Модернизация комплекса релейной защиты подстанции

Автоматические устройства второй группы - ПАУ осуществляют следующие функции: фиксируют факт и место возникновения аварийного нарушения нормального режима и обеспечивают отделение повреждённого участка от неповреждённой части ЭЭС; предотвращают распространение аварии на соседние неповреждённые участки ЭЭС; восстанавливают нормальный режим работы.

Первую функцию выполняют устройства ПАУ, фиксирующие возникновение в ЭЭС КЗ и отключающие повреждённый участок устройствами РЗ и УРОВ.

Вторую функцию выполняют устройства противоаварийной автоматики (ПАА), к которым относят: автоматику предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы (АПНУ); автоматику ликвидации асинхронного режима (АЛАР); устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР) и многие другие.

Третью функцию по восстановлению нормального режима работы выполняют следующие устройства: автоматического повторного включения (АПВ) линий, трансформаторов, шин подстанций и станций, отключённых действием устройств РЗ и АЧР; автоматического включения резерва (АВР), восстанавливающие электроснабжение потребителей, потерявших питание в результате отключения источника питания и другие.

В соответствии с ПУЭ [2] на выключателях всех воздушных и кабельно-воздушных линиях электропередачи предусматриваются устройства АПВ. На одиночных линиях с односторонним питанием применяют трёхфазное АПВ с пуском от несоответствия между ранее поданной оперативной командой и отключённым положением выключателя. Время действия должно быть не меньше необходимого для полной деонизации среды в месте короткого замыкания и для подготовки привода выключателя к повторному включению, должно быть согласовано с временем работы других устройств автоматики, как то АВР и АЧР. Минимальное время срабатывания АПВ составляет примерно 0,5 - 0,7 с, а время готовности 20 - 25 с. Время срабатывания по согласованию с действиями других устройств автоматики будет равно:

, (4.1)

где ? наибольшее время действия устройств включения резерва с

учётом времени отключения и включения выключателей;

? ступень селективности.

Устройства автоматического включения резерва (АВР) устанавливаются на подстанциях и силовых пунктах, для которых предусмотрено несколько источников питания, работающих раздельно в нормальном режиме. Устройства АВР осуществляют возможное быстрое автоматическое переключение на резервное питание потребителей, обесточенных в результате повреждения или самопроизвольного отключения рабочего источника электроснабжения. Действие АВР не должно приводить к недопустимой перегрузки резервного источника, как в последующем установившемся режиме, так и в процессе самозапуска потерявших питание электродвигателей потребителя.

Устройства АВР должны:

· Обеспечивать возможное раннее выявление отказа рабочего источника питания;

· Действовать согласованно с другими устройствами автоматики (АПВ и АЧР) в интересах возможного полного сохранения технологического процесса;

· Не допускать включения резервного источника питания на короткое замыкание;

· Не допускать подключение потребителей к резервному источнику, напряжение на котором понижено.

Устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР) предусматриваются на подстанциях и распределительных пунктах для отключения части электроприёмников при возникновении в питании энергосистемы дефицита активной мощности, сопровождающегося снижением частоты, в целях сохранения генерирующих источников и возможной быстрой ликвидации аварии. В первую очередь АЧР отключает потребителей «третьей» категории по надёжности электроснабжения, но если этого недостаточно, то отключаются потребители «второй» категории, перерыв в электроснабжении которых не будет особо критическим. Так же наряду с АЧР применяются устройства частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ). ЧАПВ потребителей электроэнергии, отключаемых при АЧР целесообразно осуществлять с контролем нормального уровня напряжения на шинах, к которым подключается группа электроприёмников.

На подстанции Гидростроитель предусматриваются следующие устройства автоматики:

Индивидуальное регулирование коэффициента трансформации трёхобмоточных трансформаторов под нагрузкой;

АЛАР на линии 110 кВ «Гидростроитель - Зяба»;

АПВ на всех линиях 6, 35, 110 кВ;

АЧР и ЧАПВ на всех линиях 35, 110 кВ;

АВР на всех секционных выключателях.

4.3 Защита силовых трёхобмоточных трансформаторов

4.3.1 Расчёт параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты трансформатора ТДТН - 63000/110/38,5/6,6 ?У-1 на реле типа ДЗТ - 21

Проблема повышения коэффициента чувствительности дифференциальных защит трансформаторов является актуальной на сегодняшний день, так как практика показывает, что чувствительность защиты с реле ДЗТ - 11 лишь с трудом удовлетворяет предельным минимальным значениям [9]. Защиты трансформаторов на современных полупроводниковых дифференциальных реле ДЗТ - 21 обладают более совершенной системой отстройки от токов небаланса и бросков тока намагничивания, и как следствие обладают в 3 - 5 раз большей чувствительностью по сравнению с защитами на электромеханических реле ДЗТ - 11 [9]. В связи с этим в данном проекте рассматривается модернизация комплекса релейной защиты трёхобмоточных силовых трансформаторов на более современные полупроводниковые реле. Трансформаторы имеют систему регулирования под нагрузкой (РПН) на стороне ВН 9?1,783% номинального и регулирование напряжения на стороне СН 2?2,25% номинального (при отключенном трансформаторе).

Расчёт ведём в соответствии с изложенной в [9] методикой:

Определение первичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующих его номинальной мощности.

, (4.2)

где ? номинальная мощность защищаемого трансформатора,

кВА;

? номинальное напряжение высокой, средней или низкой

стороны трансформатора, кВ.

Ток на стороне ВН:

А.

Ток на стороне СН:

А.

Ток на стороне НН:

А.

В соответствии со схемой соединения обмоток силового трансформатора выбираем схему соединения вторичных обмоток трансформаторов тока (ТА) . При этом устанавливаем в дифференциальные цепи три реле ДЗТ - 21.

Расчётные коэффициенты ТА определяются по формуле:

, (4.3)

где ? номинальный расчётный ток на сторонах защищаемого

трансформатора, А;

А ? номинальный вторичный ток ТА;

? коэффициент схемы соединения обмоток

для ;

для .

На стороне ВН:

.

Округляя до стандартного в большую сторону, можно взять ТА с .

На стороне СН:

. Принимаем .

На стороне НН:

. Принимаем .

Определение вторичных токов в плечах защиты.

