Разработка релейной защиты подстанции 220/35/6 кВ "Харьягинская" в связи с ее реконструкцией

Ток небаланса:

, (75)

где - относительные вторичные токи при расчетном внешенм к.з., подводимые к ответвлениям промежуточных трансформаторов тока АТ цепи торможения реле и приставок дополнительного торможения от всех плеч защиты основной и неосновных сторон защищаемого оборудования, от которых осуществляется торможение.

, (76)

Относительный начальный ток торможения.

Коэффициент торможения в плече защиты низкой стороны.

Аналогично рассчитаем коэффициент торможения для стороны СН. Первая составляющая тока небаланса.

Вторая составляющая тока рассчитывается для основной стороны.

Ток небаланса равен.

Относительный начальный ток торможения.



Коэффициент торможения в плече защиты средней стороны.

Определим коэффициент торможения в случае внешнего к.з. со стороны ВН. Первая составляющая тока небаланса.

Вторая третья составляющие тока небаланса будет отсутствовать.

Расчетный ток небаланса.

Относительный начальный ток торможения.

Коэффициент торможения в плече защиты высокой стороны.

За расчетный для выбора Кторм принимается тот, при котором коэффициент получается максимальным, равный 0,44, и выставляется на реле с помощью переменного резистора R12.

Ток срабатывания определяется по условиям отстройки от броска намагничивающего тока трансформатора и от максимального тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего к.з. Отстройка от броска намагничивающего тока трансформатора надежно обеспечивается при минимальной уставке на реле по току срабатывания отсечки, равной 6*Iном.отв, так как ответвления рабочей цепи реле со стороны, где может быть подано напряжение толчком (ВН), примерно равны вторичным номинальным токам в соответствующих плечах защиты.

Токовые защиты трансформатора от сверхтоков короткого замыкания и перегрузок

На трансформаторах наряду с защитами, действующими при повреждении в трансформаторе и его соединениях, предусматриваются резервные защиты для действия при внешних коротких замыканиях в случае отказа защит или выключателей смежных элементов. В качестве защит от внешних коротких замыканий применяются токовые защиты с выдержкой времени с включением реле на полные токи фаз и на их симметричные составляющие. Эти защиты реагируют и на внутренние короткие замыкания, поэтому могут использоваться как резервные или даже как основные защиты трансформаторов.

Срабатывая, защита действует на отключение выключателей. Она может быть выполнена посредством вторичных реле прямого и косвенного действия на переменном и постоянном оперативном токе.

Токовая защита содержит три ступени: селективное действие первой ступени токовой защиты (токовая отсечка без выдержки времени) достигается тем, что ее ток срабатывания принимается большим максимального тока короткого замыкания, проходящего через защиту при повреждении вне защищаемого элемента; вторая ступень токовой защиты от междуфазных коротких замыканий - токовая отсечка с выдержкой времени; третья ступень токовой защиты от междуфазных коротких замыканий - максимальная токовая защита.

На многообмоточных трансформаторах максимальная токовая защита должна обеспечить отключение только того выключателя, со стороны которого происходит короткое замыкание. На трехобмоточном трансформаторе с односторонним питанием это достигается путем установки отдельных защит с каждой стороны (рисунок 13) и соблюдения следующего порядка при выборе выдержек времени (выбирается большее значение):

, (77)

, (78)

, (79)

На рисунке 13 каждая защита действует на отключение выключателя соответствующей стороны. Обычно схема выполняется так, что защита со стороны питания воздействует на выходное (промежуточное) реле, общее для всех основных защит трансформатора, и отключает все его выключатели.

Токовая защита от перегрузок. Перегрузка обычно является симметричной, поэтому защита от перегрузки выполняется одним реле тока КА1, выполненным в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий. Ток срабатывания защиты определяется по выражению:

, (80)



Рисунок 13 - Принципиальная схема максимальной токовой защиты трехобмоточного трансформатора.

Токовая защита от перегрузок. Перегрузка обычно является симметричной, поэтому защита от перегрузки выполняется одним реле тока КА1, выполненным в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий. Ток срабатывания защиты определяется по выражению:

, (80)

Следовательно, ток срабатывания реле с учетом коэффициента трансформации трансформатора тока и схемы их соединения:

, (81)

Коэффициент Котс учитывает только погрешность в токе срабатывания и принимается равным 1,5. Коэффициент выдержки времени Кв =0,8.

Для отстройки от кратковременных перегрузок и коротких замыканий предусматривается реле времени КТ1, рассчитанное на длительное прохождение тока в его обмотках. Выдержка времени принимается на ступень селективности больше, чем время срабатывания защиты трансформатора от внешних коротких замыканий.

На трехобмоточных трансформаторах с обмотками равной мощности и односторонним питанием защита от перегрузки устанавливается только со стороны питания.

Защита от перегрузки предусматривается при параллельной работе нескольких трансформаторов мощностью по 400 кВА и более, а также при раздельной работе и наличии УАВР с действием на сигнал, автоматическую разгрузку или отключение.

Рассмотренная защита не позволяет полностью использовать перегрузочную способность трансформатора. Наиболее объективным критерием перегрузки является не ток, а температура изоляции обмотки трансформатора.

Рисунок 14 - Максимальная токовая защита от внешних коротких замыканий с комбинированным пусковым органом напряжения.

Максимальная токовая защита с комбинированным пусковым органом напряжения. Так как максимальная токовая защита практически не может отличить токи внешних коротких замыканий от токов перегрузки, то рекомендуется максимальная токовая защита с комбинированным пусковым органом напряжения (рисунок 14).

