Лекція 2  

Лекція 2

1.3. Призначення та основні характеристики реле

Одним з основних елементів пристроїв релейного захисту є реле. Реле представляє собою пристрій, в якому вихідний сигнал змінюється стрибкоподібно, в залежності від зміни вхідної величини (рис. 1.5).

Рис. 1.5. Реле

Коли вихідний сигнал змінився стрибкоподібно, говорять, що реле спрацювало. Тобто є два стійких стани реле: реле в неспрацьованому стані – вихідний сигнал , реле в спрацьованому стані . Величина вхідного сигналу , при якому реле спрацьовує, називається уставкою спрацювання реле.

Розрізняють максимальні та мінімальні реле. Максимальними називають реле, які спрацьовують при збільшенні вхідного сигналу до уставки спрацювання. Мінімальними називають реле, які спрацьовують при зменшенні вхідного сигналу до уставки спрацювання.

В залежності від способу увімкнення реле (способу підведення вхідного сигналу) розрізняють первинні та вторинні реле. Первинні реле вмикаються безпосередньо в первинне (силове) електричне коло. Вторинні реле вмикаються у первинне коло через первинні вимірювальні перетворювачі струму чи напруги. Первинними вимірювальними перетворювачами служать, як правило, трансформатори струму та трансформатори напруги.

В залежності від дії на комутаційний апарат розрізняють реле прямої дії та реле опосередкованої дії. Реле прямої дії діють безпосередньо на механізм вимкнення комутаційного апарата. Реле опосередкованої дії діють на комутаційний апарат через проміжні елементи, наприклад, через електромагніти вимкнення вимикачів.

Ще однією особливістю реле є наявність його гістерезисної характеристики.

Пояснимо сутність гістерезисної характеристики на прикладі максимального реле. При збільшенні вхідного сигналу до величини, при якій реле спрацьовує, тобто до уставки реле – (точка 1 на рис. 1.6) вихідна величина зміниться стрибком (точка 2). При подальшому збільшенні вхідного сигналу (точка 3) ніяких змін вихідної величини не відбувається. Після зменшення вхідного сигналу до значення (точка 4) реле повернеться у вихідний стан (точка 5). Тобто повернення реле у вихідний стан буде здійснюватись при значенні вхідної величини , яке є меншим від величини вхідного сигналу, при якому реле спрацьовує – .



Рис. 1.6. Гістерезисна характеристика реле

Гістерезис характеристики реле визначається коефіцієнтом повернення реле , величина якого визначається з виразу

(1.1)

Для максимальних реле , для мінімальних реле .

1.4. Структурно-функціональна схема пристрою релейного захисту

Загальна структурно-функціональна схема пристрою релейного захисту наведена на рис. 1.7. Вона не залежить від принципу роботи захисту та від елементної бази, на основі якої він виконаний.

Рис. 1.7. Структурно-функціональна схема

Пристрою релейного захисту

Пристрій релейного захисту повинен безперервно контролювати об‘єкт захисту – генератор, трансформатор, лінію тощо. Для цього безперервно вимірюються координати режиму об‘єкта. Це, як правило, миттєві значення напруг та струмів. Координати режиму через первинні вимірювальні перетворювачі (це в основному трансформатори струму та трансформатори напруги) поступають на вимірні органи захисту. Первинні вимірювальні перетворювачі призначені для ізоляції пристрою релейного захисту від первинних високовольтних кіл та отримання стандартної шкали номінальних вторинних напруг та струмів – для різних первинних номінальних значень напруг та струмів отримуються вторинні номінальні значення напруги (100 В) та струму (5 А або 1А).

Вимірними органами захисту можуть бути реле струму, які реагують на зміну величини струму, реле напруги, які реагують на зміну величини напруги, реле опору, які реагують на зміну опору, тобто на комплексну величину, яка пропорційна відношенню комплексів напруги та струму, які підводяться до реле. У випадку, коли контрольовані цими реле величини досягають їх уставок спрацювання, вимірні органи спрацьовують – на їх виходах з‘являється сигнал. Цей сигнал поступає на логічний орган захисту.

В логічному органі пристрою РЗ реалізується алгоритм роботи захисту – перевіряються додаткові умови спрацювання, здійснюються необхідні затримки часу тощо. Якщо всі умови спрацювання захисту виконуються, на виході логічного органу з‘являється сигнал. Цей сигнал поступає на вихідний орган захисту, з якого він безпосередньо діє на вимкнення об‘єкту від джерел живлення.

Одночасно вихідний сигнал з логічного органу діє на спрацювання сигнального органу, який призначений для сигналізації оперативному персоналу про спрацювання даного пристрою релейного захисту. Характерним для цього органу є збереження його в спрацьованому стані після вимкнення пошкодженого об‘єкта від джерел живлення, коли всі інші органи пристрою релейного захисту повернулись у вихідний стан. Повернення сигнального органу у вихідний стан може здійснюватись лише вручну.

1.5. Вимоги до пристроїв релейного захисту

Основними вимогами до функціонування пристроїв релейного захисту є: селективність, чутливість, швидкодія, надійність.

Селективність (вибірковість) – це здатність пристрою релейного захисту реагувати на пошкодження в межах того об‘єкта електроенергетичної системи, для захисту якого він призначений. Так, наприклад, захист А3 (рис. 1.4) реагує тільки на пошкодження в лінії Л2 і не реагує на пошкодження в лінії Л1.

Розрізняють селективність абсолютну та відносну.

Якщо захист реагує на пошкодження тільки того елемента, для захисту якого він призначений, то говорять, що цей захист має абсолютну селективність. Наприклад, захист А1 (рис. 1.4) реагує на пошкодження тільки в лінії Л1, тому це захист з абсолютною селективністю.