, (4.4)

где ? номинальный расчётный первичный ток на сторонах

защищаемого трансформатора, А;

? коэффициент схемы соединения обмоток ТА;

? коэффициент трансформации ТА для данной стороны.

На стороне ВН:

А .

На стороне СН:

А .

На стороне НН:

А .

Номинальный ток принятого ответвления трансреактора реле на основной стороне определяется выражением:

(4.5)

Принимаем по [9, табл.4.1] А.

Расчётный ток ответвления выравнивающих автотрансформаторов тока на неосновных сторонах определяется по формуле:

, (4.6)

Для стороны СН:

А.

В связи с тем, что ближайший наименьший ток ответвления трансреактора равен 3,63 А [9, табл.4.1], что значительно отличается от 4,1 А, то целесообразно включение выравнивающего автотрансформатора. Поскольку значение находится в пределе от 2,5 А до 5 А, можно применять как АТ - 31, так и АТ - 32. При этом подобранный коэффициент трансформации автотрансформатора, который в максимальной степени соответствует одному из значений токов трансреактора, составляет [9, табл.4.3]. Это значение коэффициента соответствует понижающему автотрансформатору АТ - 32, поскольку А, что в свою очередь соответствует номинальному току ответвления №6 трансреактора [9, табл.4.1]. При использовании АТ - 32 с таким вторичные обмотки ТА на стороне СН следует подключить к входным клеммам автотрансформатора 1 - 9, а реле ДЗТ - 21 - к выходным клеммам 1 - 7 [9, табл. 4.3].

Для стороны НН:

А.

Поскольку полученное значение тока практически не отличается от номинального тока ответвления №2 трансреактора [9, табл. 4.1], то нет необходимости устанавливать выравнивающий автотрансформатор.

Расчётный ток ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения реле определяется по формуле:

, (4.7)

где ? коэффициент трансформации выравнивающего

трансформатора на стороне, где осуществляется

торможение. Если автотрансформатора нет, то .

Сторона ВН (основная): А;

Сторона СН, , А;

Сторона НН, , А.

На основании [9, табл.4.4] выбираем номинальный ток, равный или ближайший меньший расчётного, и номер принятого ответвления приставки и промежуточных трансформаторов тока цепи торможения:

Для стороны ВН: А, номер ответвления - 2;

Для стороны СН: А, номер ответвления - 4;

Для стороны НН: А, номер ответвления - 2;

Результаты расчётов помещены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 Результаты расчётов

Наименование величин	Обозначение и метод определения	Числовые значения для сторон
		110 кВ	35 кВ	6 кВ
Номинальный ток принятого ответвления трансреактора на основной стороне, А	по [9, табл.4.1]	4,6	?	?
Расчётный ток ответвления автотрансформаторов тока на неосновных сторонах, А		?	4,1	4,63
Тип автотрансформаторов тока в плечах защиты	По [9, табл. 4.3]	?	АТ-32	?
Номинальный ток используемого ответвления автотрансформатора тока, к которому подводятся вторичные токи в плечах защиты, А	По [9, табл. 4.3]	?	4,09	?
Номер используемого ответвления автотрансформатора тока, к которому подводятся вторичные токи в плечах защиты	По [9, табл. 4.3]	?	1-9	?
Номер используемого ответвления автотрансформатора, к которому подключено реле	По [9, табл. 4.3]	?	1-7	?
Номинальный ток используемого ответвления автотрансформатора, к которому подключено реле, А	По [9, табл. 4.3]	?	2,5	?
Номинальный ток принятого ответвления трансреактора на неосновной стороне, А	По [9, табл. 4.1]	?	2,5	4,6

Продолжение таблицы 4.1

Наименование величин	Обозначение и метод определения	Числовые значения для сторон
		110 кВ	35 кВ	6 кВ
Номер используемого ответвления трансреактора	По [9, табл. 4.1]	2	6	2
Расчётный ток ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения реле, А		4,56	2,49	4,59
Номинальный ток принятого ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения (приставки), А		3,75	2,5	3,75
Номер используемого ответвления промежуточных трансформаторов тока цепи торможения (приставки)	По [9, табл. 4.4]	2	4	2

Определение первичного тормозного тока, соответствующего началу торможения.

Торможение осуществляется на всех сторонах силового трансформатора, тогда выбор уставки «начало торможения» производится по выражению . Первичный тормозной ток определяется по формуле:

, (4.8)

где ;

? коэффициенты токораспределения соответственно для сторон ВН, СН, НН в расчётном нагрузочном режиме.

Можно условно считать, что расчётный режим соответствует номинальному току в обмотках ВН и токам в обмотках СН и НН с коэффициентами

А.

Определение тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения

Ток небаланса в режиме, соответствующем началу торможения определяется по формуле:

, (4.9)

где ? составляющая тока небаланса

от погрешности трансформатора тока. (4.10)

? коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую; ? коэффициент, учитывающий однотипность трансформаторов; ? относительное значение погрешности трансформаторов тока.

(4.11)

? составляющая тока небаланса от регулирования коэффициента трансформации защищаемого трансформатора;

? относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на стороне ВН; ? коэффициент токораспределения, отражающий долю тока КЗ, протекающего по обмотке ВН в расчётном режиме внешнего КЗ; ? относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на стороне СН; ? коэффициент токораспределения, отражающий долю тока КЗ, протекающего по обмотке СН в расчётном режиме внешнего КЗ.

 , (4.12)

? составляющая тока небаланса от несовпадений расчётных токов и номинальных токов используемых ответвлений автотрансформаторов тока; ? расчётные значения токов на неосновных сторонах для выбора схемы включения автотрансформаторов тока или трансреактора реле ДЗТ - 21;

? номинальные токи принятых ответвлений.

Определение первичного минимального тока срабатывания защиты

Первичный минимальный ток срабатывания защиты (её чувствительный орган) с ДЗТ - 21 определяется из двух основных условий [9]:

1) отстройки от расчётного первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения:

, (4.13)

где ? коэффициент отстройки.

2) отстройки от тока небаланса переходного режима при внешнем коротком замыкании:

(4.14)

За основу для настройки принимается большее из этих двух значений.

По первому условию А.

По второму условию А.

Тогда за основу для настройки реле принимается А.

Определение относительного минимального тока срабатывания реле.