Комбинированный пусковой орган напряжения состоит из минимального реле напряжения KV, включенного на междуфазное напряжение, и максимального реле напряжения KVZ, которое присоединяется к фильтру напряжения обратной последовательности. Благодаря реле KVZ схема имеет повышенную чувствительность, не зависящую от группы соединения обмоток трансформатора, за которым происходит несимметричное к.з. Срабатывая при несимметричных к.з., оно разрывает цепь обмотки реле KV, обеспечивая его действие независимо от остаточного напряжения. Реле KVZ кратковременно срабатывает и при трехфазных к.з., в связи с чем реле KV работает в условиях возврата, поэтому повышается чувствительность защиты и к симметричным к.з. Напряжение возврата минимального реле больше напряжения срабатывания в Кв раз, поэтому чувствительность защиты повышается в Кв раз. Напряжение срабатывания реле KVZ должно быть отстроено от напряжения небаланса нормального режима. По данным опыта эксплуатации, рекомендуется принимать Uср = 6 В. Напряжение срабатывания реле KV выбирают с учетом далее представленных условий:

Для минимального реле напряжения, включенного на междуфазное напряжение, исходя из обеспечения возврата реле в условиях самозапуска после отключения внешнего короткого замыкания

, (82)

по выражению отстройки от напряжения самозапуска Uсзп при включении от УАПВ или УАВР заторможенных двигателей нагрузки

, (83)

В расчетах напряжение принимают равным (0,9…0,85), а напряжение - равным примерно 0,7. Коэффициент отстройки и коэффициент возврата рекомендуется принимать равными 1,2.

При этом обеспечивается отстройка от защиты от перегрузок и появляется возможность при выборе тока срабатывания принять коэффициент Ксзп = 1. Защита при наличии секционного выключателя имеет две выдержки времени. С меньшей выдержкой она действует на отключение секционного выключателя, а с большей выдержкой времени - отключение трансформатора. - максимальная выдержка времени защиты элементов, подключенных к шинам трансформаторного напряжения.

В связи с наличием реле напряжения защита должна иметь требуемую чувствительность по току:

, (84)

При этом должно обеспечиваться КчI ? 1,2.

Наличие комбинированного пускового органа напряжения позволяет выбрать ток срабатывания защиты без учета перегрузки трансформатора по условию:

, (85)

где принимается равным 1,2, а Кв = 0,8.

Токовые защиты трансформатора ТДТН-40000/220 (МТЗ 6 кВ)

Защита от перегрузки

Отстройка от номинального тока трансформатора, А (формула 80):

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Ток срабатывания реле, А (формула 81):

где - коэффициент схемы, равный 1 (Y); КТТ - коэффициент трансформации трансформатора тока, 5000/5.

Время срабатывания защиты Тсз = 9 сек. Действие защиты на сигнал.

1-ая ступень МТЗ

Определим ток срабатывания защиты при обеспечении коэффициента чувствительности Кч = 1,5 при двухфазном к.з. на шинах 6 кВ, А:

, (86)

Ток срабатывания реле, А:

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек. Действие защиты на отключение В 6 кВ трансформатора и СВ 6 кВ.

2-ая ступень МТЗ с пуском по напряжению

Отстройка от номинального тока трансформатора, А (формула 85):

, (94)

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Ток срабатывания реле, А:

Определим коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. на шинах 6 кВ:

Время срабатывания защиты Тсз = 1,5 сек. Действие защиты на отключение В 6 кВ трансформатора.

Время срабатывания защиты Тсз = 2 сек. Действие защиты на отключение В 220,35, 6 кВ трансформатора.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,25 сек. Действие защиты на ускорение 2-ой ступени МТЗ 6 кВ.

Время срабатывания защиты Тсз = 1,1 сек. Действие защиты на отключение СВ 6 кВ трансформатора.

Защита минимальная.

Рассчитаем напряжение срабатывания защиты, В:

, (87)

где ; коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Напряжение срабатывания фильтр-реле обратной последовательности по условию отстройки от небаланса фильтра при нормальном режиме 6 В.

Напряжение срабатывания защиты Тсз = 6 сек. Действие защиты на отключение В 6 кВ трансформатора.

Токовые защиты трансформатора ТДТН-40000/220 (МТЗ 35 кВ)

Защита от перегрузки

Отстройка от номинального тока трансформатора, А:

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Ток срабатывания реле, А:

где - коэффициент схемы, равный 1 (Y); КТТ - коэффициент трансформации трансформатора тока, 1000/5.

Время срабатывания защиты Тсз = 9 сек. Действие защиты на сигнал.

1-ая ступень МТЗ

Определим ток срабатывания защиты при обеспечении коэффициента чувствительности Кч = 1,5 при двухфазном к.з. на шинах 35 кВ, А:

Ток срабатывания реле, А:

Время срабатывания защиты Тсз = 0,9 сек. Действие защиты на отключение В 35 кВ трансформатора.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек. Действие защиты на отключение СВ 35 кВ трансформатора. При близком к.з. на отходящей ВЛ возможно неселективное отключение.

Время срабатывания защиты Тсз = 1,4 сек. Действие защиты на отключение В 220, 35, 6 кВ трансформатора.

2-ая ступень МТЗ с пуском по напряжению

Отстройка от номинального тока трансформатора, А:

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Ток срабатывания реле, А:



Определим коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. на шинах 35 кВ:

Время срабатывания защиты Тсз = 2,5 сек. Действие защиты на отключение СВ 35 кВ трансформатора.

Время срабатывания защиты Тсз = 3 сек. Действие защиты на отключение В 35 кВ трансформатора.

Время срабатывания защиты Тсз = 3,5 сек. Действие защиты на отключение В 220, 35, 6 кВ трансформатора.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек. Действие защиты на ускорение 2-ой ступени МТЗ 35 кВ.

Защита минимальная.

Рассчитаем напряжение срабатывания защиты, В:

где ; коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Напряжение срабатывания фильтр-реле обратной последовательности по условию отстройки от небаланса фильтра при нормальном режиме 6 В.

Напряжение срабатывания защиты Тсз = 6 сек. Действие защиты на отключение В 6 кВ трансформатора.



Токовые защиты трансформатора ТДТН-40000/220 (МТЗ 220 кВ)

Защита от перегрузки

Отстройка от номинального тока трансформатора, А:

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Ток срабатывания реле, А:

где - коэффициент схемы, равный 1 (Y); КТТ - коэффициент трансформации трансформатора тока, 200/5.

Время срабатывания защиты Тсз = 9 сек. Действие защиты на сигнал.

МТЗ с пуском по напряжению

Отстройка от номинального тока трансформатора, А:

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Согласование тока срабатывания с защитой на вводах (6 кВ и 35 кВ), приведенное к высокой стороне, А:



, (88)

где - коэффициент согласования, равный 1,1; - ток срабатывания защиты рассматриваемого ступени (ввода).