Якщо захист, крім пошкоджень на елементі, для захисту якого він призначений, реагує і на пошкодження в суміжному елементі, то цей захист має відносну селективність. Прикладом захисту з відносною селективністю є захист А2 (рис. 1.4), який призначений для захисту лінії Л1. Крім пошкоджень на лінії Л1 він може реагувати і на пошкодження в суміжній лінії Л2, тобто виконувати функції дальнього резервування.

Про те, в деяких випадках захист свідомо виконують неселективним. Але неселективну роботу захисту виправляють спеціальними пристроями автоматики – пристроями автоматичного повторного увімкнення (АПВ). (АПВ спрацьовує після спрацювання пристрою РЗ та через деякий проміжок часу діє на увімкнення вимикача, який був вимкнений пристроєм релейного захисту. У випадку, коли к.з. було нестійким і воно успішно самоліквідувалось після вимкнення напруги пристроєм РЗ, робота мережі відновиться). Неселективна робота захистів застосовується для випадків, коли під час к.з. в кінці зони захисту, наприклад, для лінії Л1 (рис. 1.8) залишкова напруга на шинах підстанції А під час к.з. в кінці лінії є недостатньою для стійкої роботи асинхронного та синхронного навантаження ( ). Тому вимкнення пошкодження на лінії потрібно здійснювати з мінімальною можливою витримкою часу. Для цього захист А1 виконується швидкодійним – швидкодія захисту А1 є співрозмірна з швидкодією захисту А2 лінії Л2, а зона дії захисту А1 частково накладається на зону дії захисту А2. Тому після виникнення к.з. на початку лінії Л2 (точка К1) можлива неселективна робота захисту А1 – він подіє на вимкнення вимикача Q1, тобто від джерела живлення вимикається пошкоджена лінія Л2 та непошкоджена лінії Л1.

Рис. 1.8. Неселективна робота захисту

Після цього неселективна робота захисту А1 виправляється роботою пристрою АПВ. Це відбувається наступним чином. Після виникнення к.з. в точці К1 спрацьовують швидкодійні захисти А1 та А2, які діють на вимкнення вимикачів Q1 та Q2 відповідно. Після цього спрацьовує АПВ лінії Л1 і діє на вимкнення вимикача Q1. Якщо к.з. не на цій лінії, захист А1 не спрацьовує – лінія залишається в роботі. Після цього спрацьовує АПВ лінії Л2, яке має більший час спрацювання, ніж АПВ лінії Л1. АПВ діє на увімкнення вимикача Q2. На час роботи пристроїв АПВ неселективний захист А1 виводиться з роботи. Якщо к.з. було нестійким, то система відновить нормальну роботу. В протилежному випадку знову спрацює захист А2 та подіє на вимкнення лінії Л2. Таким чином селективна робота захистів в цілому буде забезпечена.

Чутливість. Захист елемента електроенергетичної мережі повинен реагувати на пошкодження в ньому в усіх його можливих режимах роботи, тобто бути чутливим до пошкоджень як в максимальному режимі, для якого характерним є максимальний рівень струмів к.з., так і в мінімальному режимі, для якого характерним є найнижчий рівень струмів к.з.

Чутливість захисту визначається коефіцієнтом чутливості. Чутливість захисту перевіряється для мінімального режиму, коли рівень струмів к.з. є мінімальним. Якщо захист буде чутливим до пошкоджень в мінімальному режимі, то він тим більше буде чутливим до пошкоджень у всіх інших режимах, коли рівень струмів к.з. буде вищим.

В залежності від типу захисту цей коефіцієнт визначається по різному. Так, для максимальних струмових захистів (захисти, які реагують на збільшення струму) чутливість захисту, а точніше чутливість його вимірного органу, визначається, як відношення струму в реле під час к.з. в кінці зони захисту в мінімальному режимі до струму спрацювання вимірного органу (уставки реле). Це співвідношення записується у вигляді:

. (1.2)

Так, для релейного захисту А1 (рис. 1.4), який призначений для захисту лінії Л1, розрахунковою точкою є кінець лінії Л1. Для захисту А2, зона дії якого охоплює лінію Л1 та лінію Л2 розрахунковими точками к.з. є кінець лінії Л1 (захист виконує функцію ближнього резервування) та кінець лінії Л2 (захист виконує функції дальнього резервування).

Для мінімальних захистів, які реагують на зменшення контрольованої величини, коефіцієнт чутливості визначається дещо по іншому. Так, наприклад, для дистанційного захисту, вимірний орган якого реагує на зміну повного опору, чутливість визначається як

. (1.3)

де – уставка спрацювання вимірного органу захисту, – опір від місця встановлення захисту до кінця зони, охопленої даним захистом.

Згідно ПУЕ величина коефіцієнту чутливості регламентується наступним чином. Для основних захистів в залежності від типу захисту коефіцієнт чутливості повинен бути або . Для резервних захистів величина коефіцієнту чутливості повинна бути дещо меншою і повинна складати ,

Надійність. Це здатність пристрою РЗ виконувати свої функції з збереженням експлуатаційних характеристик в заданих межах на протязі гарантованого заводом терміну служби.

Функціональні характеристики пристроїв релейного захисту в процесі експлуатації можуть змінюватись, внаслідок чого пристрої РЗ можуть не спрацьовувати під час пошкоджень в зоні дії захисту, надлишково спрацьовувати під час пошкоджень на суміжних елементах, або хибно спрацьовувати при відсутності пошкоджень в зоні дії захисту.

Надійність пристроїв РЗ залежить від багатьох факторів. Основними з них є надійна елементна база пристроїв РЗ, якісно виконаний монтаж обладнання та культура експлуатації.

