Лекция 15-МТЗ, ТО, АПВ, АВР

1.

ЛЕКЦИЯ № 14
По профессиональному модулю
МДК 01. 02 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
для специальности среднего профессионального образования
13.02.11 Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического
оборудования (по отраслям)
Раздел 7. Релейная защита и автоматика
Тема 7.2. Виды релейной защиты
Литература: Электроснабжение объектов: Учеб. пособие для студ. учреждений
сред. проф. Образования / Е.А. Конюхова – 9-е изд., исправ. - М.: Издательство
«Мастерство», 2013.-320 с: ил.

2. Учебные вопросы:

1. Максимальная токовая защита и токовая
отсечка.
2. Автоматическое повторное включение (АПВ).
3. Автоматическое включение резерва (АВР).

3.

1. Максимальная токовая защита и токовая отсечка
Максимальная токовая защита (МТЗ) – релейная защита,
реагирующая
на
увеличение
тока
сверх
заранее
установленного значения. Благодаря своей простоте по
исполнению, надежности, дешевизне и удобству в
эксплуатации
получила
широкое
распространение
в
электрических сетях с односторонним питанием и:
– до 1 кВ: с использованием плавких предохранителей,
электромагнитных и тепловых расцепителей автоматов;
– выше 1 кВ: с использованием плавких предохранителей и
релейных схем.
Селективность или последовательность действия реле в МТЗ
обеспечивается
выбором
выдержки
времени
(или
интервалами срабатывания реле), которая увеличивается по
направлению от потребителя к источнику питания.
Расчет МТЗ для ВЛ 10кВ проводится по следующим этапам:
1)Расчет токов к.з. в точках, наиболее удаленных от
UБ
(
3
)
питающей подстанции I К .З
(7.1), для чего опре3 Rк2 Х к2
деляем сопротивления участков линий и ответвлений;

4.

2) Расчет тока срабатывания МТЗ линии:
I р. max
Sнi к зi
К н К с .з .
I с .з .
I р .m ax ,
Кв
(7.2)
где
3 U н – максимальный рабочий ток в месте
установки защиты, т. е. в головном участке линии, А;
к зi 1 коэффициент загрузки; Кн – коэффициент надежности срабатывания; Кс.з – коэффициент самозапуска
нагрузки; Кв – коэффициент возврата реле.
3) Расчет тока срабатывания защиты из условия отстройки от
предохранителя, защищающий трансф-р большей мощности:
(7.3)
I с . з . К н .с . п . I п .в ( 5 ) ,
где Кн.с.п. – коэффициент надежности согласования предохранителя; Iпв(5) – ток перегорания плавкой вставки самого
мощного трансформатора за пять секунд, А.
4) Выбор уставки реле – по наибольшему значению тока
срабатывания защиты определяют ток срабатывания реле:
,
(7.4)
I с .з .
I с. р
КI
К сх

5.

где КI – коэффициент трансформации трансформатора тока;
Ксх – коэффициент схемы.
Фактическое значение тока срабатывания защиты:
КI I у ,
(7.5)
I с .з .ф
К сх
где I у – ток уставки реле, А.
5) Определение чувствительности защиты:
,
I(2)
Кч
К .З .m in
I с .з .ф
1,5
(7.6)
где – минимальный 2фазный ток к. з. в сети 10кВ;
6) Построение карты селективности (рисунок 7.1) – для
определения выдержки (времени срабатывания) МТЗ,
необходимой для замедления действия защиты с целью
обеспечения последовательности действия защиты последующего элемента по отношению к защитам предыдущих
элементов. Для этого t с .з последующей линии выбирается
большим, чем у защит предыдущих элементов.

6.