Согласование с защитой на вводе 6 кВ:

Согласование с защитой на вводе 35 кВ:

Принимаем ток срабатывания защиты .

Ток срабатывания реле, А:

Определим коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. на шинах 6 кВ, приведенное к высокой стороне:

Определим коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. на шинах 35 кВ, приведенное к высокой стороне:



Время срабатывания защиты Тсз = 3,5 сек. Действие защиты на отключение В 220, 35, 6 кВ трансформатора.

Токовые защиты отходящей ячейки 6 кВ (ТСН)

Пользуясь данными таблицы 10, в которой указаны параметры трансформатора собственных нужд, определим коэффициент трансформации трансформаторов тока, соединенных по схеме «звезда» (Ксх=1) по формуле 54.

Номинальный максимальный ток ТСН:

Принимаем к установке трансформаторов тока 100/5.

Токовая отсечка.

Отстройка от токов трехфазного к.з. на шинах 0,4 кВ:

, (89)

где Кн = 1,2 ч 1,3 - коэффициент надежности, учитывает погрешность трансформаторов тока, реле и расчета; =2030 А (в дипломе не рассчитывалось).

Максимальный ток короткого замыкания определим по следующей формуле:

, (90)

где - сопротивление сети в максимальном режиме, приведенное к 6,6 кВ (рассчитан в п.5.2); - сопротивление трансформатора собственных нужд, поределяемый о формуле:

Определим максимальный ток короткого замыкания на стороне 0,4 кВ:

Тогда ток срабатывания защиты составит:

Ток срабатывания реле:

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

МТЗ.

Отстройка от номинального тока трансформатора, А

:

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Ток срабатывания реле, А:

Время срабатывания защиты Тсз = 1,0 сек.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,25 сек. Действие защиты на ускорение МТЗ.

Дифференциальная защита шин

На шинах станций и подстанций могут возникнуть трехфазные и двухфазные короткие замыкания, однофазные и двухфазные замыкания на землю, обрыв фаз.

К основным причинам замыканий на шинах относятся ошибочные действия эксплуатационного персонала при операциях с разъединителями, перекрытия изоляторов при грозах, загрязнения и гололед, поломка изоляторов разъединителей и т.д.

В результате замыканий на шинах могут произойти значительное понижение напряжение в энергосистеме, приводящее к расстройству технологического процесса на промышленных предприятиях, недоотпуску продукции; повреждения трансформаторов; потеря устойчивости энергосистемы; возможное полное отключение подстанций, линий электропередачи.

Подстанции напряжением 110 кВ и более, шины генераторного напряжения оснащаются специальной защитой шин.

Для защиты шин используются дифференциальная защита, дифференциальная защита с торможением, неполная дифференциальная защита.

Принцип действия защиты шин основан на сравнении токов в присоединениях. Для выполнения защиты на каждом присоединении устанавливаются трансформаторы тока с одинаковыми коэффициентами трансформации, их вторичные обмотки соединяются между собой параллельно и к ним подключается токовое реле (рисунок 15).

Рисунок 15 - Принцип действия дифференциальной защиты шин

При к.з. на шинах через реле протекает суммарный ток, под действием которого оно сработает.

При внешнем токе к.з. (рисунок 15, а) для реальных трансформаторов тока сумма токов в реле равна току небаланса, вызываемое погрешностями трансформаторов тока, и реле не работает.

Ток срабатывания защиты выбирается больше тока небаланса для исключения возможности ложного срабатывания защиты:

е*, (91)

где Кн - коэффициент надежности, принимается равным 1,5; Ка = 1 - коэффициент , учитывающий влияние апериодической составляющей тока короткого замыкания в переходном режиме; е - допустимая погрешность трансформаторов тока, 10%; - максимальное значение тока внешнего короткого замыкания.

Основными достоинствами дифференциальных токовых защит шин являются быстродействие, принципиальная простота реализации.

Одним из недостатков дифзащиты является возможность ложного срабатывания при обрыве соединительных проводов. Для устранения этого недостатка ток срабатывания защиты выбирают больше тока наиболее нагруженного присоединения:

, (92)

где Кн - коэффициент надежности, принимается равным 1,1ч1,2.

Рассмотрим токовую защиту для подстанции с двумя рабочими системами шин.

В этой схеме каждое присоединение считается фиксированным. В процессе оперативных переключений, связанным с переводом присоединения на другую систему, фиксация может нарушаться. В таких случаях эксплуатационный персонал для обеспечения правильного действия защиты должен произвести необходимые переключения в токовых цепях.

На рисунке 16 представлена примерная схема дифференциальной защиты для подстанции с фиксированным включением присоединений.

В состав защиты входят три измерительных комплекта. Индивидуальные комплекты КАТ1 и КАТ2, предназначенные для защиты отдельной системы шин, включены на сумму токов присоединения этих шин. Групповой комплект КАТ3 включен на сумму токов присоединений обеих систем шин и предназначен для защиты шин при нарушении фиксации присоединений. Схема цепей постоянного тока собрана таким образом, что плюс на контакты реле КАТ1 и КАТ2 подается только после срабатывания КАТ3. При фиксированном включении присоединений в случае возникновения внешнего к.з. все три реле не работают, а при замыкании на одной из систем шин сработает групповой комплект и один из индивидуальных, в результате чего будет отключена только поврежденная система шин.

При изменении фиксации присоединений селективность действия индивидуальных комплектов нарушается. В случае возникновения внешнего к.з. защита не сработает, так как, несмотря на срабатывание индивидуальных комплектов, групповой комплект не разрешает прохождение команды на отключение выключателей.

Рисунок 16 - Схема дифференциальной защиты для подстанции с фиксированным включением присоединений

При коротком замыкании на любой из систем шин произойдет отключение всех присоединений.

Для исключения неселективности действия дифференциальной защиты при изменении фиксации присоединений оперативный персонал должен произвести необходимое переключение во вторичных цепях.

Коэффициент чувствительности защиты определяется по выражению:

, (93)

где - минимальное значение тока внешнего короткого замыкания.