Для перевірки функціональних характеристик пристроїв РЗ під час експлуатації регулярно здійснюються регламентні роботи. Вони здійснюються через певні проміжки часу їх експлуатації. Це особливо актуально для пристроїв релейного захисту, виконаного на електромеханічній та напівпровідниковій базі. Пояснюється це тим, що електромеханічні пристрої РЗ взагалі не мають самодіагностики . Самодіагностикою називається здатність пристрою РЗ періодично самостійно перевіряти основні свої характеристики і при виявленні недопустимих відхилень повідомляти про це оперативному персонлу, а сам пристрій РЗ виводиться з роботи. Пристрої РЗ, виконані з використанням напівпровідникових елементів, при чому тільки складні комплекси, мають системи автоматизованої перевірки основних функціональних характеристик захисту. Перевірка цих основних характеристик здійснюється обслуговуючим персоналом без вимкнення силового обладнання від мережі. Сучасні цифрові пристрої РЗ, як правило, мають автоматичну самодіагностику, тобто з заданим часовим інтервалом (до кількох секунд) запускається спеціальна програма тестування пристрою, яка перевіряє його справність. У випадку виявлення несправності пристрою, він автоматично виводиться з роботи з одночасним повідомленням оперативному персоналу про несправність.

Швидкодія. Очевидно, чим швидше вимкнеться пошкоджений елемент від джерел живлення, тим краще для роботи енергосистеми – зменшується область імовірного пошкодження обладнання струмами к.з., зменшується руйнування ізоляції, зменшується імовірність порушення технологічних процесів в споживачів, зменшується імовірність порушення синхронної роботи генераторів, синхронних компенсаторів, синхронних двигунів, зменшується гальмування асинхронних двигунів тощо.

Час вимкнення пошкодження визначається часом спрацювання захисту та часом спрацювання вимикача

. (1.4)

де – час роботи релейного захисту; – час спрацювання вимикача.

Час роботи захисту визначається як відрізок часу від моменту виникнення пошкодження до моменту спрацювання вихідних реле захисту. Пристрій релейного захисту не може миттєво спрацювати після виникнення пошкодження. Захист повинен проаналізувати режим та розпізнати режим пошкодження від усіх інших режимів. Крім цього, є власний час спрацювання вимірних та вихідних органів захисту.

Основні захисти намагаються виконувати з мінімально можливим часом спрацювання. Резервні захисти мають витримку часу в спрацюванні з умови забезпечення селективності роботи – спочатку повинен спрацювати основний захист і тільки тоді, коли він не спрацював, повинен працювати резервний захист, тобто резервний захист „чекає” на результати роботи основного захисту.

Час роботи вимикача визначається як відрізок часу від моменту подачі сигналу на привід вимикача до моменту погасання дуги в дугогасильній камері – до обриву струму в силовому колі.

Поняття швидкодії в кількісному вимірі є різним для різних мереж. Так, для систем електропостачання, швидкодійними є захисти, для яких с. Для системоутворюючих мереж (220 кВ та вище) до швидкодії пред‘являють більш жорсткі вимоги – швидкодійними є захисти, які мають час спрацювання . Сучасні цифрові захисти мають ще менший час спрацювання. Так, час спрацювання диференційного захисту шин фірми АВВ складає .

Лекція 3

ПЕРВИННІ ВИМІРЮВАЛЬНІ ПЕРЕТВОРЮВАЧІ СТРУМУ

3.1. Призначення первинних вимірювальних перетворювачів струму

Первинні вимірювальні перетворювачі струму призначені для ізоляції вторинних вимірювальних кіл від первинних силових кіл, а також для створення стандартної шкали вторинних номінальних струмів.

Первинними вимірювальними перетворювачами можуть бути транс-реактори, електромагнітні давачі, трансформатори без магнітопроводу, оптико електронні перетворювачі. На даний час в енергосистемах найбільш широке застосування знайшли електромагнітні давачі – трансформатори струму.

Ізоляція первинних силових кіл, які є, як правило, високовольтними, необхідна для створення безпечних умов роботи у вторинних колах – колах вимірювання, управління, обліку тощо. Крім того, ізоляція вторинних кіл від первинних потрібна для захисту самого обладнання вторинних кіл, тому що воно розраховане на роботу при низьких напругах (до 1000 В).

Для забезпечення уніфікації вторинного обладнання введена стандартна шкала вторинних номінальних струмів. Це струми 5 А, а також 1 А. Це значить, що стандартні трансформатори струму, які мають різний первинний номінальний струм, який залежить від класу напруги та потужності силового обладнання, мають номінальний вторинний струм 5 А (1 А). Слід відмітити, що в енергосистемах України трансформатори струму, які експлуатуються в електроустановках напругою 330 кВ та вище, як правило, використовуються з номінальним вторинним струмом 1 А. Для нижчого класу напруг використовуються трансформатори струму з номінальним вторинним струмом 5 А. Для мереж нижчого класу напруг (до 330 кВ) можливе використання трансформаторів струму з номінальним вторинним струмом 1 А при організації диференційних захистів шин. За кордоном, як правило, використовуються трансформатори струму з номінальним вторинним струмом 5 А для всіх класів напруг.

Первинні струми трансформаторів струму також стандартизовані: 15, 20, 30, 40, 50, 75, 100, 150, 200, 300, 400, 500, 600, 750, 800, 1000, 1200, 1500, 2000, 3000 А.

Інформацію про струм у первинному колі, крім застосування електромагнітного принципу, можна дістати і іншими способами. Найбільш перспективними з них є два напрямки: застосування оптико-електронних перетворювачів та застосування котушок Роговського.

В першому випадку спеціальні оптико-електронні перетворювачі, які знаходяться безпосередньо у первинному колі перетворюють величину струму і відповідний світловий потік, який передається по оптико-волоконному кабелю безпосередньо до пристроїв РЗА, де знову перетворюється в електричний сигнал.