Строятся времятоковые характеристики предыдущих от МТЗ
защит
(плавких
предохранителей), затем с учетом
ступени селективности t
–
характеристики
МТЗ
по
расчетным значениям:
I С .З .Ф К ,
(7.7)
I
к .з.
100
где К – кратность, определяемая по типовой характеристике реле.
7)
Определение
времени
сраба-тывания защиты по карте
селе-ктивности:
(7.8)
t t
t ,
с .з .
с .з .пред.
где – время срабатывания
предыдущей защиты;
– ступень селективности.
Рисунок 7.1 - Карта
селективности

7.

t
где с .з .пред. – время срабатывания предыдущей защиты, с;
t 0,4 0,7с – ступень селективности, с.
Токовая отсечка (ТО), как дополнительная РЗА, защищает
только часть электрической сети, срабатывает только при к.з.
внутри защищаемой зоны, селективность ее действия
обеспечивается выбором величины тока срабатывания:
,
(7.9)
I k I
с .з
н
н .вн. макс
где I н .вн.макс – максим. ток к.з. в точках сети вне защищаемой
(3)
зоны, для сетей 10 кВ равен I к .з в точке подключения
ближайшего тр-ра 10/0,4кВ, А; k н – коэффициент надежности.
Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,2.
Несмотря на абсолютную селективность ТО, ее быстродействие, простоту, экономичность и надежность, она не используется как основная защита линий, а используется совместно
с другими типами защит, в частности с МТЗ.

8.

2. Автоматическое повторное включение (АПВ)
Большая часть повреждений
(до 70%) в воздушных эл.
сетях выше 1кВ возникает от
самоустраняющихся причин:
– атмосферных перенапряжений;
– схлестывания проводов;
– набросов проводов и т.д.
В этих случаях АПВ позволяет быстро восстановить
нормальную работу эл.устаРисунок 7.2 - График цикла
новок, сокращая их простои,
двухтактного АПВ
недоотпуск
эл.энергии
и
ущерб
от
перерывов
эл.снабжения.
Успешным называется АПВ, после которого эл.снабжение
потребителей восстанавливается.

9.

Неуспешным называется АПВ, когда после срабатывания
АПВ причина повреждения не устраняется (устойчивое к. з.),
тогда
защита
срабатывает
вторично
и
отключает
поврежденный объект без последующего АПВ, т. е. возможны
многократные АПВ.
При к.з. через t1 время отключается защита (рисунок 7.2).
После первой бестоковой паузы t АПВ1 повторно включается
выключатель. Если к.з. устранено (успешное АПВ), то выключатель останется включенным (пунктир).
Если АПВ неуспешное, выключатель отключится вторично
через время t 2 . После второй безтоковой паузы t АПВ2 t АПВ1
выключатель включается второй раз. При успешном втором
АПВ выключатель остается включенным, а при неуспешном
через время t 3 окончательно отключится.
При ликвидации аварии выключатель включают вручную.
В соответствии с требованиями ПУЭ все кабельновоздушные сети выше 1кВ оснащаются АПВ:
– механического и электрического устройства;
– однофазные и трехфазные;
– на переменном, выпрямленном и пост. оперативном токе.

10.

3. Автоматическое включение резерва (АВР)
Автоматическое включение резервного питания (АВР) –
одно из важных средств повышения надежности эл.снабжения
потребителей 1 и 2 категории надежности.
Устройства АВР переключают потребителей при повреждении основного источника питания на исправленный резервный, применяются:
– на двухтрансформаторых подстанциях 35...110/10кВ;
– на линиях 10кВ замкнутого режима;
– на ТП10/0,4кВ, линиях 0,38кВ и на резервных дизельных
эл.станциях (при наличии потребителей I категории по
надежности).
При выходе из строя одного трансформатора 2х
трансформаторной подстанции АВР1 и АВР3 включают
секционный выключатель, тем самым подключая к шинам второго
трансформатора
потребителей,
питавшихся
от
поврежденного трансформатора (рисунок 7.3).
При повреждении цепи основного источника АВР2 и АВР4
переключают на питание от резервной линии 10 и 0,38кВ.

11.

АВР1...АВР4 – местные АВР, а САВР –
сетевые.
АВР должно быть однократным, с минимальной продолжительностью действия, в качестве пускового органа
используют минималь- Рисунок 7.3 - Варианты АВР в
электрических сетях
ное реле напряжения
или реле времени с
вращающимся якорем.