Расчетное число витков дифференциального реле определяется по формуле (принимается в ближайшую меньшую сторону):



, (94)

При отсутствии торможения (Iтрм = 0) ток срабатывания принимает значение минимального тока срабатывания Iсзmin. Ему соответствует минимальная МДС срабатывания Fсрmin, равная 100 А. Таким образом, для отстройки защиты от бросков первичного тока небаланса Iнбmax при внешних к.з. необходимо соответствующим образом выбрать помимо минимального тока срабатывания защиты еще и число витков тормозной обмотки Wтрм:

, (95)

где = 1,5; - число витков обмотки ННТ реле на стороне, к которой присоединена тормозная обмотка; tgб - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле, соответствующий минимальному торможению (для ДЗТ-11 принимается равным 0,75).

При внешних к.з. несрабатывание защиты будет обеспечено, если удовлетворяется условие:

, (96)

Дифференциальные защиты обеспечивают быстрое и селективное отключение повреждений в зоне, охватываемой трансформаторами тока.

При выборе схемы дифференциальной защиты прежде всего рассматривалась возможность применения наиболее простой из дифференциальных защит - дифференциальной токовой отсечки. Только в случае ее недостаточной чувствительности следует использовать реле РНТ. Защиты с реле, имеющих торможение, наиболее сложны, и их применение оправдано только невозможностью отстройки защиты без торможения от установившихся значений максимального тока небаланса при внешних токах короткого замыкания.

Дифференциальная защита шин 220 кВ (РЕЛЕ ДЗТ-11)

Рассчитаем коэффициент трансформации трансформаторов тока ТА, соединенных по схеме звезда (), определяется по формуле 54:

где - номинальный ток на стороне высокого напряжения трансформатора, А; - номинальный вторичный ток ТА.

Принимаем на высокой стороне трансформатор тока 200/5.

Максимальный первичный ток нагрузки будет равен (формула 5):

Определим первичный расчетный ток срабатывания по условию отстройки от максимального тока нагрузки, А (формула 92):

где Кн - коэффициент надежности, принимается равным 1,1ч1,2.

Определим первичный расчетный ток срабатывания по условию отстройки от тока небаланса при максимальном токе внешнего короткого замыкания, А (формула 91):

е*0,1*

где Кн - коэффициент надежности, принимается равным 1,5; Ка = 1 - коэффициент , учитывающий влияние апериодической составляющей тока короткого замыкания в переходном режиме; е - допустимая погрешность трансформаторов тока, 10%; - максимальное значение тока внешнего короткого замыкания.

Принимаем для дальнейших расчетов .

Расчетное число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора ДЗТ-11 по формуле 94:

При отсутствии торможения (Iтрм = 0) ток срабатывания принимает значение минимального тока срабатывания Iсзmin. Ему соответствует минимальная МДС срабатывания Fсрmin, равная 100 А.

Принимаем Уточним значение при выбранном числе обмоток.

Принимаем окончательно .

Определим число витков тормозной обмотки Wтрм (tgб = 0,75):

где = 1,5;

Принимаем Wтрм = 2.

Рассчитаем минимальный коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. на шинах:

Принимаем время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Дифференциальная защита шин 35 кВ (РЕЛЕ РНТ-565)

Рассчитаем коэффициент трансформации трансформаторов тока ТА, соединенных по схеме звезда (), определяется по формуле 54:

где - номинальный ток на стороне высокого напряжения трансформатора, А; - номинальный вторичный ток ТА.

Принимаем на высокой стороне трансформатор тока 1000/5.

Максимальный первичный ток нагрузки будет равен:

Определим первичный расчетный ток срабатывания по условию отстройки от максимального тока нагрузки, А (формула 92):

где Кн - коэффициент надежности, принимается равным 1,1ч1,2.

Определим первичный расчетный ток срабатывания по условию отстройки от тока небаланса при максимальном токе внешнего короткого замыкания, А (формула 91):

е*0,1*

где Кн - коэффициент надежности, принимается равным 1,5; Ка = 1 - коэффициент , учитывающий влияние апериодической составляющей тока короткого замыкания в переходном режиме; е - допустимая погрешность трансформаторов тока, 10%; - максимальное значение тока внешнего короткого замыкания.

Принимаем для дальнейших расчетов .

Расчетное число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора ДЗТ-11 по формуле 94:

При отсутствии торможения (Iтрм = 0) ток срабатывания принимает значение минимального тока срабатывания Iсзmin. Ему соответствует минимальная МДС срабатывания Fсрmin, равная 100 А.

Принимаем Уточним значение при выбранном числе обмоток.

Принимаем окончательно .

Рассчитаем минимальный коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. на шинах:

Принимаем время вывода ДЗШ из оперативных цепей Тв = 20 сек.

Дистанционная защита воздушных линий

Принцип действия дистанционной защиты основан на контроле изменения сопротивления. В нашем случае защищаемым объектом являются линии, параметры напряжения на шинах и токи в линиях которых в нормальном режиме близки к номинальным.

При возникновении к.з. напряжение на шинах уменьшается, ток в линиях увеличивается, контролируемое сопротивление уменьшается:

, (97)

где - сопроиивление линии на 1км линии,Ом; L - длина линии, км.

Следовательно, контролируя изменение сопротивления можно, факт возникновения короткого замыкания и оценить удаленность точки короткого замыкания.

Обычно дистанционная защита выполняется в виде трех ступеней. Первая ступень предназначена для работы при к.з. на защищаемой линии Zсз< Zл, то есть сопротивление срабатывания защиты должно быть меньше сопротивления линии. м

Как правило, первая ступень охватывает 85% длины защищаемой линии (рисунок 17). При к.з. в зоне действия первой ступени защита работает без выдержки времени.

Вторя ступень предназначена для надежной защиты всей линии. Ее зона действия попадает на смежную линию, поэтому для исключения неселективного срабатывания защиты при к.з. на отходящей линии вводится замедление на срабатывание (0,4ч0,5 сек).

Третья ступень выполняет функции ближнего и дальнего резервирования.