Котушка Роговського представляє собою трансформатор без магнітного осердя, в якому первинний струм наводить е.р.с. у вторинній обмотці через повітря. Потужність таких трансформаторів звичайно невелика і недостатня для роботи пристроїв РЗА, виконаних на електромеханічній базі. Сучасні пристрої РЗА виконуються на цифровій основі і для їх роботи не потрібно джерел інформації великої потужності. Тому останнім часом, особливо за кордоном, створення первинних перетворювачів струму на основі котушки Роговського є перспективним напрямом. Основною перевагою такого підходу є відсутність в первинному перетворювачі магнітопроводу. Тому такий перетворювач має лінійну характеристику залежності напруги на вторинній обмотці від первинного струму, не спотворює форми первинного струму. Тобто має суттєво меншу похибку у порівнянні з традиційним електромагнітним трансформатором струму. Кріт того, первинний вимірювальний перетворювач струму, виконаний на основі котушки Роговського, має менші габарити та дешевший у порівнянні з традиційними електромагнітними перетворювачами.

Про те, в Україні в найближчому майбутньому будуть експлуатуватись традиційні електромагнітні перетворювачі струму. Тому більш детально зупинимось на принципах та особливостях роботи саме цих перетворювачів струму.

3.2. Принцип роботи трансформатора струму

Трансформатор струму представляє собою звичайний трансформатор, сердечник якого виконаний з листової сталі, первинна обмотка увімкнена безпосередньо в струмове коло силового обладнання (рис. 3.1), а до вторинної обмотки приєднується відповідне навантаження – пристрої релейного захисту, автоматики, лічильники електричної енергії тощо.

Рис. 3.1. Принцип роботи трансформатора струму

По первинній обмотці трансформатора струму протікає струм , який створює намагнічувальну силу . Під дією цієї намагнічувальної сили в магнітопроводі трансформатора створюється магнітний потік , який індукує у вторинній обмотці е.р.с. Якщо вторинна обмотка замкнена на навантаження, то під дією цієї е.р.с. у вторинній обмотці буде протікати струм, який в свою чергу буде створювати намагнічувальну силу і відповідно магнітний потік . Потік за законом Лєнца буде протидіяти магнітному потоку . Намагнічувальні сили, створювані первинною та вторинною обмотками та відповідні їм магнітні потоки векторно сумуються, створюючи результуючий магнітний потік .

Таким чином, математична модель трансформатора струму має вигляд

(3.1)

Як видно з (3.1) магнітний потік створюється намагнічувальною силою , тобто струм намагнічування є частиною первинного струму . Таким чином, приведене значення вторинного струму відрізняється від первинного струму на величину струму намагнічування

(3.2)

де – коефіцієнт трансформації трансформатора струму, розрахований як співвідношення витків відповідно вторинної та первинної обмоток.

3.3. Розрахункова схема та векторна діаграма трансформатора струму

Розрахункова схема трансформатора струму наведена на рис. 3.2. В розрахунковій схемі магнітний зв‘язок між первинною та вторинною обмоткою замінений електричним. Тому на схемі фігурують приведені до вторинної сторони первинний струм та струм намагнічення.

Рис. 3.2. Розрахункова схема трансформатора струму

Як видно з рис. 3.2, в розрахунковій схемі трансформатора струму, на відміну від розрахункової схеми класичного трансформатора відсутній опір первинної обмотки. Це пояснюється тим, що трансформатор струму своєю первинною обмоткою послідовно вмикається в первинне коло, тобто він представляє собою джерело струму, внутрішній опір якого теоретично безмежно великий.

Згідно принципу роботи та розрахункової схеми векторна діаграма трансформатора струму має вигляд (рис. 3.3).

Магнітний потік відстає від струму намагнічення на кут , який визначає активні втрати в магнітопроводі трансформатора струму. Під дією магнітного потоку у вторинній обмотці трансформатора наводиться е.р.с. , під дією якої у замкненій на навантаження вторинній обмотці буде протікати струм . Вторинний струм відстає від е.р.с. на деякий кут , величина якого визначається співвідношенням активного та реактивного опорів вторинної обмотки трансформатора струму та навантаження .

Рис. 3.3. Векторна діаграма трансформатора струму

3.4. Режим роботи трансформатора струму

Режим роботи трансформатора струму – режим максимально наближений до короткого замикання його вторинної обмотки. В цьому режимі струм намагнічення незначний і досягає до 10% від значення вторинного струму. При розімкненні вторинної обмотки струм намагнічення різко зростає. Як видно з розрахункової схеми (рис. 3.2) струм намагнічення стає рівним первинному струму, різко зростає магнітний потік, що викликає перегрів магнітопроводу трансформатора струму, можливу його пожежу. При цьому різко зростає е.р.с. на вторинній обмотці (до тисяч вольт), що представляє небезпеку для обслуговуючого персоналу.

Тому розмикання вторинної обмотки трансформатора струму під час його роботи недопустимо!

У відповідності з ПВЕ трансформатори струму, які використовуються в схемах РЗА, повинні забезпечити наступні умови роботи:

– точну роботу пристроїв РЗА – при розрахунковому значенні струму (про його визначення детально описано в розділі 6) повна похибка ТА не повинна перевищувати 10%;

– забезпечувати надійну роботу вимірних органів РЗА при протіканні максимального струму трифазного к.з., коли можливе спотворення форми кривої вторинного струму;

– відсутність небезпечної для вторинного обладнання та персоналу перенапруги, яка може виникати на вторинній обмотці під час максимального режиму к.з.

3.5. Похибка трансформатора струму

Як видно з векторної діаграми приведене значення первинного струму відрізняється від вторинного струму на величину струму намагнічення. Чим менший струм намагнічення, тим вторинний струм буде наближатись до приведеного первинного, тим точніше буде працювати трансформатор струму. Величина струму намагнічення визначається насиченням магнітопроводу трансформатора струму. Вторинний струм трансформатора відрізняється від приведеного первинного як за величиною, так і за кутом. Тому можна говорити про три види похибки трансформатора струму: струмову, кутову та повну, які пов‘язані між собою. Практично всі ці похибки залежать від значення струму намагнічення . Чим більше насичення, тим менше значення величини опору (рис. 3.2), тим більше значення струму намагнічення , тим більша різниця між вторинним та приведеним первинним струмом трансформатора струму.