Ток срабатывания чувствительного органа реле устанавливается специальным пусковым сопротивлением. Значение этого тока определяется по формуле [9]:

, (4.15)

где ? коэффициент трансформации трансформатора тока для расчётной стороны;

? коэффициент схемы для расчётной стороны.

Расчётной стороной, то есть стороной, для которой взяты все величины в выражении (4.15), принимается та неосновная сторона, где ток принятого ответвления трансреактора или автотрансформатора, то есть в максимальной степени отличается от расчётного, то есть от . В данном случае такой стороной является сторона НН, тогда:

А.

В формуле ток , определённый для напряжения 115 кВ, приводится к 6,6 кВ.

Определение коэффициента торможения защиты.

Коэффициент торможения выбирается из условия недействия защиты от тока небаланса при внешнем трёхфазном КЗ в максимальном режиме работы системы.

 , (4.16)

где ? коэффициент отстройки;

А ? максимальный ток внешнего трёхфазного короткого замыкания (на шинах НН);

? расчётный ток небаланса, определяемый по формулам (4.9), (4.10), (4.11), (4.12) для тока внешнего трёхфазного КЗ в максимальном режиме. При этом рекомендуется принимать , а .

Полученное расчётное значение выставляется на реле ДЗТ - 21 при помощи переменного резистора.

Расчёт тока срабатывания дифференциальной токовой отсечки

Большая эффективность тормозных свойств реле ДЗТ - 21 при наличии апериодических составляющих в токе КЗ может дать отрицательные результаты [9]. Для обеспечения надёжности и уменьшения времени действия реле при больших кратностях тока КЗ в защищаемой зоне, в том же комплекте ДЗТ - 21 предусмотрена дифференциальная токовая отсечка, то есть дифференциальная защита без отстройки от апериодической составляющей и без тормозных свойств. Первичный ток срабатывания дифференциальной токовой отсечки определяется как наибольший из двух условий:

отстройки от броска тока намагничивания:

, (4.17)

где ? коэффициент трансформации трансформатора тока для

стороны ВН;

? коэффициент схемы для стороны ВН.

А.

отстройки от тока небаланса при внешнем трёхфазном КЗ:

Расчётный ток небаланса определяем по выражению (4.9), но с большим коэффициентом :

Тогда А.

Таким образом, лимитирующей является отстройка от броска тока намагничивания, и для настройки реле принимается первичный ток 1912,2 А.

Чувствительность дифференциальной защиты на полупроводниковом реле ДЗТ - 21 не проверяется, так как она заведомо выше требуемой согласно ПУЭ [2]. Чувствительность дифференциальной токовой отсечки не определяется, так как она является вспомогательным элементом.

4.3.2 Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных коротких замыканий на стороне НН, выполненной в виде максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

Защита выполняется двумя полупроводниковыми токовыми реле РСТ-11, которые присоединяются к трансформаторам тока, соединённым в неполную звезду и установленным в цепи ответвления к выключателю НН. Пусковые органы напряжения выполняются посредством полупроводникового фильтр-реле напряжения обратной последовательности РСН ? 13 и минимального реле напряжения типа РСН-17, присоединённых к трансформатору напряжения (TV), установленному на шинах НН [9].

Ток срабатывания защиты определяется по формуле:

, (4.18)

где ? коэффициент надёжности;

? коэффициент возврата (для реле типа РСТ - 11);

? номинальный ток защищаемого трансформатора, приведённый

к стороне низкого напряжения.

А (табл. 3.2.), тогда:

А.

Ток срабатывания реле определяется по формуле:

, (4.19)

где ? коэффициент схемы (в соответствии с п. 4.3.1);

? коэффициент трансформации ТА (п. 4.3.1);

? ток срабатывания защиты, определённый по выражению (4.18).

А.

Первичное напряжение срабатывания фильтр-реле напряжения обратной последовательности определяется из условия отстройки от напряжения небаланса в нагрузочном режиме [9]:

, (4.20)

где ? номинальное междуфазное напряжение;

? коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Поскольку , то напряжение срабатывания реле РСН - 13 будет равно:

В.

Первичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения определяется из условия отстройки от напряжения самозапуска двигателей при действии АВР и может быть принято [9], то есть для реле РСН - 17 это составит 70 В.

Защита действует последовательно на отключение выключателя НН и затем на выходные реле защиты, отключающие трансформатор со всех сторон, то есть выполняется с двумя выдержками времени [9]:

, (4.21)

,

где с ? максимальная выдержка времени защит

присоединений к шинам НН трансформатора;

с ? ступень выдержки времени.

с;

.

Чувствительность максимальной токовой защиты (МТЗ) по току при двухфазном КЗ в минимальном режиме на шинах НН оценивается коэффициентом чувствительности , который определяется по выражению:

, (4.22)

где ? ток двухфазного КЗ на шинах НН в минимальном режиме (табл. 3.1), приведённый к напряжению 6,6 кВ.

.

Согласно ПУЭ [2] значение коэффициента чувствительности для МТЗ от сверхтоков не должно быть менее 1,5, то есть защита от сверхтоков по чувствительности проходит.

4.3.3 Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных коротких замыканий на стороне СН, выполненной в виде максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

На основании формул 4.18 и 4.19 для МТЗ от сверхтоков на стороне СН получим:

Ток срабатывания защиты: А;

Ток срабатывания реле: А.

Определим чувствительность МТЗ от сверхтоков на стороне СН в соответствии с формулой 4.22:

.

Согласно ПУЭ защита МТЗ от сверхтоков на стороне СН проходит по чувствительности.

Настройка реле напряжения РСН - 17 аналогична описанной в пункте 4.3.2.

Рассматриваемая защита имеет, как правило, 3 выдержки времени и действует последовательно на отключение секционного выключателя шин СН, на отключение выключателя СН трансформатора и на отключение трансформатора со всех сторон (на выходные промежуточные реле):

, (4.23)

или , выбирается большее,

где ? максимальная выдержка времени защит

присоединений к шинам СН трансформатора.

,

.

В соответствии с данными о защитах присоединений с, тогда:

с,

или с, принимаем 2,5 с;

с;

с.

4.3.4 Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных коротких замыканий на стороне ВН, выполненной в виде максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

Считая, что защищаемый трансформатор имеет двухстороннее питание, вторичные обмотки трансформаторов тока соединяются в звезду. При этом будем использовать три реле тока типа РСТ - 11. Так же, как и на сторонах НН и СН, применяем защиту с комбинированным пуском по напряжению. При этом в качестве пусковых органов используются реле напряжения, установленные на сторонах СН и НН [9]. Защита выполняется с одной выдержкой времени и действует на выходные промежуточные реле для отключения трансформатора со всех сторон.