Структурная схема дистанционной защиты трехступенчатой представлена на рисунке 18. В зоне действия первой ступени срабатывают дистанционные органы первой KZ1, второй KZ2 и третьей KZ3 ступеней. Сигналы от реле сопротивлений каждой ступени поступают на схемы логического умножения. Одновременно на другие входы схем подаются сигналы блокировки от качаний AKB и блокировки от нарушения цепей напряжения KBV.

Блокировка от нарушения цепей KBV запрещает работу защиты при неисправности цепей напряжения. В случае срабатывания автоматических выключателей или предохранителей цепей трансформатора напряжения напряжение, подводимое к реле сопротивления, может оказаться недопустимо мало, что приведет к ложному действию защиты.

Блокировка от качаний AKB запрещает работу защиты при нарушении устойчивости в энергосистеме.

Сигналы с выходов схем логического умножения подаются на выходное реле KL и реле времени KT2 и КТ3. Первым срабатывает реле KL, подавая команду на отключение выключателя без выдержки времени.

Рисунок 17 - Принцип действия дистанционной защиты.

Рисунок 18 - Структурная схема дистанционной защиты

При к.з. в зоне действия второй ступени срабатывают дистанционные органы второй KZ2 и третьей ступени KZ3. Реле времени КТ2, отработав выдержку порядка (0,4ч0,5 сек), формирует команду на отключение выключателя.

Третья ступень работает при отказе первой или второй ступеней защит или несрабатывании защит смежных присоединений.

Выбор параметров срабатывания дистанционной защиты. Первичное сопротивление срабатывания первой ступени выбирается из условия отстройки от к.з. на шинах противоположной подстанции:

, (98)

где Кн = 0,8ч0,85 - коэффициент надежности, учитывающий погрешности трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, реле сопротивления и погрешности расчета; Zл - сопротивление линии, Ом.

Предварительное сопротивление срабатывания второй ступени определяют по условию отстройки от тока к.з. за трансформатором приемной подстанции:

, (99)

Коэффициент чувствительности второй ступени определяется по выражению:

, (100)

Выдержка времени для второй ступени принимается равной 0,4ч0,5 сек.

Сопротивление срабатывания третьей ступени выбирается из условия отстройки от нагрузочного режима:

, (101)

где - минимальное напряжение на шинах подстанции, В; - максимальный ток нагрузки, А; - коэффициент надежности; - коэффициент возврата; - расчетный угол нагрузки; - угол максимальной чувствительности реле.

Требуемый коэффициент чувствительности оценивается по к.з. в конце зоны резервирования. Его значение должно быть не менее 1,2.

Расчет первичного сопротивления срабатывания защиты на сопротивление срабатывания реле производится по выражению:

, (102)

где - сопротивление срабатывания реле, Ом; - сопротивление срабатывания защиты, Ом; - коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения.

Помимо дистанционной защиты на линиях установлена токовая защита - токовая отсечка, определяемая по условию:

, (103)

где Кн = 1,2 ч 1,3 - коэффициент надежности, учитывает погрешность трансформаторов тока, реле и расчета.

Токовая отсечка не требует выдержки времени, селективность работы достигается за счет ограничения зоны действия. Так как отсечка не охватывает всю линию, потому она является вспомогательной защитой к дистанционной.

Дистанционная защита ВЛ 35 кВ (№91 и №92)

Воздушные линии 35 кВ №91 и №92 запитывают подстанцию «Инзерей» с установленными на ней двумя трансформаторами типа ТМН-6300/35/6 (Uk =7,5%, ДPк = 46,5 кВт, Rт = 1,4 Ом, Хт = 14,6 Ом), ВЛ типа АС 150/24 (L = 9,5 км, R0 = 0,198 Ом/км, Х0 = 0,406 Ом/км).

Максимальная нагрузка в этих линиях составит:

Тогда коэффициент трансформации трансформатора тока при соединении в «звезду» (Ксх = 1) определим по формуле 54:

Принимаем на высокой стороне трансформатор тока 200/5.

Коэффициент трансформации трансформатора напряжения 35000/100.

Сопротивление ВЛ, Ом (формула 2):



Тогда полное сопротивление линии составит:

Полное сопротивление трансформатора будет равно:

Первая ступень дистанционной защиты.

Отстройка от токов к.з. на шинах 35 кВ ТП «Инзерей»:

где Кн = 0,8ч0,85 - коэффициент надежности, учитывающий погрешности трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, реле сопротивления и погрешности расчета; Zл - сопротивление линии, Ом.

Расчет первичного сопротивления срабатывания защиты на сопротивление срабатывания реле производится по выражению:

где - сопротивление срабатывания реле, Ом; - сопротивление срабатывания защиты, Ом; - коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения.

Отношение R/X = 1,88/3,86 = 0,49.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Вторая ступень дистанционной защиты.

Отстройка от токов к.з. за трансформатором ТП «Инзерей»:

Сопротивление срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности второй ступени определяется по выражению:

Отношение R/X = 3,28/18,46 = 0,18.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек.

Третья ступень дистанционной защиты.

Определим сопротивление срабатывания защиты при обеспечении коэффициента чувствительности 1,2 при трехфазном к.з. за трансформатором:

Сопротивление срабатывания реле:

Отношение R/X = 3,28/18,46 = 0,18.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек.

Токовая отсечка.

Отстройка от токов трехфазного к.з. на шинах 35 кВ ТП «Инзерей»:

где Кн = 1,2 ч 1,3 - коэффициент надежности, учитывает погрешность трансформаторов тока, реле и расчета; (в дипломе не рассчитывалось).

Ток срабатывания реле:

Определим коэффициенты чувствительности ТО при двух- и трехфазном к.з. в начале линии:

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Дистанционная защита ВЛ 35 кВ (№94 и №93)

Воздушные линии 35 кВ №91 и №92 запитывают подстанцию «№3Х; 2Х» с установленными на ней двумя трансформаторами типа ТДНС-10000/35/6 (Uk =8%, ДPк = 60 кВт, Rт = 0,735 Ом, Хт = 9,8 Ом), ВЛ типа АС 150/24 (L = 15,3 км, R0 = 0,198 Ом/км, Х0 = 0,406 Ом/км).