Насичення може наставати з ростом первинного струму, а також при збільшені опору навантаження (рис. 3.4). В останньому випадку не тільки збільшується струм намагнічення, а і спотворюється форма кривої вторинного струму, що може привести до ненадійного спрацювання реле, приєднаних до вторинної обмотки. Як видно з рис. 3.4 похибка трансформатора струму збільшується із збільшенням первинного струму , а також із збільшенням опору навантаження – .

Рис. 3.4. Залежність вторинного струму трансформатора струму від первинного

Струмовою похибкою називається відносна різниця між значеннями приведеного первинного та вторинного струмів

(3.3)

де – номінальний коефіцієнт трансформації трансформатора струму.

Кутова похибка показує наскільки вторинний струм зсунутий відносно приведеного значення первинного струму – на рис. 3.3 це кут . Як правило, кількісно струмова та кутова похибки пов‘язані між собою – якщо струмова похибка , то і При насичені магнітопроводу трансформатора струму кутова похибка зростає і при великих значеннях кутової похибки ( ) можлива неправильна робота деяких реле, таких як дистанційні, спрямування потужності.

Абсолютна похибка трансформатора струму визначається як відношення векторної різниці вторинного та приведеного первинного струму до приведеного первинного струму

. (3.4)

Цей вираз справедливий лише для синусоїдального вторинного струму. Тому в загальному випадку користуються більш складним виразом

. (3.5)

де – миттєві значення вторинного та первинного струмів, T – період промислової частоти, рівний 0,02 с.

Повна похибка завжди більша від струмової .

Як правило, абсолютною та кутовою похибкою користуються при оцінці роботи трансформатора струму в номінальному режимі ( ). Під час к.з., коли значення первинного струму є більше номінального користуються повною похибкою.

Для трансформаторів струму, які використовуються в пристроях РЗА, максимально допустима похибка за струмом складає 10%, за кутом – 7%.

3.6. Умовне та позиційне позначення трансформатора струму

Умовне та позиційне позначення трансформатора струму наведене на рис. 3.5.

Рис. 3.5. Умовне та позиційне позначення трансформатора струму

Початок та кінець первинної обмотки позначається літерами Л1 та Л2, початок та кінець вторинної обмотки И1 та И2. Маркування полярності обмоток ТА здійснюється наступним чином. Початок та кінець первинної обмотки маркується довільним чином. А за початок вторинної обмотки И1 береться такий вивід, щоб напрямок струму в первинній обмотці від Л1 до Л2 співпадав з напрямком струму від И1 до реле, яке увімкнене у вторинній обмотці. Тобто, струм у вторинному колі повинен бути синфазним з первинним струмом. Це ілюструється на рис. 3.6. Таке маркування полегшує аналіз роботи пристроїв РЗА – напрямки струмів у вторинному колі співпадаються з напрямками струмів у первинному колі.

Рис. 3.6. Полярність обмоток трансформатора струму

3.7. Схеми з‘єднання обмоток трансформаторів струму

В залежності від призначення пристроїв РЗА існують різні схеми з‘єднання обмоток ТА. Схеми з‘єднання обмоток ТА необхідно враховувати при розрахунку параметрів спрацювання пристроїв РЗА – уставок спрацювання, а також при розрахунку коефіцієнтів чутливості. Тому вводиться таке поняття, як коефіцієнт схеми:

. (3.6)

де – струм, який протікає в обмотці реле, наприклад, в нормальному режимі; – значення струму у вторинній обмотці трансформатора струму, до якого приєднане дане реле, в цьому ж режимі.

На практиці зустрічаються наступні схеми з‘єднання обмоток ТА:

§ схема повної зірки (рис. 3.7а). Ця схема дозволяє контролювати всі фазні струми, а також струм нульової послідовностей (реле КА4). Тому така схема застосовується для пристроїв РЗ, які реагують на всі види к.з. Коефіцієнт схеми при такому з‘єднанні вторинних обмоток та реле становить Чутливість такої схеми до всіх видів міжфазних к.з. є однаковою;

§ двофазна дворелейна схема (рис. 3.7б) дозволяє безпосередньо контролювати струми в фазах А та С. Тому ця схема знайшла своє застосування в мережах з ізольованою нейтраллю для захистів від міжфазних к.з. Коефіцієнт схеми, як і попередньої, становить 1. Чутливість її до різних видів к.з. є різною – до двофазних к.з. між фазами А та В чи С та В є в два рази гірша, ніж до двофазного к.з. АС чи трифазного к.з.;

§ двофазна трирелейна схема (рис. 3.7в) за чутливістю є аналогічна до схеми повної зірки (рис. 3.7а), але може застосовуватись лише для захистів від міжфазних к.з. Коефіцієнт схеми рівний 1. Застосовується, як і попередня схема, в мережах з ізольованою нейтраллю;

§ однорелейна схема ввімкнення ТА на різницю струмів двох фаз – схема „вісімки” (рис. 3.7г) застосовується в основному в схемах захисту двигунів невеликої потужності та для живлення випростувальних пристроїв, які в свою чергу застосовуються для живлення оперативним струмом пристроїв РЗА. Коефіцієнт схеми становить ;

§ схема з‘єднання вторинних обмоток ТА в трикутник (рис. 3.7д). Ця схема застосовується в схемах диференційних захистів трансформаторів для ліквідації фазового зсуву між струмами в плечах захисту (про це детально розглядається в розділі „Диференційні захисти трансформаторів”). Але при цьому зростає опір навантаження у вторинній обмотці трансформаторів струму. Застосування диференційних захистів, виконаних на цифровій основі, дозволяє ліквідовувати фазовий зсув алгоритмічно. Тому в цих випадках застосовується схема з‘єднання вторинних обмоток ТА в зірку. Коефіцієнт схеми з‘єднання вторинних обмоток ТА в трикутник становить ;

§ схема з‘єднання вторинних обмоток ТА в фільтр струму нульової послідовності (рис. 3.7е). При паралельному з‘єднанні вторинних обмоток всіх трьох трансформаторів струму в реле буде протікати струм, пропорційний струму нульової послідовності . Тому така схема може застосовуватись для захистів, які реагують на короткі замикання на землю. На практиці ця схема застосування не знайшла, тому що отриманий таким чином струм нульової послідовності містить значну похибку. Враховуючи, що похибка кожного лінійного трансформатора струму складає 10%, теоретично похибка у визначенні струму нульової послідовності, отриманого за такою схемою, може складати 30%.