На основании формул (4.18) и (4.19) для МТЗ от сверхтоков на стороне ВН получим:

Ток срабатывания защиты: А;

Ток срабатывания реле: А.

Выдержка времени принимается равной наибольшей из выдержек времени МТЗ, установленных на сторонах НН и СН, то есть:

с.

Чувствительность защиты оценивается при двухфазном КЗ на шинах НН и СН при работе в минимальном режиме [9]. Из сопоставления токов видно, что лимитирующим (минимальным) будет режим КЗ на шинах НН, тогда:

,

то есть согласно ПУЭ защита МТЗ от сверхтоков на стороне ВН проходит по чувствительности.

4.3.5 Расчёт параметров срабатывания максимальной токовой защиты трансформатора с выдержкой времени от перегрузки

Обычно выполняются МТЗ от перегрузки с независимой выдержкой времени. Защита выполняется полупроводниковыми реле РСТ-11, включенным на ток одой фазы. На трёхобмоточных трансформаторах с двухсторонним питанием эти защиты устанавливаются со всех сторон. Реле тока устанавливаются во вторичные цепи тех же ТА, которые обеспечивают работу МТЗ от многофазных КЗ [9]. Защита действует на сигнал.

Ток срабатывания защиты определяется по формуле:

, (4.24)

где ? коэффициент надёжности;

? коэффициент возврата;

? номинальный ток защищаемого трансформатора, приведённый к стороне, где установлена защита.

Ток срабатывания реле определяем в соответствии с выражением (4.19).

Для стороны НН: А;

А.

Для стороны СН: А;

А.

Для стороны ВН: А;

А.

Чувствительность токовых защит от перегрузки не оценивается.

4.3.6 Защита от замыкания на землю со стороны низшего напряжения трансформатора

Защита выполняется с помощью максимального реле напряжения типа РН - 53/60Д, имеющего достаточную термическую стойкость (110 В). Первичное напряжение срабатывания защиты принимается минимально возможным для данного типа реле, то есть соответствующим В. Выдержка времени принимается примерно 9 с [10]. Защита действует на сигнал.

4.3.7 Газовая защита

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ - 22. Более совершенно реле РГЧЗ - 66 с чашкообразными элементами. Кроме этого, в нашей стране широко используется газовое реле с двумя шарообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q [6].

Газовая защита является чисто механическим устройством, идёт в комплекте с силовым трансформатором и расчётных параметров не имеет.

4.4 Защита отходящих линий

Как уже отмечалось выше, защиты отходящих линий выполнены на комплектах защит, выпускаемых нашей промышленностью, что сокращает место на панели защиты и упрощает монтаж.

4.4.1 Расчёт дифференциально-фазной высокочастотной защиты

По сравнению с дистанционной защитой и токовой направленной защитой нулевой последовательности дифференциально-фазная в.ч. защита имеет следующие преимущества [11]:

· защита по принципу действия работает правильно в неполнофазных режимах (нагрузочном или при внешнем КЗ);

· защита по принципу действия правильно работает при качаниях и асинхронном ходе, что исключает необходимость применения специальной блокировки при качаниях;

· защита имеет однотипные органы, действующие на пуск в.ч. передатчика и на отключение, что облегчает согласование по чувствительности указанных органов по сравнению с дистанционной защитой с в.ч. блокировкой, в которой могут использоваться пусковые органы, реагирующие на разные электрические величины и др.

Комплекты ДФЗ - 201 устанавливаем для защиты линий 110 кВ «Падунская - Гидростроитель» 1,2.

Расчёт будем вести для полукомплекта, установленного на подстанции Гидростроитель, в соответствии с указаниями, приведёнными в [11]:

1. Первичный ток срабатывания реле тока 1 ? 1РТ, действующего на пуск высокочастотного передатчика, определяется по условию отстройки от максимального рабочего тока по выражению:

, (4.25)

где ? коэффициент надёжности;

? коэффициент возврата;

А ? максимальный рабочий ток линии (табл. 3.2)

А.

2. Первичный ток срабатывания реле тока 1 ? 2РТ, действующего на отключение высокочастотного передатчика, определяется по условию согласования по чувствительности с реле 3РТ по выражению:

 , (4.26)

где ? коэффициент надёжности.

А.

3. Выбор уставок устройства фильтр-реле пускового органа, состоящего из:

1) реле, действующего на пуск высокочастотного передатчика - пускового реле (1 - 1ПР для панели ДФЗ - 201);

2) реле, действующего на отключение высокочастотного передатчика - отключающее реле (1 - 2ПР для панели ДФЗ - 201).

В целях упрощения расчёта рекомендуется использовать по концам линии трансформаторы тока с одинаковыми коэффициентами трансформации, а так же принимать одинаковые уставки устройства фильтр-реле. В этом случае условие согласования по чувствительности отключающего реле с пусковым реле обеспечивается выбором тока срабатывания отключающего реле, в 2 раза большим тока срабатывания пускового реле при заводской регулировке [11].

В целях упрощения расчётов также рекомендуется не использовать ток нулевой последовательности в пусковом органе. При этом максимальная уставка по току обратной последовательности устройства фильтр-реле пускового органа для панели ДФЗ - 201 принимается равной А [11].

4. Проверка чувствительности реле тока 1 - 2РТ, действующего на отключение высокочастотного передатчика производится по выражению:

, (4.27)

где А ? минимальный ток трёхфазного КЗ в конце

защищаемой линии (табл. 3.1);

? первичный ток срабатывания реле тока 1 - 2РТ.

.

Минимальный коэффициент чувствительности должен быть больше 2 [11], то есть реле тока 1 - 2РТ удовлетворяет требованиям чувствительности.

5. Расчёт параметров реле сопротивления 1 - РС, используемого в пусковом органе защиты:

1) Определим первичное минимальное сопротивление в месте установки защиты в максимальном нагрузочном режиме по выражению:

, (4.28)

где кВ ? номинальное междуфазное напряжение линии;

А - максимальный рабочий ток линии.

Ом.

