле направления мощности не замыкаются. В этих режимах при к. з. действует другой, основной, комплект максимальной токовой защиты с выдержкой времени, большей, чем у защиты на ВА и у направленного комплекта защиты на ВС2. Этот направленный комплект в режиме питания сети от источника А (рис. 4,6) при к. з. в точке KJ оказывается ближайшим к месту повреждения и срабатывает раньше всех, несмотря на то, что у него имеется небольшая выдержка времени — около 0,2 с. Такое небольшое замедление обеспечивает, как правило, селективность между защитой и плавкими предохранителями трансформаторов 10/0,4 кВ, подключенных к линии между головным ВГ и секционирующим выключателем ВС при повреждении на выводах 10 кВ трансформатора в режиме питания от резервного источника (рис. 4,6 или в). Принципиальная схема защиты приведена в § 3.
Б. Установка двух комплектов простых максимальных токовых защит (ненаправленных) с разными уставками по току и по времени. В нормальном режиме более чувствительный и имеющий меньшее время срабатывания комплект защиты выведен из действия. Основной комплект, настроенный селективно с защитой на пункте АВР (выключатель ВА на рис. 4)> постоянно введен в работу. При отключении основного источника питания и автоматическом переключении линии на питание от резервного источника 14 так же автоматически вводится в действие чувствительный комплект защиты с меньшим временем срабатывания. Автоматический ввод этого комплекта может производиться при длительном отсутствии напряжения, обязательно перед срабатыванием сетевого устройства АВР, например, с помощью устройства переключения защит типа УПЗС (§ 3). Изменение настройки защиты может производиться и при изменении направления мощности в режиме после срабатывания сетевого устройства АВР (на этом принципе построена полупроводниковая защита типа ЛТЗ). Схемы с переключением комплектов максимальных токовых защит при этих условиях выполнены в современных КРУН типа К-102 (§3).
В. Установка полупроводниковой дистанционной защиты (типа КРЗА-С)., имеющей линейно зависимую от сопротивления до места к. з. характеристику времени срабатывания (§ 3). Выдержка времени срабатывания у этой защиты тем больше, чем больше полное сопротивление линии до места к. з. Поскольку сопротивление линии прямо пропорционально длине (дистанции), время срабатывания защиты плавно увеличивается по мере удаления точки к. з. от места установки защиты. Поэтому такая защита на ближайшем к месту к. з. выключателе будет действовать всегда с меньшим временем, чем аналогичная защита на выключателе, более удаленном от места к. з. Например, при к. з. в точке К1 (рис. 5) и питании сети от источника Б ближайшим к месту повреждения оказывается выключатель 1. От места установки защиты 1 до к. з. в точке К1 расстояние меньше, чем от места установки защиты 2, поэтому защита 1 сработает с меньшим временем, чем защита 2, и тем более защита 3. При другом к. з., в точке К.2, у защиты / автоматически возрастает выдержка времени на срабатывание, а у защиты 3, наоборот, время срабатывания оказывается минимальным, поскольку к. з. произошло близ места ее установки. Таким образом, автоматически обеспечивается селективная работа защит в обоих режимах.
Даже из краткого описания вариантов выполнения защит на пунктах автоматического секционирования, обеспечивающих селективность в обоих режимах прохождения мощности (тока) к. з., хорошо видно, насколько усложняется и удорожается защита по сравнению с простой максимальной токовой. К этому добавляются трудности обслуживания сложных защит, установленных в ячейках КРУН, в особенности типа К-102, в которых все работы по обслуживанию релейной защиты могут производиться лишь при полном снятии напряжения. В таких условиях невозможна проверка правильности включения направленных защит рабочим током линии («фазировка»), невозможно опробование полупроводниковых защит с помощью встроенного тестового контроля. При использовании для целей автоматического секционирования линий подстанций 10 кВ закрытого типа (ЗТП) указанные трудности обслуживания отпадают, но и на ЗТП один из выключателей ввода должен быть оборудован направленной или дистанционной защитой или устройством для автоматического ввода — вывода защиты (выключатель ВВ1 на рис. 6), что также требует сложной и дорогой аппаратуры.

Карта селективности
Рис. 5. Карта селективности с защитными характеристиками i=f(z) дистанционных защит 1, 2, 3 типа КРЗД-С для режимов питания сети 10 кВ от источника А (к. з. в точке К2) или от источника Б (к. з. в точке К1)
Рис. 6. Схема линии 10 кВ и закрытой трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ 3777, используемой как пункт автоматического секционирования (петлевая схема) ВВ1, ВВ2 — выключатель ввода 10 кВ
Массовое сооружение закрытых подстанций 10 кВ позволяет выполнять так называемые петлевые схемы питания, когда магистральная линия заводится поочередно на все ЗТП (одна из ЗТП показана на рис. 6). С учетом сетевого устройства АВР петлевые схемы обеспечивают высокую надежность электроснабжения потребителей.

Упрощение защит на секционирующих выключателях линий с двусторонним питанием.