Рис. 3.7. Схеми з‘єднання обмоток трансформаторів струму та реле

Крім схем з‘єднання наведених на рис. 7 на практиці зустрічається послідовне з‘єднання вторинних обмоток ТА (рис. 3.8а) та паралельне з‘єднання вторинних обмоток ТА (рис. 3.8б).

Послідовним з‘єднанням трансформаторів струму називається таке з‘єднання, при якому кінець вторинної обмотки першого трансформатора струму И2 приєднується до початку вторинної обмотки И1 другого трансформатора струму. При послідовному з‘єднанні коефіцієнт трансформації не змінюється, а опір навантаження на кожен трансформатор зменшується в два рази. Для послідовного з‘єднання необхідно використовувати однотипні трансформатори струму з однаковими номінальними вторинними струмами.

Паралельним з‘єднанням називається таке з‘єднання вторинних обмоток, коли З‘єднуються однойменні затискачі вторинних обмоток – И1 першого ТА та И1 другого ТА та відповідно И2 першого ТА та И2 другого ТА. При паралельному з‘єднанні в два рази зменшується коефіцієнт трансформації, а опір навантаження на кожен трансформатор збільшується відповідно у два рази.

Рис. 3.8. Схеми паралельного та послідовного з‘єднання вторинних обмоток трансформаторів струму

Під час налагодження пристроїв РЗА здійснюється перевірка правильності виконання схеми з‘єднань вторинних обмоток ТА та реле.

Перевірка повної схеми з‘єднання трансформаторів струму та реле здійснюється від незалежного джерела струму. Для цього необхідно з‘єднати первинні кола трансформаторів струму у відповідну схему при допомозі тимчасових з‘єднувальних провідників і подати на них струм від незалежного джерела струму. Рекомендується подавати незначний струм (порядку 10% від номінального). Після цього приладом, наприклад, ВАФ-85, необхідно здійснити вимірювання струмі та їх фаз у всіх вітках вторинних кіл трансформаторів струму. Для кожної конкретної схеми з‘єднання вторинних обмоток ТА з‘єднувальні провідники повинні встановлюватись таким чином, щоб ні одній вітці вторинних кіл при правильному з‘єднанні струм не був рівним нулю.

Для прикладу розглянемо, яким чином здійснюється перевірка з‘єднання струмових кіл двофазної трирелейної схеми (рис. 3.9).

Рис. 3.9. Перевірка повної схеми з‘єднання обмоток
трансформаторів струму та реле

Від джерела живлення J подається струм , який буде протікати через первинні обмотки трансформаторів струму. При правильному з‘єднанні обмоток ТА у вторинних провідниках, де встановлені реле КА1 та КА2, будуть протікати струми , в нульовому провіднику, де розміщене реле КА3, буде протікати подвоєне значення цього струму. У випадку ,наприклад, помилкового визначення полярності вторинної обмотки одного з ТА, струм в нульовому провіднику буде рівний нулю.

3.8. Перевірка трансформаторів струму

Під час експлуатації трансформатори струму повинні проходити періодичну комплексну перевірку. Найбільш повну перевірку проводять під час налагодження та вводом в експлуатацію нових пристроїв РЗА.

Під час перевірки трансформаторів струму проводяться регламентні роботи, основними з яких є:

§ перевіряються однополярність виводів первинної та вторинної обмоток;

§ перевіряються коефіцієнти трансформації;

§ знімаються характеристики намагнічення;

§ здійснюється перевірка ТА на 10% похибку;

§ перевіряються схеми з‘єднання вторинних обмоток ТА;

§ перевіряється ізоляція вторинних обмоток.

3.8.1. Перевірка однополярності виводів первинної та

вторинної обмоток трансформаторів струму

Ця перевірка проводиться за допомогою схеми, наведеної на рис. 3.10.

Рис. 3.10. Визначення полярності обмоток трансформатора струму

Для перевірки полярності ТА застосовують джерело постійного струму, яким може бути акумуляторна або суха батарея на напругу 4,5 або 6 В. Ця батарея вмикається до затискачів Л1 та Л2 первинної обмотки. Додатнім полюсом батарея приєднується до затискача Л1. У вторинне коло ТА вмикається магнітоелектричний поляризований прилад, наприклад, гальванометр. При допомозі рубильника S подається струм у первинному колі ТА. За законом Лєнца у вторинній обмотці ТА буде індукуватись струм, який буде затухати за аперіодичним законом від якогось максимального значення до нуля. Під дією цього струму буде короткочасно відхилятись і стрілка гальванометра. Знаючи, що додатній напрям струму у первинному колі є напрямок від Л1 до Л2, то при правильній полярності обмоток ТА вторинний струм повинен протікати від И1 до И2. При цьому стрілка гальванометра повинна відхилятись вправо (від „+” до „–”), як це показано на рис. 10.