2) Определим первичное минимальное сопротивление срабатывания реле 1 - РС по выражению:

, (4.29)

где ? коэффициент надёжности;

? коэффициент возврата;

° ? угол максимальной чувствительности реле;

° ? угол полного сопротивления нагрузки (соответствует

).

Ом.

6. Коэффициент чувствительности реле сопротивления 1-РС определяется по выражению:

, (4.30)

где Ом ? сопротивление защищаемой линии.

? 1,5.

Проверим чувствительность реле сопротивления по току точной работы:

, (4.31)

где А ? ток точной работы для реле 1 - РС;

? коэффициент трансформации трансформатора тока.

? 1,3.

Реле сопротивления 1-РС пускового органа проходит по чувствительности.

4.4.2 Расчёт трёхступенчатых дистанционных защит отходящих линий 110 кВ

Расчёт ведём в соответствии с указаниями, приведёнными в [12]:

1. Первичное сопротивление срабатывания первой ступени защиты выбирается из условия отстройки от металлического КЗ на шинах подстанции на противоположном конце линии:

, (4.32)

где ? сопротивление защищаемой линии;

? коэффициент надёжности.

Первая ступень, как правило, выполняется без выдержки времени, то есть с, и на чувствительность не проверяется.

2. Первичное сопротивление срабатывания второй ступени защиты принимается меньшим из двух значений, полученных по условиям:

1) отстройки от сопротивления срабатывания первой ступени защиты следующей линии:

, (4.33)

где ? коэффициент надёжности;

? сопротивление первой (защищаемой) линии;

; ;

? коэффициент токораспределения, учитывающий

неравенство токов в месте повреждения и в месте установки защиты;

? ток КЗ в защищаемой линии (протекающий по защите);

? ток КЗ в следующей линии (в месте повреждения);

? сопротивление первой ступени защиты следующей линии.

2) отстройки от КЗ на стороне НН трансформатора:

, (4.34)

где ? сопротивление трансформатора;

? коэффициент токораспределения, то есть отношение

тока КЗ, протекающего по защите, к току КЗ, протекающему по

трансформатору, при КЗ за трансформатором.

Выдержка времени второй ступени выбирается на ступень селективности больше времени срабатывания первой ступени дистанционной защиты следующей линии и быстродействующих защит трансформаторов, то есть:

, (4.35)

или ,

где ? время срабатывания первой ступени дистанционной защиты

следующей линии (как правило, с);

? время срабатывания быстродействующих защит трансформатора,

от которого производим отстройку;

с ? ступень селективности.

При этом выбирается большее время срабатывания.

Вторая ступень защиты должна удовлетворять требованиям чувствительности в соответствии с выражением:

 , (4.36)

где ? сопротивление срабатывания второй ступени защиты;

? сопротивление защищаемой линии.

Считается достаточным, если .

3. Первичное сопротивление срабатывания третьей ступени защиты определяется отстройкой от нагрузочного режима:

, (4.37)

где ;

? максимальный рабочий ток линии (по табл. 3.2); .

Выдержку времени третьей ступени определяют, как и для токовых направленных защит, по встречно-ступенчатому принципу, то есть:

, (4.38)

где ? максимальная выдержка времени защит следующего участка.

Третья ступень должна обладать достаточной чувствительностью. При коротком замыкании в конце защищаемой линии согласно ПУЭ необходимо иметь . При повреждении в конце смежных элементов согласно ПУЭ желательно, чтобы . Для получения таких коэффициентов чувствительности в ряде случаев используют пусковые органы сопротивления со сложной характеристикой срабатывания [6]. При этом чувствительность третьей ступени защиты при повреждении в конце смежных элементах можно оценивать по выражению:

, (4.39)

где ? сопротивление смежного элемента (резервируемого).

Для линий «Падунская - Гидростроитель» 1,2:

1. Параметры срабатывания первой ступени защиты:

Ом;

2. Параметры срабатывание второй ступени защиты:

В соответствии с условиями выбора сопротивления срабатывания второй ступени, будем вести отстройку от сопротивления срабатывания первой ступени защиты линии «Падунская - Западная», как наиболее протяжённая (для большей чувствительности) и от КЗ на шинах НН автотрансформатора (АТ1 или АТ2), установленного на подстанции Падунская. При этом в соответствии со схемой замещения (рис. 3.1) коэффициенты токораспределения можно принять равными 1. Сопротивление срабатывания первой ступени защиты линии «Падунская - Западная», составляет Ом. Сопротивление обмотки НН автотрансформатора, приведённое к напряжению ступени 115 кВ, составляет Ом, тогда:

1) Ом;

2) Ом.

Таким образом, принимаем для выбора сопротивления срабатывания второй ступени защиты линий «Падунская - Гидростроитель» 1,2 меньшее из найденных двух, то есть Ом.

Выдержку времени принимаем с. Для предотвращения возможного излишнего срабатывания при коротком замыкании в пределах второй ступени защиты рекомендуется увеличить выдержку времени [6] и принять с.

Определим чувствительность второй ступени защиты:

, то есть чувствительность защиты второй ступени удовлетворяет требованиям ПУЭ.

3. Параметры срабатывания третьей ступени защиты:

А (по табл. 3.2);

Ом;

Ом.

Определим выдержку времени третьей ступени в соответствии с имеющимися данными о защитах смежных элементов:

с.

Оценим чувствительность третьей ступени защиты при КЗ в конце защищаемой линии по выражению (4.36):

, то есть согласно ПУЭ третья ступень защиты при КЗ в конце защищаемой линии проходит по чувствительности.

Оценим чувствительность третьей ступени защиты при КЗ за автотрансформатором, установленном на подстанции Падунская (при КЗ на шинах ВН):

, то есть согласно ПУЭ третья ступень защиты при КЗ в конце смежного элемента проходит по чувствительности.

Последующие расчёты для остальных линий напряжением 110 кВ сведены в таблицу 4.2.

4.4.3 Расчёт токовых отсечек от междуфазных коротких замыканий

При расчёте параметров токовых направленных отсечек от междуфазного короткого замыкания ток срабатывания отсечки будем выбирать из условия отстройки от тока трёхфазного КЗ в конце защищаемого участка:

, (4.40)

где ? коэффициент надёжности;

? ток трёхфазного КЗ в конце защищаемого участка в

максимальном режиме работы системы (по табл. 3.1).

