На особо ответственных элементах электроустановки: линиях 330–750 кВ, генераторах и трансформаторах блоков АЭС или тепловых и гидравлических станций большой мощности, автотрансформаторах связи станций с высшим напряжением 330–750 кВ, автотрансформаторах подстанций с высшим напряжением 330–750 кВ, шунтирующих реакторах 500 и 750 кВ, синхронных компенсаторах, шинах (ошиновках) 330–750 кВ и элементах КРУЭ, как правило, устанавливаются две основные защиты (3.2.14).

Вопрос. Какая резервная защита предусматривается для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов?

Ответ. Предусматривается резервная защита, предназначенная для обеспечения дальнего резервирования. Такая защита предназначена и для выполнения функции ближнего резервирования основной защиты данного элемента, обладающей абсолютной селективностью, в случае ее отказа или выведения из работы. Например, если в качестве основной защиты от всех видов повреждений линий напряжением 110 кВ и выше применена ВЧ защита, то в качестве резервных могут быть применены ступенчатые дистанционная защита и токовая направленная защита нулевой последовательности. На линиях 500–750 кВ, а также на ряде линий 330 кВ резервные ступенчатые защиты ускоряются с помощью передачи ВЧ сигналов для выполнения второй быстродействующей защиты.

На всех элементах сети, прилегающей к АЭС, при многофазных КЗ на которых остаточное напряжение прямой последовательности на стороне высшего напряжения блоков этой станции может снижаться ниже 0,45 номинального, обеспечивается полное время отключения КЗ, не превышающее 1 с при отказе быстродействующей защиты с учетом времени действия устройства резервирования при отказе выключателя (УРОВ).

Во всех случаях, когда при КЗ на линии напряжением 330 кВ и выше не обеспечивается дальнее резервирование, предусматриваются дополнительные меры по ближнему резервированию (3.2.15).

Вопрос. С какой целью может быть предусмотрена токовая отсечка без выдержки времени для линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше?

Ответ. Может быть предусмотрена в качестве дополнительной защиты с целью повышения надежности отключения повреждения в начале линии (3.2.16).

Вопрос. В каких случаях допускается отсутствие резервирования?

Ответ. Если полное обеспечение дальнего резервирования связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно, допускается:

не резервировать отключение КЗ на реактированных линиях, в конце длинного смежного участка линии напряжением 6-35 кВ, за трансформаторами напряжением 220 кВ и ниже, а также при наличии ближнего резервирования на линиях напряжением 110–330 кВ, за автотрансформаторами 220 кВ и выше и за трансформаторами с низшим напряжением 6,3 кВ СН электростанций;

обеспечивать полное дальнее резервирование только при наиболее часто встречающихся видах повреждений без учета редких режимов работы и при учете каскадного действия защиты;

предусматривать неселективное действие защиты при КЗ на смежных элементах (например, не согласовывать последнюю ступень защиты по параметру срабатывания с защитами предыдущих элементов и т. п.) с возможностью обесточивания в отдельных случаях подстанций; при этом рекомендуется обеспечивать исправление этих неселективных отключений действием АПВ или АВР;

предусматривать на трансформаторах 110–220 кВ дополнительную максимальную токовую защиту с независимым действием (3.2.17).

Вопрос. В каких электроустановках и в каких случаях предусматриваются УРОВ?

Ответ. Предусматриваются в электроустановках напряжением ПО– 750 кВ. Предусматривается УРОВ отдельных присоединений СН электростанций, если отключение КЗ не резервируется защитами рабочих и резервных трансформаторов СН, а также генераторных выключателей; допускается установка упрощенных УРОВ в РУ напряжением 6-35 кВ с КЛ.

При отказе выключателя элемента электроустановки (линии, трансформатора, шин и др.) УРОВ выполняется с действием на отключение выключателей, смежных с отказавшим, через которые может осуществляться подпитка места КЗ.

Если защиты присоединены к выносным ТТ, то УРОВ выполняется с действием и при КЗ в зоне между этими ТТ и выключателем.

При КЗ на стороне низшего напряжения автотрансформаторов 330 кВ и выше, повреждении рабочего трансформатора СН, подключенного ответвлением без выключателя к блоку, и отказе при этом любого выключателя сторон высшего или среднего напряжения и при недостаточной чувствительности УРОВ выключателей этих сторон рекомендуется принимать меры, обеспечивающие отключение выключателей, смежных с отказавшим.

Отказ от применения УРОВ в каждом отдельном случае обосновывается, например, когда при дальнем резервном действии защит нет потери дополнительных элементов из-за отключения выключателей, непосредственно не примыкающих к отказавшему (отсутствуют секционированные шины, линии с ответвлениями и т. п.) (3.2.18).

Вопрос. Как осуществляется питание оперативных цепей основных и резервных защит?

Ответ. Основная и резервная или две основные защиты подключаются к разным вторичным обмоткам ТТ. При этом цепи тока этих защит прокладываются в разных кабелях. Для защит линий 220–750 кВ предусматривается резервирование питания их цепей напряжения.

Питание оперативных цепей основных и резервных защит линий ПО – 750 кВ и, как правило, каждого из комплектов ступенчатых защит линий 110–220 кВ, каждой из двух групп защит трансформаторов 110 кВ и выше, автотрансформаторов 220 кВ и выше и шунтирующих реакторов 500–750 кВ, каждой из двух дифференциальных токовых защит шин (ошиновок), а также основных и резервных защит на электростанциях с генераторами мощностью 30 МВт и более, генераторов, блоков генератор-трансформатор, трансформаторов связи, трансформаторов СН с низшим напряжением 6,3 кВ осуществляется через разные автоматические выключатели. При этом цепи питания оперативным постоянным током основных и резервных защит или отдельных групп защит прокладываются в разных кабелях. В особо ответственных случаях (например, для линий и автотрансформаторов 500 кВ) рекомендуется прокладывать кабели с цепями отключения от двух групп защит по разным трассам.

На переменном оперативном токе предусматривается разделение выходных цепей основных и резервных защит на разные промежуточные реле.

При наличии на линии, автотрансформаторе, шунтирующем реакторе двух отдельных защит (комплектов) они выполняются так, чтобы была обеспечена возможность раздельной проверки или ремонта защит при работающем элементе (3.2.19).

Вопрос. При помощи какого показателя производится оценка чувствительности РЗ?

Ответ. Производится при помощи коэффициента чувствительности.

Коэффициент чувствительности избирательных органов сопротивления устройства однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) определяется при КЗ на землю в конце защищаемой линии при отсутствии переходного сопротивления; рекомендуется также определять его при замыкании на землю через переходное сопротивление.

Расчетные значения величин необходимо устанавливать исходя из наиболее неблагоприятных режимов (с учетом их реальной возможности) и видов повреждения (3.2.20).

Вопрос. Какие наименьшие коэффициенты чувствительности принимаются при оценке чувствительности основных защит и УРОВ?

Ответ. Принимаются следующие наименьшие коэффициенты чувствительности.

1. Максимальные токовые защиты с пуском и без пуска напряжения, направленные и ненаправленные защиты, включенные на составляющие обратной или нулевой последовательности:

для органов тока и напряжения – 1,5 (в режиме сетевого резервирования допускается 1,3);

для органов направления мощности обратной и нулевой последовательности – 2,0 по мощности и 1,5 по току и напряжению;

для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, – не нормируется по мощности (и напряжению) и 1,5 по току.