Появление цифровой релейной защиты снизило стоимость реализации резервирования отказов выключателей (УРОВ). Раньше нужен был отдельный шкаф с множеством реле, теперь же алгоритм УРОВ выполняется на терминалах РЗА присоединений. Сегодня можно применять УРОВ на напряжении 6(10) кВ практически бесплатно. Вопрос в том, нужно ли это делать?
Противники применения УРОВ на среднем напряжении указывают на следующие моменты:
- Нормативно УРОВ 6(10) кВ не прописан в ПУЭ.
- По статистике УРОВ чаще работает излишне, чем отказывает. Это приводит к масштабным отключения потребителей и транзитов мощности.
- Квалификация персонала на объектах с высшим напряжением 6(10) кВ ниже, чем в больших сетях, поэтому при оперативных переключениях в цепях вывода защит будут ошибки. Далее см. п.2.
- Могут быть ошибки в организации УРОВ на стадии проектирования или даже в алгоритмах самих терминалов РЗА. Далее см. п.2.
В принципе, эти замечания справедливы. В целом их можно описать как “чем сложнее схема, тем вероятнее ошибка”. Для того, чтобы идти на риск установки УРОВ 6(10) кВ нужно понять какую пользу это принесет? Давайте разбираться.
Основная задача УРОВ — снизить время отключения КЗ при отказе нижестоящего выключателя.
Стоит отметить, что КЗ в любом случае будет отключено вышестоящими защитами, которые осуществляют дальнее резервирование. Остается только понять разницу во временах отключения и посчитать эффективность.
Возьмем для примера обычную РТП 10/0,4 кВ и рассмотрим КЗ на присоединении с отказом одного выключателя.
Рис.1 Стандартные времена отключения защиты 6(10) кВ
Допустим КЗ происходит на линии. При отказе выключателя линии 1 КЗ отключит защита ввода с временем действия 1,5 с.
Если бы на 10 кВ был УРОВ, то отключение КЗ произошло бы за время Тмтз.л1 + Туров = 0,9 + 0,3 = 1,2 с. Не очень большая разница.
Однако, если КЗ было близким и сработала отсечка линии, то оно будет устранено за время Тто.л1 + Туров = 0,1 + 0,3 = 0,4 с. Это уже гораздо быстрее, чем защитами ввода. А для верхних уровней распределения, например, ПС или головная РТП, эта разница будет еще больше.
Видно, что УРОВ гораздо быстрее отключает близкие КЗ, которые являются наиболее опасными. Также это возможно, если на присоединении установлены быстродействующие защиты. Помимо токовых отсечек это могут быть дифференциальные защиты, например, на мощных двигателях. В этом случае выгода от применения УРОВ очевидна.
При удаленных КЗ, либо когда на присоединении установлена только МТЗ, выигрыш во времени отключения составляет в среднем одну ступень селективности. Это немного, но все же лучше, чем ничего.
В каких случаях эти доли секунды могут сыграть роль?
Например, при проверке кабелей на термическую стойкость. Особенно одножильных кабелей, где также нужно проверять термическую стойкость экранов. Обычно кабели проверяют по времени действия резервных защит, т.е. защит ввода. При наличии УРОВ время можно взять меньше, а соответственно меньше будет и сечение кабелей.
Вопрос: а что если откажет терминал защиты присоединения? Ведь тогда команда УРОВ просто не сформируется.
Ответ: тогда сработает ЛЗШ и отключит КЗ на кабеле еще быстрее (0,1-0,15 с). Это произойдет потому, что ЛЗШ ввода не получит сигнал блокировки от отказавшего терминала.
Сегодня УРОВ 6(10) кВ является отработанным как с точки зрения алгоритмов в терминалах РЗА, так и с точки зрения типовых вторичных схем. Ошибки в основном могут встречаться при неправильной эксплуатации, например, когда релейщик при опробовании защит выведенного присоединения забывает откинуть внешние цепи комплекта. Выход один — повышать свою квалификацию и быть внимательнее. Также производителям КРУ не стоит забывать об эргономике, например, всегда устанавливать ключ УРОВ на фасаде релейного отсека.
Вывод
Я считаю, что применять УРОВ 6(10) кВ, совместно с ЛЗШ, можно и нужно. Это снижает времена отключения КЗ в сети и экономит средства заказчика.
Цифровые защиты — это не просто красивые коробочки. Они дают реальные преимущества, если конечно знать, как правильно ими пользоваться.