Чувствительность токовой отсечки (ТО) оценивается коэффициентом чувствительности, определяемым по минимальному току двухфазного КЗ на тех же шинах, где установлена ТО:

, (4.41)

где ? ток двухфазного КЗ в минимальном режиме работы системы на шинах, где установлена ТО (по табл. 3.1).

Согласно ПУЭ защита считается эффективной, если .

Для линии 110 кВ «Гидростроитель - Зяба»:

Ток срабатывания защиты: А;

Чувствительность защиты: <1,3, то есть чувствительность защиты не удовлетворяет требованиям ПУЭ. В этом случае ПУЭ рекомендует устанавливать неселективную токовую отсечку (НТО) в сочетании с автоматикой повторного включения (АПВ).

В данном случае ток срабатывания НТО будем определять отстройкой от максимально возможного тока КЗ на шинах НН трансформатора подстанции Зяба. Сопротивление трансформатора подстанции Зяба, приведённое к ступени напряжения 115 кВ, составляет Ом. Определим этот ток по выражению (3.8):

А;

Тогда ток срабатывания НТО будет: А;

Чувствительность защиты: >1,3, то есть чувствительность НТО удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Последующие расчеты для остальных линий напряжением 110 кВ сведены в таблицу 4.2.

На линиях 35 кВ устанавливаем селективные токовые отсечки мгновенного действия (1-я ступень), ток срабатывания которых определяется по выражению (4.40), только коэффициент надёжности рекомендуется принимать . Кроме этого токи КЗ необходимо приводить к ступени напряжения 38,5 кВ, то есть необходимо домножить на коэффициент трансформации ступени.

Для линии 35 кВ «35 - 04», идущей на подстанцию «Орехов камень»:

Ток срабатывания защиты: А;

Чувствительность защиты: >1,3, то есть чувствительность защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Последующие расчеты для остальных линий напряжением 35 кВ сведены в таблицу 4.3.

4.4.4 Расчёт параметров срабатывания трёхступенчатых токовых защит нулевой последовательности от коротких замыканий на землю

Токовая отсечка нулевой последовательности (ТО0) является первой ступенью комплекта защит нулевой последовательности для линий 110 кВ. Ток срабатывания ТО0 выбирается, как правило, по условиям отстройки от утроенного тока нулевой последовательности, протекающего по защите при однофазном или двухфазном замыкании на землю (берётся большее значение) на шинах противоположной подстанции (в конце защищаемого участка) [12]:

, (4.42)

где ? коэффициент надёжности;

? максимальное значение утроенного тока нулевой последовательности, протекающего по защите при однофазном или двухфазном КЗ на землю на шинах противоположной подстанции.

На чувствительность первая ступень защиты нулевой последовательности не проверяется [13].

Максимальная токовая защита нулевой последовательности (МТО0) является второй и третьей ступенью комплекта защит нулевой последовательности линий 110 кВ.

Ток срабатывания второй ступени защиты отстраивается от утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при КЗ на землю за трансформатором следующей подстанции [13]:

, (4.43)

где ? коэффициент надёжности;

? максимальное значение утроенного тока нулевой последовательности, проходящий в месте установки защиты при замыкании на землю за трансформатором противоположной подстанции на стороне его, примыкающей к сети с глухозаземлённой нейтралью.

Чувствительность МТО0 второй ступени оценивается коэффициентом чувствительности по выражению:

, (4.44)

где ? минимальное значение утроенного тока нулевой последовательности, протекающего по защите при однофазном или двухфазном КЗ на землю (меньшее значение) на тех же шинах, где установлена защита.

Выдержка времени второй ступени должна быть согласована с выдержкой времени первой ступени предыдущей защиты, то есть на ступень селективности с больше.

Ток срабатывания третьей ступени защиты отстраивается от тока небаланса, протекающего по защите при максимальном значении трёхфазного тока КЗ в конце защищаемого участка [13]:

 , (4.45)

где ? коэффициент надёжности;

;

? коэффициент однотипности трансформаторов тока;

? коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую тока КЗ;

? максимально возможная относительная погрешность трансформаторов тока;

? максимальное значение тока трёхфазного КЗ в конце защищаемого участка.

Чувствительность МТО0 третьей ступени оценивается коэффициентом чувствительности по выражению (4.44), только минимальное значение утроенного тока нулевой последовательности подставляется при КЗ на землю в конце защищаемого участка.

Выдержка времени третьей ступени определяется по ступенчатому принципу, то есть на ступень селективности больше выдержки времени срабатывания защит смежных участков.

Для линий «Гидростроитель - Заводская» 1,2 имеем следующее:

Ток срабатывания первой ступени защиты: А;

Ток срабатывания второй ступени защиты:

Для начала определим тройной ток нулевой последовательности при однофазном и двухфазном КЗ на землю на шинах ВН автотрансформатора подстанции Заводская по выражениям (3.11) и (3.12):

Сопротивления обмоток высокого и низкого напряжений автотрансформаторов подстанции Заводская, приведённые к ступени напряжения 115 кВ, соответственно равны: Ом и Ом, тогда сопротивление прямой последовательности до точки КЗ будет равно:

Ом,

сопротивление нулевой последовательности:

Ом.

Тогда получим: А;

А;

А.

Чувствительность второй ступени защиты: , то есть вторая ступень защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Выдержку времени срабатывания второй ступени принимаем 0,5 с.

Ток срабатывания третьей ступени защиты:

Определим максимальный расчетный ток небаланса при трёхфазном КЗ в конце линии: А.

А.

Чувствительность третьей ступени защиты: >1,5, то есть чувствительность третьей ступени защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Выдержку времени срабатывания третьей ступени в соответствии с имеющимися данными о защитах смежных участках принимаем 1,5 с.

Последующие расчёты для остальных линий напряжением 110 кВ сведены в таблицу 4.2.

4.4.5 Расчёт параметров срабатывания максимальных токовых защит отходящих линий 35 кВ

Максимальная токовая защита (МТЗ) выполняет функции резервной защиты своего участка, а также резервирует защиты и выключатели соседнего участка. Ток срабатывания МТЗ определяется по выражению [12]:

, (4.46)

где ? коэффициент надёжности;

? коэффициент самозапуска;

? коэффициент возврата реле;

? рабочий максимальный ток линии (по табл. 3.2).

Коэффициент чувствительности МТЗ определяется в минимальном режиме работы системы по току двухфазного КЗ в конце защищаемого участка () или в конце следующего участка () [12]:

, (4.47)

Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности по основному участку должен быть не менее 1,5, а по резервному участку - не менее 1,2.