Максимальная нагрузка в этих линиях составит:



Тогда коэффициент трансформации трансформатора тока при соединении в «звезду» (Ксх = 1):

Принимаем на высокой стороне трансформатор тока 300/5.

Коэффициент трансформации трансформатора напряжения 35000/100.

Сопротивление ВЛ, Ом:

Тогда полное сопротивление линии составит:

Полное сопротивление трансформатора будет равно:

Первая ступень дистанционной защиты.

Отстройка от токов к.з. на шинах 35 кВ ТП «№3Х; 2Х»:

где Кн = 0,8ч0,85 - коэффициент надежности, учитывающий погрешности трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, реле сопротивления и погрешности расчета; Zл - сопротивление линии, Ом.

Расчет первичного сопротивления срабатывания защиты на сопротивление срабатывания реле производится по выражению:

где - сопротивление срабатывания реле, Ом; - сопротивление срабатывания защиты, Ом; - коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения.

Отношение R/X = 3,03/6,21 = 0,49.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Вторая ступень дистанционной защиты.

Отстройка от токов к.з. за трансформатором ТП «№3Х; 2Х»:

Сопротивление срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности второй ступени определяется по выражению:

Отношение R/X = 3,77/16,01= 0,24.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек.

Третья ступень дистанционной защиты.

Определим сопротивление срабатывания защиты при обеспечении коэффициента чувствительности 1,2 при трехфазном к.з. за трансформатором:

Сопротивление срабатывания реле:

Отношение R/X = 3,77/16,01= 0,24.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек.

Токовая отсечка.

Отстройка от токов трехфазного к.з. на шинах 35 кВ ТП «№3Х; 2Х»:

где Кн = 1,2 ч 1,3 - коэффициент надежности, учитывает погрешность трансформаторов тока, реле и расчета; =1850 А (в дипломе не рассчитывалось).

Ток срабатывания реле:

Определим коэффициенты чувствительности ТО при двух- и трехфазном к.з. в начале линии:

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Дистанционная защита ВЛ 35 кВ (№95 и №96)

Воздушные линии 35 кВ №91 и №92 запитывают подстанцию «№1Х; 6» с установленными на ней двумя трансформаторами типа ТДНС-10000/35/6 (Uk =8%, ДPк = 60 кВт, Rт = 0,735 Ом, Хт = 9,8 Ом), ВЛ типа АС 150/24 (L=2,4км, R0 = 0,198 Ом/км, Х0 = 0,406 Ом/км).

Максимальная нагрузка в этих линиях составит:

Тогда коэффициент трансформации трансформатора тока при соединении в «звезду» (Ксх = 1):

Принимаем на высокой стороне трансформатор тока 300/5.

Коэффициент трансформации трансформатора напряжения 35000/100.

Сопротивление ВЛ, Ом:

Тогда полное сопротивление линии составит:

Полное сопротивление трансформатора будет равно:

Первая ступень дистанционной защиты.

Отстройка от токов к.з. на шинах 35 кВ ТП «№1Х; 6»:

где Кн = 0,8ч0,85 - коэффициент надежности, учитывающий погрешности трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, реле сопротивления и погрешности расчета; Zл - сопротивление линии, Ом.

Расчет первичного сопротивления срабатывания защиты на сопротивление срабатывания реле производится по выражению:

где - сопротивление срабатывания реле, Ом; - сопротивление срабатывания защиты, Ом; - коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения.

Отношение R/X = 3,03/6,21 = 0,49.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Вторая ступень дистанционной защиты.

Отстройка от токов к.з. за трансформатором ТП «№1Х; 6»:



Сопротивление срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности второй ступени определяется по выражению:

Отношение R/X = 3,2/14,83= 0,22.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек.

Третья ступень дистанционной защиты.

Определим сопротивление срабатывания защиты при обеспечении коэффициента чувствительности 1,2 при трехфазном к.з. за трансформатором:

Сопротивление срабатывания реле:

Отношение R/X = 3,2/14,83= 0,22.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек.

Токовая отсечка.

Отстройка от токов трехфазного к.з. на шинах 35 кВ ТП «№1Х; 6»:

где Кн = 1,2 ч 1,3 - коэффициент надежности, учитывает погрешность трансформаторов тока, реле и расчета; =2030 А (в дипломе не рассчитывалось)

Ток срабатывания реле:

Определим коэффициенты чувствительности ТО при двух- и трехфазном к.з. в начале линии:

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Газовая защита трансформатора ТДТН-40000/220

Рассмотренная ранее дифференциальная токовая защита имеет тот недостаток, что может отказать из-за недостаточной чувствительности при внутренних коротких замыканиях, например витковых. Это вызывает необходимость установить наряду с дифференциальной и газовую защиту.

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Рисунок 19 - Газовое реле защиты трансформатора BF-80/Q

Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рисунок 19, а). На трансформаторах ТДТН-40000/220 установим реле BF-80/Q с чашкообразными элементами 1 и 2 (рисунок 19, б).

Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашечек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашечек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживается пружинами 6 в положении, указанном на рисунке. Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет tср = 0,05…0,5 сек. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

Монтаж газовой защиты связан с выполнением некоторых специфических требований: для беспрепятственного прохода газов в расширитель должен быть небольшой подъем (1,0ч1,5% у крышки трансформатора и 2ч4% у маслопровода) от крышки к расширителю; нижний конец маслопровода, входящий внутрь трансформатора, должен заделываться с внутренней поверхности крышки, а нижний конец выхлопной трубы - вдаваться внутрь трансформатора; контрольный кабель, используемый для соединения газового реле с панелью защиты или промежуточной сборкой зажимов, должен иметь бумажную, а не резиновую изоляцию, так как резина разрушается под действием масла; действие газовой защиты на отключение необходимо выполнить с самоудержанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками потока масла при бурном газообразовании.

В схеме защиты на переменном оперативном токе (рисунок 20) самоудерживание достигается путем шунтирования нижнего контакта газового реле KSG верхним замыкающим контактом реле KL. Самоудерживание автоматически снимается после разрыва цепи отключения вспомогательным контактом Q1.2 выключателя Q1.Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам.