УРОВ на электромеханике был намного логичнее и лучше выполнен, чем сейчас на микропроцессорных терминалах, т.к. работа УРОВ была возможна даже при выведенном РЗА ячейки. Сейчас же УРОВ выполнен в алгоритме РЗА самой ячейки и не сможет с такой надёжностью резервировать как электромеханике. В статье написано, что раньше был отдельный шкаф УРОВ, а теперь его нет. Его нет, потому, что логика теперь иная и она не охватывает тех преимуществ, которые были на электромеханике.
Так и на терминалах УРОВ будет работать если вывести любое присоединение. Что вы имеете ввиду? И какие конкретно преимущества были у УРОВ на электромеханике перед нынешним?
Терминалы рулят,. О чем пишет Максим🤔. Если ключи есть оперативного ввода и вывода
Как вы проверяете УРОВ ( имитируете отказ выключателя)? Ячейку выключателем suosol и терминалом бзп — 02 проверял откинув цепочку в сторону ЭО
Я не наладчик, поэтому подробно методику проверки УРОВ не знаю. Но то как вы делали позволит проверить проверить алгоритм УРОВ, если держать ток во вторичной цепи больше времени действия защиты + УРОВ. При этом должен сформироваться выходной сигнал с терминала на шинки УРОВ своего ввода и секционника
Дмитрий, добрый день! Подскажи, кто должен решать вопрос о необходимости установки УРОВ? Заказчик, который составляет задание на проектирование или проектная организация? Я столкнулся с такой проблемой: проектировщики в разделе РЗА проекта подстанции 10/0,4 кВ не предусмотрели УРОВ, сославшись на то, что в задании на проектирование об этом ничего не было сказано, а обязательных требований к установке нет. Задание же писал специалист — эксплуатационщик «старой формации», который, видимо, не знал о новых возможностях реализации УРОВ на среднем напряжении.
Добрый день. По хорошему УРОВ должен быть прописан в ТЗ. Если он не указан в явном виде, то это не значит, что он запрещен к применению. Прежде всего надо убеждать заказчика потому, что это его деньги и ему это все эксплуатировать. Если заказчик решит, то вряд ли проектировщик будет против.
Я начинал работать в электросетях, обслуживал РЗА ПС с ВН=35 кВ,10 кВ, 6 кВ. Оборудование времен СССР, УРОВ ни где не устанавливался, всё решало ближнее/ дальнее резервирование. Сейчас работаю на электростанции, там после реконструкций, УРОВ устанавливается везде. Я соглашусь с Дмитрием, УРОВ нужная «вещь», с которой нужно уметь обращаться. У нас на работе на всех присоединениях УРОВ выводиться ключами или накладками.
Иван, раз уж пошла речь о накладках, подскажите на тех же линиях в выходных цепях блокировки МТЗ ввода у вас стоят ключи или накладки? Раньше цепи ЛЗШ линий выполнялись без накладок, но последнее время в схемах, рекомендуемых электросетями, стал встречать ключи ввода/вывода ЛЗШ.
Не смогу вам подсказать к сожалению, у нас на электростанции ЛЗШ не применяется, накладок/ключей связанных с блокировкой МТЗ присоединений 6 кВ тоже нет. На ячейках установлены накладки/ключи на ввод/вывод УРОВ, на Рабочих вводах (питание от ТСН блока) так же есть накладка/ключ ввода/вывода АВР от резервных вводов 6 кВ. А вообще я считаю накладки лишними не бывают, главное не забывать их вовремя вводить))) Я вам даже так скажу по секрету, у нас на работе вообще про ЛЗШ никогда не слышали, работаю в Казахстане на ЭС.
Дмитрий, в каком случае тогда будет работать МТЗ ввода (1,5 сек. в Вашем примере)? Если при отказе выключателей работает УРОВ (1,2 сек.), а при отказе РЗА присоединений работает ЛЗШ на вводе (0,1-0,15 сек.), получается в таких условиях МТЗ ввода со своими 1,5 сек. вообще не должна срабатывать. И как в таком случае выбирать уставки вышестоящих МТЗ — согласовываться с МТЗ ввода (1,5 сек.) или с отключением по УРОВу (1,2 сек.)?
МТЗ ввода будет резервной защитой по отношению к ЛЗШ. Она может сработать, если ЛЗШ будет ошибочно заблокирована защитой ОЛ. По-сути, МТЗ ввода надежнее ЛЗШ потому, что не зависит от большого количества контактов
Спасибо за ответ.