Селективность МТЗ обеспечивается выдержками времени. Ступень выдержки времени с.

Для линии «35 - 01», идущей на подстанцию «Осиновка»:

Ток срабатывания защиты: А;

Чувствительность защиты будем проверять только для основного участка:

>1,5, то есть чувствительность защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ.

В соответствии с имеющимися данными о защитах следующего участка и для обеспечения селективности принимаем выдержку времени срабатывания с.

Последующие расчеты для остальных линий напряжением 35 кВ сведены в таблицу 4.3.

Таблица 4.2 Результаты расчёта защит отходящих линий напряжением 110 кВ

Наименование защищаемой линии	Вид защиты
	Трёхступенчатая дистанционная защита (ДЗ)	Токовая отсечка (ТО) от междуфазных КЗ	Токовая направленная защита нулевой последовательности
«Падунская - Гидростроитель»1,2	, Ом	3,875	, А	1775	, А	6674
	, сек	0	, сек	0	, сек	0
	, Ом	12,218		, А	3203
	, сек	0,8		, сек	0,5
	, Ом	126,35		, А	164
	, сек	2,3		, сек	2,5
«Гидростроитель - Заводская» 1,2	, Ом	1,803	, А	1179	, А	4183
	, сек	0	, сек	0	, сек	0
	, Ом	43,195		, А	2636
	, сек	0,8		, сек	0,5
	, Ом	282,42		, А	199
	, сек	2,3		, сек	1,5
«Гидростроитель - Зяба»	, Ом	10,738	, А	1071	, А	2172
	, сек	0	, сек	0	, сек	0
	, Ом	49,086		, А	1090
	, сек	0,8		, сек	0,5
	, Ом	177,81		, А	132
	, сек	2,5		, сек	1,5

Таблица 4.3 Результаты расчёта защит отходящих линий напряжением 35 кВ

Наименование защищаемой линии	Виды защит
	Токовая отсечка (ТО) от междуфазных КЗ	Максимальная токовая защита (МТЗ)
ВЛ «35 - 01»	, А	1364	, А	462
	, сек	0	, сек	3
ВЛ «35 - 02»	, А	1364	, А	432
	, сек	0	, сек	3
ВЛ «35 - 04»	, А	2257	, А	47
	, сек	0	, сек	2
ВЛ «35 - 05»	, А	2796	, А	203
	, сек	0	, сек	2
ВЛ «35 - 06»	, А	2796	, А	191
	, сек	0	, сек	2
ВЛ «35 - 14»	, А	1088	, А	55
	, сек	0	, сек	3
ВЛ «35 - 15»	, А	1088	, А	34
	, сек	0	, сек	3

4.5 Применение современных микропроцессорных защит линий электропередачи

4.5.1 Общие сведения о микропроцессорных защитах

Перспективным направлением в теории и практике релейной защиты стало использование цифровых микроЭВМ и разработка на их основе так называемых программных защит. Такая возможность объясняется тем, что релейную защиту можно представить как систему арифметико-логического преобразования информации, содержащейся в воздействующих величинах, а сам процесс преобразования описать аналитическими выражениями, являющимися алгоритмом функционирования защиты. В микроЭВМ арифметико-логическое преобразование выполняет микропроцессор, который преобразует информацию о воздействующих величинах в цифровой код, поэтому программную защиту называют также микропроцессорной или цифровой релейной защитой [6]. Поскольку воздействующими величинами являются синусоидальные напряжения и ток, то они предварительно должны быть преобразованы с помощью аналого-цифровых преобразователей (АЦП). Для исполнительных органов защиты необходимы аналоговые сигналы, поэтому внешние элементы защиты содержат цифроаналоговые преобразователи (ЦАП).

В современных цифровых реле может быть записано большое количество программ для работы защиты с различными функциями и характеристиками (алгоритмами). Алгоритмы работы защиты выполняются в реальном масштабе времени. При этом компьютерные программы используются не только для обеспечения функционирования цифровых реле, но и для дистанционного их обслуживания (выставления и изменения параметров срабатывания), а также для их изучения [14].

С начала 1980-х годов цифровая аппаратура релейной защиты во всех странах мира стала вытеснять с рынка традиционные электромеханические реле и полупроводниковые аналоговые реле. В России этот процесс начался с небольшой задержкой, но сейчас набирает темпы: в разных регионах страны выполнено несколько крупных проектов оснащения электростанций и подстанций серийными цифровыми реле, освоен промышленный выпуск отечественных цифровых реле, накоплен небольшой положительный опыт в эксплуатации этих реле в нескольких энергосистемах [14].

Цифровые реле защиты обладают многими замечательными свойствами, которые и определяют их преимущества в сравнении с традиционными аналоговыми реле, электромеханическими и полупроводниковыми. К этим достоинствам в первую очередь следует отнести:

Самодиагностика. Непрерывная автоматическая самопроверка цифровых реле позволяет персоналу быть уверенными в их исправном состоянии и в надёжности срабатывания при коротких замыканиях;

Совмещение функций управления, контроля и защиты электроустановок в каждом микропроцессорном блоке позволяет создавать на их основе нижний уровень АСУ - автоматизированной системы управления технологическими процессами энергетического или другого объекта;

Ускорение отключения коротких замыканий, которое достигается использованием различных времятоковых характеристик, трёх ступеней токовых защит, минимальной ступени селективности (0,15 - 0,2 с), «ускорения защиты после АПВ», а также двух различных наборов уставок, автоматически сменяемых при изменении режима питания электроустановки;

Сокращение расходов при сооружении энергетических объектов и при их обслуживании;

Обеспечение безопасности оперативного и релейного персонала за счёт возможности дистанционного обслуживания.

Из этого, далеко неполного, перечня достоинств цифровой техники защиты и управления видно, на сколько желательны и важны практические освоения новейшей техники релейной защиты и автоматики (РЗА) и её программного обеспечения.

Как отмечалось выше, цифровые устройства РЗА начали широко применяться за рубежом около двух десятилетий тому назад. За это время определилась оптимальная структура построения аппаратной части реле, многие технические решения стали типовыми. Как следствие, современные цифровые реле, даже произведённые разными фирмами, имеют много общего, а их характеристики очень близки.