Рисунок 20 - Принципиальная схема газовой защиты трансформатора на переменном оперативном токе

Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых - нереагирование ее на повреждения вне бака трансформатора, в зоне между трансформаторам и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадания воздуха в бак трансформатора, что может быть, например при доливке масла после ремонта системы охлаждения и др.

В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

Необходимо также отметить, что начальная стадия виткового замыкания может и не сопровождаться появлением дуги и газообразованием. В таком случае газовая защит анне действует, и витковые замыкания в трансформаторе могут длительно оставаться незамеченными.

Организационно-экономическая часть проекта

Проблемы оценки надежности релейной защиты

Рассматривая вопросы оценки надежности релейной защиты, показано, что существующая методика, как российская, так и зарубежная, не позволяют корректно оценивать надежность РЗ.

Как известно, в 25-28% случаев причиной возникновения крупнейших системных аварий, имевших место в мире, были отказы релейной защиты. А если добавить к этому, в 50-70% случаев перехода обычного аварийного режима в тяжелую системную аварию повинна также релейная защита, то становится очевидным первостепенная важность такого параметра, как надежность релейной защиты.

Рисунок 21 - Диаграммы отказов релейной защиты с применением традиционных (слева) и микропроцессорных релейных устройств (справа).

Надежность объекта заключается не только в «выполнении им требуемых функций» (ГОСТ 27.002-89), но и в свойстве «сохранять во времени способность выполнять требуемые функции». Совершенно очевидно, что «выполнение функций» и «способность выполнять функции» это не одно и то же

На рисунке 21 приведены диаграммы с анализом причин повреждаемости реле защиты: 1 - отказы из-за ошибок при тестировании и эксплуатации, 2 - отказы из-за ошибок в уставках и настройках, 3 - конструктивные недостатки, 4 - технические проблемы, 5 - отказы по неустановленным причинам. На каждом из рисунков помещены две диаграммы: одна для электромеханических реле защиты (слева), другая для микропроцессорных (справа). При составлении этих диаграмм не учитывалось число установленных реле, для которых приведены численные значения по отказам, поэтому и сравнивать между собой левые и правые диаграммы нельзя. Это типичная ошибка учета абсолютных, а не нормализованных (т.е. отнесенных к числу рассматриваемых объектов) значений.

Совершенно очевидно, что корректный анализ диаграмм возможен только в части процентного соотношения причин, вызвавших отказы того или иного вида реле, но не в сравнении между собой абсолютных показателей надежности ЭМ и МУРЗ. Важный вывод, который можно сделать из анализа этих диаграмм, заключается в резком возрастании процента отказов РЗ, связанных с так называемым «человеческим фактором» при переходе с ЭМ на МУРЗ: процент отказов, связанных с ошибками в установках и настройках реле, возрос почти в 6 раз; при испытаниях и при эксплуатации РЗ - в 4 раза.

Вывод о существенном влиянии «человеческого фактора» на состояние РЗ подтверждается также и данными российских специалистов, согласно которым уже сегодня «человеческий фактор» присутствует в 52,8% случаев неправильных действий РЗ. В западных же странах этот процент еще более высок и доходит до 78%, т.е. фактически этот фактор является основной причиной проблем с РЗ.

Согласно данным, опубликованным зам. начальника службы релейной защиты Центрального диспетчерского управления ЕЭС России А.Н. Владимировым [12]:

«За 2000-2009 годы по ЛЭП и оборудованию напряжением 110-750 кВ зафиксировано 2913 случаев работы цифровых устройств релейной защиты. Из них правильно в 89,5% случаев, неправильно в 10,6% случаев. За этот же интервал времени электромеханические устройства релейной защиты работали 17529 раз. Из них правильно в 93,53%, неправильно в 6,48%. Микроэлектронные устройства релейной защиты работали 5685 раз. Из них правильно в 92,91% случаев и в 7,07% случаев неправильно».

Эти данные являются нормализованными (т.е. число отказов каждого вида реле представлено в процентах общего числа срабатываний каждого вида реле). При этом уже простое деление 10,6 на 6,48 позволяет получить реальную картину. Оказывается, что даже при существующей, не учитывающей всех факторов оценке надежности РЗ, получается, что МУРЗ на 60% менее надежны, чем ЭМ.



Экономическое сопоставление вариантов с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств РЗ

Экономическое сравнение вариантов проектирования с применением ЭМ и МУРЗ произведем согласно действующей ведомости рабочих чертежей основного комплекта подстанции «Харьягинская». Сюда входят следующие защиты, имеющиеся на подстанции: центральная сигнализация, щит постоянного тока, защита линии 220 кВ, управление выключателями, УРОВ 220 кВ, дифференциальная защита шин, дифференциальная защита трансформатора, регулирование под нагрузкой (РПН), АЧР шин 35 кВ, дистанционные защиты ВЛ 35 кВ, защита секционных выключателей и др.

В качестве микропроцессорных устройств релейной защиты в ниже представленной таблице 13 будем использовать МУРЗ типа «СИРИУС» и «Орион». Данные устройства имеют возможность согласования между собой.

Устройство является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Применение в устройстве модульной мультипроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного монтажа обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.

Реализованные в устройстве алгоритмы функций защиты и автоматики, а также схемы подключения устройства разработаны по требованиям к отечественным системам РЗА в сотрудничестве с представителями энергосистем и проектных институтов, что обеспечивает совместимость с аппаратурой, выполненной на различной элементной базе, а также облегчает внедрение новой техники проектировщикам и эксплуатационному персоналу.