3.8.2. Перевірка коефіцієнтів трансформації ТА

В залежності від виконання трансформатора струму (зовнішньої установки чи вбудований) для перевірки коефіцієнта трансформації використовують схеми (рис. 3.11а) та (рис. 3.11б) відповідно. Від джерела струму у первинне коло подається струм . Величина його контролюється при допомозі амперметра А1. У вторинне коло вмикається амперметр А2. За показами двох амперметрів визначається коефіцієнт трансформації трансформатора струму

. (3.7)

Для трансформаторів струму, які мають відгалуження, коефіцієнт трансформації перевіряється для кожного відгалуження (рис. 3.11б).

Рис. 3.11. Перевірка коефіцієнтів трансформації трансформаторів струму

3.8.3. Характеристика намагнічування трансформатора

Характеристика намагнічування трансформатора струму – це залежність напруги на вторинній обмотці від струму намагнічення при розімкненій первинній обмотці . За виглядом цієї характеристики можна судити про наявність короткозамкнених витків вторинної обмотки трансформатора струму. На рис. 3.12 наведені характеристики намагнічення для трансформаторів струму при наявності короткозамкнених витків, а також характеристики намагнічення однотипних та різнотипних трансформаторів струму.

Рис. 3.12. Характеристики намагнічування трансформаторів струму

За виглядом цих характеристик можна визначити з достатньою точністю похибку ТА, а також можливість використання в схемах диференційних захистів трансформаторів струму, особливо різнотипних.

3.8.4. Перевірка трансформаторів струму на 10% похибку

Цю перевірку можна здійснювати одним з наступних способів:

§ за дійсними вольт-амперними характеристиками ТА;

§ за кривими граничних кратностей (КГК): ;

§ за паспортними даними ТА.

§ за типовими кривими намагнічення електротехнічної сталі, з якої виконані магнітопроводи ТА;

На практиці найбільше застосовують перші три способи перевірки трансформаторів струму на 10% похибку. Тому більш детально зупинимось саме на них.

Для перевірки трансформаторів струму на 10% похибку попередньо необхідно визначити максимальний розрахунковий струм к.з. , який залежить від виконання вимірювальних органів захистів, що під‘єднуються до ТА:

§ для струмової відсічки та максимального струмового захисту з незалежною витримкою часу, виконаних на електромеханічному принципі, , де – розрахункове значення первинного струму спрацювання захисту. Коефіцієнт 1,1 враховує збільшення кратності первинного струму у порівнянні з кратністю вторинного струму за рахунок 10 % похибки ТА;

§ для максимального струмового захисту, виконаного на цифровій основі, , де – первинний струм к.з., за яким здійснюється розрахунок уставки захисту. Ця умова може застосовуватись у випадку, коли захист попереднього елементу, з яким проводиться узгодження, має залежну характеристику. У випадку, коли захист попереднього елемента має незалежну часову характеристику, , де – струм спрацювання захисту попереднього елемента;

§ для поздовжнього диференційного захисту , де – максимальний струм зовнішнього к.з.;

§ для дистанційного захисту для ліній з одностороннім живленням , де – максимальний струм під час к.з. в кінці першої зони дистанційного захисту. Для лінії з двостороннім живленням додатково необхідно розрахувати струм, який протікає по лінії під час к.з. на шинах тієї підстанції, де встановлений захист (к.з. „за спиною”) і з двох умов вибрати більше значення.

3.8.4.1. Перевірка ТА на 10% похибку за дійсною
вольт-амперною характеристикою ТА

Попередньо необхідно визначити розрахункове значення напруги на вторинній обмотці ТА :

. (3.8)

де – розрахунковий вторинний струм, який відповідає первинному розрахунковому струму; – опір вторинної обмотки ТА; – найбільше значення опору навантаження вторинної обмотки ТА. Значення опору навантаження можна визначати експериментально або розраховувати. Опір навантаження залежать від схем з‘єднання вторинних кіл ТА. Наприклад, для схеми повної зірки (рис. 3.7а) при застосуванні її в мережі з ефективнозамленими нейтралями, максимальне значення буде відповідати однофазному к.з.; для схеми неповної зірки (рис. 3.7б) максимальне значення буде відповідати двофазному к.з. між фазами А та В або В та С.

Розрахункові формули для визначення вторинного навантаження наведені в табл. 3.1. В розрахункових формулах, наведених в табл. 3.1, – опір з‘єднувальних провідників, для приєднання вторинного навантаження; – сумарний опір всіх вимірних органів, увімкнених відповідно у фазний провідник та в нейтраль; – перехідний опір контактних з‘єднань, рекомендується приймати 0,1 Ом.


Таблиця 3.1. Розрахунок вторинного навантаження ТА

№ п/п Схема з‘єднання ТА Вид к.з. Розрахунок вторинного навантаження
1. Трифазне, двофазні
Однофазне
2. Трифазне
Двофазне АВ або ВС
Двофазне за трансформатором
3. Трифазне
Двофазне АС
Двофазне АВ або ВС
4. Трифазне, двофазне, двофазне за тр-ом
Однофазне
5. , де розраховане в пунктах 1 – 4
6. , де розраховане в пунктах 1 – 4

Після визначення за (3.8) значенням вторинної розрахункової напруги з вольт-амперної характеристики трансформатора струму (рис. 12) визначається струм намагнічення . Після цього розраховується значення повної похибки ТА у відсотках

. (3.9)

Значення не повинно перевищувати 10%. В цьому випадку робиться висновок, що трансформатор струму працює з допустимою похибкою.

3.8.4.2. Перевірка ТА на 10% похибку за паспортними даними

Для кожного трансформатора струму в паспортних даних задається номінальна кратність струму , при якому у випадку номінального вторинного навантаження забезпечується робота ТА з допустимою похибкою .

За відомим значенням номінальної кратності струму, фактичному розрахунковому значенні вторинного навантаження , визначається допустима кратність струму

. (3.10)

де – номінальна кратність струму та відповідно номінальний опір навантаження трансформатора струму (задається в паспортних даних); – опір вторинної обмотки трансформатора струму; – фактичне значення опору навантаження ТА, розраховане в залежності від схеми з‘єднання ТА за виразами, наведеними в табл. 3.1.