Мировыми лидерами в производстве новейшей микропроцессорной техники РЗА являются европейские концерны ALSTOM, ABB, SIEMENS. Цифровые защиты, выпускаемые этими фирмами, имеют высокую стоимость, которая, впрочем, окупается их высокими техническими характеристиками и многофункциональностью.

Принимая во внимание стоимость и многофункциональность новейших защит, мой выбор остановился на микропроцессорных блоках защит серии MiCOM, выпускаемых общеизвестной европейской фирмой ALSTOM.

4.5.2 Применение микропроцессорного терминала серии MiCOM?124 для защиты линии 35 кВ «Гидростроитель - Осиновка»

Защита максимального тока MiCOM серии Р124 - это универсальные токовые защиты с питанием от токовых цепей и/или от цепей тока и оперативного тока. Защиты MiCOM серии Р124 спроектированы для управления, защиты и контроля промышленных установок, распределительных сетей, подстанций и не требуют внешнего электропитания, а также могут использоваться как резервная защита для электрических сетях высокого напряжения [15].

Микропроцессорный блок MiCOM - 124 сочетает в себе множество функций защит, автоматики и управления, к которым относят:

1. Функции защиты:

а) трёхступенчатая токовая защита от междуфазных коротких замыканий;

б) трёхступенчатая токовая защита от замыканий на землю;

в) защита минимального тока;

г) защита по максимальному току обратной последовательности.

2. Функции автоматики:

а) многократное АПВ;

б) защита при обрыве провода;

в) устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ);

г) контроль цепи отключения;

д) управление и контроль состояния выключателя.

3. Функции регистрации:

а) регистрация аварий;

б) регистрация событий;

в) осциллограф.

Все перечисленные функции и принадлежность блока MiCOM - 124 позволяют применить его в качестве комплекта защит и автоматики линии 35 кВ «Гидростроитель - Осиновка».

4.5.3 Расчёт параметров срабатывания трёхступенчатой токовой защиты блока MiCOM - 124 и составление файла-конфигурации

Для цифровых терминалов MiCOM уставки задаются в процентах от номинальных значений. Использование цифровых реле не освобождает от необходимости предварительной настройки каждого реле и, в первую очередь, выбора только одной из заложенных в реле времятоковой характеристики для каждой ступени токовой защиты, главным образом - для наиболее чувствительной ступени, называемой максимальной токовой защитой (МТЗ) [16]. Таким образом, в результате расчета трёхступенчатой токовой защиты должны быть выбраны ток срабатывания и время срабатывания каждой ступени защиты по аналогии с расчётом классических защит.

Первой ступенью защиты является селективная токовая отсечка (ТО) мгновенного действия, ток срабатывания которой будем определять по выражению (4.40), только коэффициент надёжности при использовании цифровых реле необходимо принят в пределах от 1,1 до 1,15 [16]:

А.

Проверим чувствительность ТО по выражению (4.41):

<1,3, то есть чувствительность защиты не удовлетворяет требованиям ПУЭ. В связи с тем, что блок имеет ещё две ступени защиты, применение неселективной токовой отсечки не рассматривается.

Определим ток срабатывания реле первой ступени защиты по выражению (4.19): принимаем коэффициент трансформации трансформатора тока , а коэффициент схемы , тогда:

А, что составляет ,

где А - номинальный вторичный ток трансформатора тока.

Второй ступенью защиты является токовая отсечка с небольшой выдержкой времени (ТОВ), настройку которой будем осуществлять от максимального тока КЗ за трансформатором подстанции Осиновка:

Сопротивление трансформатора подстанции Осиновка, приведённое к ступени напряжения 115 кВ, составляет Ом. Определим этот ток по выражению (3.8):

А;

Тогда ток срабатывания ТОВ: А;

Чувствительность защиты оцениваем коэффициентом чувствительности: >1,3, то есть чувствительность ТОВ удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Определим ток срабатывания реле второй ступени защиты по выражению (4.19):

А, что составляет .

Имея в виду, что трансформаторы подстанции Осиновка оборудованы быстродействующими защитами, можно выбирать выдержку времени ТОВ на ступень селективности больше, то есть с.

Максимальная токовая защита (МТЗ) является третьей ступенью защиты линии, а также выполняет резервирование защит соседнего участка (в данном случае МТЗ резервирует защиты трансформатора подстанции Осиновка). Ток срабатывания МТЗ будем определять по выражению (4.46), только в соответствии с рекомендациями, изложенными в [16], коэффициент надежности и коэффициент возврата цифровых реле принимаем соответственно равными 1,1 и 0,95:

А.

Чувствительность третьей ступени защиты будем оценивать для основного и резервного участка по выражению (4.47):

>1,5, то есть коэффициент чувствительности защиты по основному участку удовлетворяет требованиям ПУЭ;

>1,2, то есть коэффициент чувствительности защиты по резервному участку удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Определим ток срабатывания реле третьей ступени защиты по выражению (4.19):

А, что составляет .

Выдержку времени срабатывания третьей ступени защиты, согласуя с максимальной выдержкой времени защиты трансформатора подстанции Осиновка, принимаем равной с.

Как уже отмечалось выше, цифровые реле защиты, в том числе и защита MiCOM - 124, функционируют посредством специального программного обеспечения, для работы которого необходимы исходные данные о защите (уставки срабатывания в процентах от номинального тока реле и прочее), которые задаются в виде фала-конфигурации. Файл-конфигурации содержит в себе информацию в зашифрованном виде о рассчитанных и выбранных параметрах срабатывания защиты. С помощью этого исходного файла можно как бы запрограммировать (задать) требуемые виды защит, число ступеней срабатывания, а также вид необходимой автоматики.

Ниже приведена расшифровка некоторых параметров файла-конфигурации, необходимых для проектируемого вида защиты и автоматики линии 35 кВ «Гидростроитель - Осиновка»:

· Подменю `CT Ratio' - задание коэффициента трансформации трансформатора тока:

· Line CT primary - задание первичного номинального тока фазных трансформаторов тока.

· Подменю `RL1 Output Relay' - задание режима работы выходного реле отключения RL1:

· Fail-safe Relay - выбор режима работы реле RL1. Выбор безопасного режима задаётся установкой значения Да (Yes).

· Подменю `Group Select' - выбор конфигурации группы уставок:

· Group Select - служит для выбора активной группы уставок (1 или 2).