Одним из наиболее простых способов упрощения защит на секционирующих выключателях в сетях с автоматическим резервированием (рис. 4) является перенос устройства делительной минимальной защиты ДМЗ с головных выключателей вг1 и вг2 на секционирующие ВС1 и ВС2. При этом исключается возможность прохождения мощности (тока) к. з. через ВС1 и ВС2 в обратном направлении, т. е. к шинам основного источника питания, и поэтому отпадает необходимость в обеспечении селективности действия защиты в этом направлении. На ВС1 и ВС2 оказывается достаточным выполнить простые защиты, такие же, как на головных выключателях вг1, ВГ2 и на выключателе ВА пункта сетевого АВР. Для схемы сети, где секционирование осуществляется на 3777 (рис. 6), устройство ДМЗ может быть перенесено с головного выключателя ВГ на выключатель ввода ВВ1, с тем чтобы после действия устройства сетевого АВР на выключателе В А восстановить питание ЗТП от источника Б. На выключателе ВВ1 линейная защита в этом случае не требуется.
Схема сетей 110 и 10 кВ с двухсторонним питанием
Рис. 7. Схема сетей 110 и 10 кВ с двухсторонним питанием и устройствами автоматики с высокой надежностью электроснабжения подстанций 10/0,4 кВ ПС1, ПС2
Установка делительных минимальных защит типа ДМЗ на секционирующих выключателях понижает надежность питания потребителей, включенных между головным и секционирующим выключателями, так как для них исключается возможность автоматического получения резервного питания от источника Б (рис. 4, 6). Для того, чтобы не понижать надежности электроснабжения этих потребителей, следует обеспечить высокую надежность питания шин 10 кВ основного источника. Это достигается двусторонним питанием районной подстанции на стороне высшего напряжения (110 кВ на рис. 7) и установкой не менее двух трансформаторов с устройством АВР между ними. Для потребителей первой категории надежности предусматривается питание от двух линий 10 кВ, отходящих от разных секций районной подстанции (подстанции ПС1, ПС2). По возможности питающие линии 10 кВ прокладываются от разных подстанций 1110 или 35 кВ. На них обязательно предусматриваются устройства АПВ одно- или двухкратного действия. На потребительских подстанциях ПС1, ПС2 и им подобных выполняются устройства АВР на стороне 10 или 0,4 кВ, причем с автоматическим восстановлением схемы доаварийного режима после появления напряжения со стороны основного источника питания, как это предусматривается «Правилами» [2]. Эти мероприятия обеспечивают не менее надежное питание потребителей, подключенных между головными и секционирующими выключателями, по сравнению с вариантом их автоматического резервирования от другого источника питания сети 10 кВ (рис. 4, 6).

Использование выключателей нагрузки для автоматического секционирования линий 10 кВ в сетях с автоматическим резервированием.

Как уже было отмечено, в настоящее время для автоматического секционирования линий 10 кВ широко используются выключатели нагрузки, устанавливаемые в закрытых помещениях ЗТП-10 или КТПП-10. Институтом «Сельэнергопроект» разработан типовой проект автоматизации ЗТП-10 с целью использования этих подстанций в качестве пунктов автоматического секционирования и АВР. В этом проекте приведена схема делительной автоматики по току к. з. для избирательного отключения ВН1 или ВН2 в зависимости от того, на какой из линий 10 кВ (BЛ1 или BЛ2) произошло к. з. (рис. 8). Для этого в схеме автоматики предусмотрены токовые реле контроля режима короткого замыкания. На рис. 8,а показана часть сети 10 кВ, питающаяся от источника А, до пункта сетевого АВР с выключателем ВА. При устойчивом к. з. на линии BЛ2 в точке К1 дважды — до и после АПВ первого цикла — отключается выключатель линии BЛ1 на подстанции А. Схема делительной автоматики по току к. з. ДАТ на ЗТП запоминает эти два броска тока и во вторую бестоковую паузу дает команду на отключение выключателя нагрузки ВН2. При этом выключатель нагрузки ВН1, имеющий другую схему автоматического отключения, не успевает отключиться благодаря большей выдержке времени срабатывания этой автоматики. Второй цикл устройства АПВ включает выключатель линии BЛ1 и восстанавливает питание потребителей ЗТП. Если к этому времени повреждение в точке Ю самоустранилось, питание потребителей, подключенных к BЛ2, будет восстановлено действием сетевого устройства АВР. Если к. з. оказалось устойчивым, действие АВР будет неуспешным, так как релейная защита отключит выключатель ВА после его включения на к. з.

Схема резервируемой сети 10 кВ с автоматическим избирательным секционированием
Рис. 8. Схема резервируемой сети 10 кВ с автоматическим избирательным секционированием выключателями нагрузки ВН1 или ВН2 ДАТ — делительная автоматика по току; ДМЗ — делительная защита (автоматика) минимального напряжения
При к. з. на BЛ1 в точке К2 (рис. 8,6) также отключается выключатель линии BЛ1 на подстанции Л, действует устройство двукратного АПВ. Если повреждение не самоустраняется и АПВ неуспешно, на подстанции ЗТП с выдержкой времени, большей, чем время второго АПВ, срабатывает защита минимального напряжения и отключает выключатель нагрузки ВН1. Питание ЗТП восстанавливается от источника Б с помощью сетевого устройства АВР, включающего выключатель В А. Схема автоматики рассмотрена в § 5 (рис. 31).
Опыт эксплуатации ЗТП (рис. 7, 8) указывает на достаточно большую вероятность к. з. на шинах 10 кВ, при котором теряют питание все присоединения этой подстанции. Для повышения надежности электроснабжения в ряде энергосистем секционируют шины 10 кВ ЗТП с помощью масляного или вакуумного выключателя (Белглавэнерго, Ленэнерго и др.). Если на этой ЗТП осуществляется нормальный раздел сети, то секционный выключатель оборудуется релейной защитой и устройствами АПВ и АВР. Если ЗТП является пунктом автоматического секционирования, то защиту на секционном выключателе выполняют по одному из способов, описанных в § 3 для пунктов секционирования линий с двусторонним питанием. Линии 10 кВ оборудуются на таких ЗТП выключателями нагрузки, которые отключаются в бестоковую паузу устройствами автоматики.



 
« ДЗШ 110-220 кВ   Защита трансформаторов распределительных сетей »
электрические сети