Рассмотрим некоторые функции МУРЗ:

Устройство микропроцессорной защиты Сириус - ТЗ предназначено для выполнения функций основной защиты трехобмоточного трансформатора с высшим напряжением 35 - 220 кВ. Содержит ступени подменных МТЗ высшей, средней и низшей сторон трансформатора, которые выполнены с внешним комбинированным пуском напряжения. Устройство предназначено для установки на панелях и в шкафах, в релейных залах и пультах управления электростанций и подстанций 35 - 220 кВ. Возможно использование в качестве резервной защиты трансформатора (114578 руб);

Устройство Сириус-3-ДЗШ обеспечивает функции основной защиты, автоматики и сигнализации сборных шин напряжением 35-220 кВ с фиксированным или изменяемым присоединением элементов. Число контролируемых присоединений - до 16-ти. Устройство имеет пофазное исполнение, таким образом комплект дифференциальной защиты шин (ДЗШ) состоит из трех одинаковых устройств, каждое из которых подключается к своей фазе измерительных ТТ присоединений. Обеспечивает одновременно две системы шин (177000 руб);

Устройство дуговой защиты Орион-ДЗ предназначено для установки в каждой ячейке КРУ или КСО и является автономным блоком, выполняющим роль датчика возникновения электрической дуги, возникающей в распределительном устройстве, с последующим отключением поврежденной зоны (10443 руб);

Устройство ОРИОН-РТЗ предназначено для работы в качестве основной или резервной токовой защиты отходящих линий, а также силовых трансформаторов на энергообъектах напряжением 6-35 кВ с переменным оперативным током. Устройство предназначено для сопряжения с различными типами выключателей, в том числе прямого действия, работающих по принципу дешунтирования катушек отключения. Имеет УРОВ и токовые защиты (32922 руб);

Устройство Сириус2ДЗЛ обеспечивает основную защиту абсолютной селективности воздушных линий класса напряжений 6-220 кВ в сетях с эффективно заземленной или изолированной (компенсированной) нейтралью. Тип защиты абсолютной селективности - продольная дифференциальная токовая защита линии (ДЗЛ) с цифровым каналом связи (КС) по выделенной ВОЛС. Предусмотрено использование защиты на линиях с ответвлениями без источников питания. Включает в себя токовые защиты и дистанционную защиту (87350);

Устройство регулирования напряжения трансформатора Сириус2РН предназначено для управления электроприводами РПН при автоматическом регулировании коэффициента трансформации силовых трансформаторов. Устройство Сириус2-РН предназначено для установки на панелях и в шкафах в релейных залах и пультах управления электростанций и подстанций 3-500 кВ. Устройство Сириус-2РН предназначено для применения на подстанциях с плавно или резко изменяющейся нагрузкой (63248 руб);

Устройство Сириус21Л предназначено для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений напряжением 3-35 кВ. Устройство устанавливается в релейных отсеках КРУ, КРУН и КСО, на панелях и в шкафах в релейных залах и пультах управления электростанций и подстанций 6-35 кВ. Устройство предназначено для защиты воздушных и кабельных линий, а также трансформаторов, преобразовательных агрегатов и т.д. Устройство Сириус21-Л является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Включает в себя токовые защиты, УРОВ, АПВ, АЧР, защиты трансформатора (63248 руб);

Устройство Сириус-2-С предназначено для работы в качестве защиты секционного выключателя в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью напряжением 6 - 35 кВ. Устройство устанавливается в ячейке КРУ, КРУН или КСО и управляет высоковольтным выключателем. Устройство подключается к измерительным трансформаторам тока фаз А, В и С с номинальным вторичным током 5 А. Устройство выполняет функцию автоматического включения резерва (АВР) по входному внешнему сигналу. Предусмотрен вход для функции автоматического восстановления нормального режима после АВР. Включает в себя также токовые защиты, УРОВ, имеет входы от дуговой защиты (63248 руб);

Устройство микропроцессорной защиты Сириус-3-ДФЗ предназначено для защиты воздушных и кабельных линий 110-220 кВ в сетях с эффективнозаземленной нейтралью. Содержит основную защиту абсолютной селективности. Тип защиты абсолютной селективности - дифференциально-фазная защита (ДФЗ). Устройство не включает в себя функцию АУВ, поэтому подразумевается использование совместно с уже существующей схемой управления и АПВ выключателя или с отдельным терминалом АУВ. Устройство предусматривает возможность использования на противоположных концах защищаемой линии устройств других производителей, выполняющие аналогичные функции защиты, в том числе и панель защиты типа ДФЗ-201 (153400);

Устройство микропроцессорной защиты Сириус-3-УВ предназначено для выполнения функций управления, автоматики и сигнализации высоковольтного выключателя 110-220 кВ с трехфазным управлением в сетях с эффективнозаземленной нейтралью, а так же для выполнения функции резервных защит силового трансформатора и подменных защит воздушной линии. Содержит ступенчатые токовые защиты и функции автоматики - АПВ, УРОВ и др. (141600 руб);

Микропроцессорное устройство частотной разгрузки Сириус-АЧР предназначено для использования на электростанциях и подстанциях энергосистем с целью ликвидации дефицита активной мощности путем автоматического отключения потребителей при снижении частоты (АЧР) с последующим автоматическим включением отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ). Терминал Сириус-АЧР является централизованным устройством, выдающим сигналы отключения и последующего включения одного или нескольких присоединений, подведенных под частотную разгрузку. Наличие традиционных алгоритмов разгрузки типа АЧР-I, АЧР-II и ЧАПВ (АЧР-I имеет возможность блокировки по величине скорости снижения частоты), позволяет использовать устройство для замены существующих блоков АЧР (44781 руб);

Устройство центральной сигнализации Сириус-ЦС предназначено для построения систем центральной сигнализации на небольших подстанциях, либо для использования в качестве участкового блока в составе системы центральной сигнализации крупных подстанций. Устройство Сириус-ЦС позволяет обрабатывать сигналы, поступающие от микропроцессорных или электромеханических устройств защиты по шинкам сигнализации, фиксировать время появления и снятия сигналов сигнализации от конкретных устройств защиты, подключаемых к оптронным входам (до 32), а также формировать обобщенные сигналы сигнализации. УЦС (устройство центральной сигнализации) накапливает, обрабатывает, оперативно отображает информацию о состоянии объекта, а также передает ее на вышестоящий уровень по запросу. У Сириус-ЦС имеет четыре входа для подключения шинок сигнализации. Для каждого входа программируется тип сигнализации (аварийная или предупредительная), выдержка срабатывания (от 0 до 99,9 с), номинальное значение импульса тока (50 или 200 мА). Кроме того, устройство позволяет обслуживать шинки, к которым устройства защиты подключаются через указательные реле. Для этого устройство имеет релейные выход "подрыва блинкеров", срабатывающий через программируемую выдержку времени при сохранении сигнала (72570 руб);