Значення допустимої кратності струму порівнюється з максимальною кратністю струму, яка визначається з виразу

. (3.11)

де – розрахункове значення первинного струму, визначене згідно рекомендацій на початку розділу 3.8.4; – номінальний первинний струм ТА.

У випадку, коли , можна зробити висновок, що похибка ТА не перевищує значення 10%.

Використовуючи вирази (3.10) та (3.11) для конкретного значення можна здійснити розрахунок максимально можливого навантаження ТА

. (3.12)

Приклад.

Заданий трансформатор струму типу ТПЛ-10, з наступними паспортними даними: , , Ом, Ом. Захист, який приєднаний до вторинної обмотки ТА, має наступні характеристики: Ом, А.

Необхідно здійснити перевірку трансформатора струму на допустиму похибку.

Розв‘язок:

Згідно (3.10) визначаємо допустиму кратність струму

Згідно (3.11) визначаємо максимальну кратність струму

Оскільки , похибка трансформатора струму не буде перевищувати допустимого значення – 10%.

3.8.4.3. Перевірка ТА на 10% похибку
за кривими граничних кратностей (КГК): ;

Крива граничної кратності (КГК) представляє собою залежність максимальної граничної кратності струму від величини опору вторинного навантаження. Ці криві задаються в паспортних даних для кожного типу трансформатора струму. За КГК визначається максимальний допустимий опір навантаження ТА, який відповідає максимальній кратності струму та порівнюється з дійсним значенням опору навантаження ТА. Якщо отримане розрахункове значення опору навантаження менше реального, то похибка трансформатора струму не перевищує задану – 10%.

Рис. 3.13. Крива граничної кратності трансформатора струму ТПЛ-10

На рис. 3.13 наведена крива граничної кратності трансформатора струму типу ТПЛ-10. Для попереднього прикладу, враховуючи, що значення максимальної кратності струму складає 18, максимальне вторинне навантаження згідно кривої, рис. 3.13, повинно бути не менше, ніж 0,38 Ом. Оскільки це значення є більшим від реального вторинного навантаження, яке складає згідно умови задачі 0,32 Ом, можна зробити висновок, що трансформатор струму працює з допустимою похибкою.

У порівнянні з попередніми методами, перевірка трансформатора струму на 10% похибку за кривими граничної кратності, є найменш точною.

3.8.4.4. Методи зниження похибки трансформаторів струму

Для зменшення похибки трансформаторів струму можна застосувати один з наступних способів:

§ збільшення січення магнітопроводу, що приводить до зменшення індукції та, як наслідок, до зменшення струму намагнічення. Але при цьому збільшуються габарити ТА та його вага;

§ застосування для виготовлення магнітопроводів матеріалів з великою магнітною проникливістю та невеликим кутом втрат, що також приводить до зменшення струму намагнічення. Але в цьому випадку збільшується вартість такого трансформатора струму, тому що такі магнітні матеріали є суттєво дорожчі;

§ штучне збільшення магнітної проникливості магнітопроводу за рахунок застосування магнітного шунта, який створює підмагнічування полем розсіювання, або застосування з цією метою додаткових компенсаційних обмоток.

Для компенсації кутової похибки застосовують короткозамкнений виток. Його наявність приводить до збільшення кута втрат (рис. 3.3) і, як наслідок, до зменшення кута (рис. 3.3).

Ці методи можуть застосовуватись на етапі проектування та серійного виготовлення трансформаторів струму.

В процесі ж проектування РЗА на основі існуючих трансформаторів струму для зменшення похибки можна застосувати один з наступних методів:

§ послідовне увімкнення вторинних обмоток двох трансформаторів струму (рис. 3.8а). В цьому випадку вторинні е.р.с. двох трансформаторів струму сумуються і результуюча вольт-амперна характеристика знаходиться суттєво вище, ніж характеристика одного з ТА;

§ збільшення січення провідників для приєднання вторинного навантаження;

§ заміна існуючих трансформаторів струму на нові, з кращими характеристиками;

застосування реле з меншим значенням опору, наприклад, цифрових реле.

Лекція 4

ПЕРВИННІ ВИМІРЮВАЛЬНІ ПЕРЕТВОРЮВАЧІ НАПРУГИ

4.1. Призначення первинних вимірювальних перетворювачів напруги

Первинні вимірювальні перетворювачі напруги призначені для ізоляції вторинних вимірювальних кіл від первинних силових кіл, а також для створення стандартної шкали вторинних номінальних напруг.

В електроенергетиці на даний час знайшли застосування первинні вимірювальні перетворювачі напруги, виконані на електромагнітному принципі, конденсаторного типу та оптико-електронні.

4.2. Електромагнітні трансформатори напруги

4.2.1. Принцип роботи електромагнітного трансформатора напруги

Найбільш поширені первинні вимірювальні перетворювачі напруги – це перетворювачі напруги, виконані на електромагнітному принципі – трансформатори напруги (ТН).

Для забезпечення уніфікації вторинного обладнання введена стандартна шкала вторинних номінальних напруг. Це напруги 100 В – лінійна; В – фазна; 100/3 В – на вторинних обмотках, з‘єднаних в розімкнений трикутник. Первинні напруги трансформаторів напруги також стандартизовані і мають наступні значення: 3, 6, 10, 15, 20, 24, 27, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750 кВ.

Розглянемо більш детально принцип роботи трансформатора напруги.

Трансформатор напруги представляє собою трансформатор, осердя якого виконано з високоякісної трансформаторної сталі, первинна обмотка якого (1) приєднується до мережі


8009688648828685.html
8009756263620406.html

8009688648828685.html
8009756263620406.html
    PR.RU™