Расчет релейной защиты понижающего двухобмоточного трансформатора 110/10 кВ с вопросами автоматики

Размещено на http://www.allbest.ru/

Расчет релейной защиты понижающего двухобмоточного трансформатора 110/10 кВ с вопросами автоматики



Введение

Релейная защита (РЗ) предназначена для отключения защищаемого участка в цепи или элемента в случае его повреждения, выхода из строя элемента или электроустановки в целом, короткого замыкания, выхода за пределы нормального режима работы и т.д. РЗ характеризуется селективностью (избирательностью) - отключением только той части или элемента установки, которая вызвала нарушение режима; чувствительностью - быстрая реакция на определенные, заранее заданные отклонения от нормальных режимов, иногда самые незначительные; надежность - безотказная работа в случае отклонения от нормального режима. временем срабатывания - необходимой скоростью срабатывания, определяемым характером технологического процесса.

В соответствии с изложенным и в зависимости от мощности трансформатора, условий их работы, категории потребителя и т.д. применяются следующие типы защиты:

дифференциальная - для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки трансформаторов или автотрансформаторов;

токовая отсечка мгновенного действия или плавкий предохранитель - для защиты трансформатора при повреждениях ошиновки, вводов и части обмоток со стороны источника питания;

газовая - для защиты при повреждениях внутри бака маслонаполненного трансформатора (автотрансформатора), сопровождающихся выделением газа, а также при понижении уровня масла;

максимальная токовая (МТЗ) или максимальная токовая направленная защита, реагирующая на фазные токи, а также на токи нулевой и обратной последовательностей от сверхтоков, проходящих через трансформатор при дистанционная защита и др.



Расчет дифференциальной защиты

Таблица. Характеристики двухобмоточного трансформатора ТДН-16000/110

Номинальное напряжение, кВ	Потери, кВт	Напряжение короткого замыкания, %	Ток холостого хода, %
ВН	НН	холостого хода	короткого замыкания
115	11	18	85	10,5	0,7

Трансформатор имеет встроенное регулирование напряжения под нагрузкой (РПН) в нейтрали высшего напряжения в пределах ± 16 % номинального.

Исходная схема (а) и схема замещения прямой и обратной последовательности (б) приведены на рис. 1.

а) б)

Рис. 1



Рис. 2. Схема включения реле РНТ-565

Рис. 3. Токораспределение и диаграммы токов в схеме дифференциальной защиты

Расчет произведен в именованных единицах. Сопротивления на схеме приведены в Омах.

Расчет сопротивлений схемы замещения и токов короткого замыкания (КЗ)

Сопротивление энергосистемы в максимальном режиме равно Xc_max=18.5 Ом, в минимальном Xc_min=21 Ом.

X_{тр-ра min}= == = 57,15 Ом.

X_{тр-ра max}= == = 129 Ом, где U_{ср. ВН}= 115 кВ - справочное значение среднего напряжения на стороне ВН.

S_ном. - номинальная мощность трансформатора, МВ*А,

ДU_РНП - половина суммарного диапазона регулирования напряжения на стороне ВН трансформатора

U_k.min; U_k.max - напряжения U_k в зависимости от min и max положения переключателя РПН в % (справочные значения).

Расчет токов КЗ на стороне ВН 115 кВ.

I_{КЗ.min.ВН.}= = *10³ = 485.5 A.

I_{КЗ.max.ВН.}= = *10³ = 840 A.

Расчет первичных токов сторон ВН и НН, соответствующих номинальной мощности трансформатора

Таблица 1

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны, кВ
		110	10
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А	Iном=	= 80,4 А	=840,8 А
Схема соединения трансформаторов тока		Д	Y
Коэффициент трансформации трансформаторов тока	K1	150/5	1000/5
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А	Iном. в. =* kсх.	* = 4,64	= 4,2

Определяем первичный расчетный ток небаланса I_{нб.расч.} без учета составляющей I'''_{нб.расч.}, обусловленного неточностью установки на НТТ (насыщающимся трансформаторе тока) реле расчетного числа витков при рассматриваемом внешнем КЗ в точке K1.

I_{нб.расч.} = [I'_{нб.расч.} + I''_{нб.расч.]}= k_пер. k_одн. е I_{КЗ.max.ВН} + ДU_РНП * I_{КЗ.max.ВН}

I_{нб.расч.} = 1*1*0,1*840 + 0,16*840 = 218 А,

Где I'_{нб.расч} - составляющая, обусловленная погрешностью трансформаторов тока;

I''_{нб.расч. -} составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора;

k_пер. - коэффициент, учитывающий переходный режим (наличие апериодической составляющей тока); для реле РНТ-565 принимается равным 1;

k_{одн. -} коэффициент однотипности трансформатора тока; при внешних КЗ на сторонах, где защищаемый трансформатор имеет одно присоединение равен 1;

е - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока, соответствующему установившемуся режиму КЗ или качаний; при 10 % погрешности принимается равным 0,1;

ДU_РНП - погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора. рекомендуется принимать равным половине суммарного (полного) диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне трансформатора. В нашем случае ДU_РНП=0,16.

Определяем предварительно первичный ток срабатывания защиты:

- по условию отстройки от максимального тока небаланса без учета составляющей тока небаланса I'''_{нб.расч.};

I_{с. з.} ? k_отс..* I_{нб.расч.} = 1,3 * 218 = 283 А,

где k_{отс.. -} коэффициент отстройки, учитывающий погрешности реле, ошибки расчета и необходимый запас; может быть принят равным 1,3.

- по условию отстройки от броска намагничивающего тока:

I_{с. з.} ? k * k_ВЫГ. * I_ном. = 1,3 * 1 * 80,4 = 104,5 А,

Где k - коэффициент, используемый при отстройке защиты от броска намагничивающего тока, в ориентировочных расчетах принимается равным 1-1,3, принимаем 1,3;

k_ВЫГ. - коэффициент выгодности, представляющий собой отношение электромагнитной мощности автотрансформатора к его проходной мощности; для Трансформатора принимается равным 1.

Расчетной для выбора тока срабатывания является отстройка от максимального тока небаланса при внешнем КЗ I_{с. з.} = 283 А.

Производится предварительная проверка чувствительности. Расчетным по чувствительности является КЗ между двумя фазами на стороне НН в точке К ₂ в минимальном режиме работы питающей системы и при максимальном сопротивлении трансформатора

I_к.min. = / 2* I_{КЗ.min.ВН.}=0,865*485.5=426.5 А.

Коэффициент чувствительности равен:

k_ч = I_к.min. * k_сх. / I_{с. з.} * k_сх. = 426.5 * / 283* = 1.51.

где коэффициент схемы при КЗ между двумя фазами на стороне НН защищаемого трансформатора k = и взят из таблицы.

Определяется число витков обмотки НТТ реле для основной стороны 110 кВ. Принимается ближайшее меньшее по отношению к полученному из формулы число витков:

I_ср.осн.= = = 16,3 А.

W_{осн.расч.} = = = 6,1.

Где F_{ср. -} магнитодвижущая сила (МДС) срабатывания реле; для реле типа РНТ-565 F_cp. = 100 A,

I_{ср.осн. -} ток срабатывания реле, отнесенный к основной стороне; определяется приведением первичного тока срабатывания защиты к вторичным цепям трансформаторов тока основной стороны.

Определяется число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны защищаемого трансформатора:

W_I.расч. = W_осн. * ,

где - вторичный ток в плечах защиты для основной (ВН) стороны, соответствующий номинальной мощности трансформатора;

- вторичный ток в плечах защиты для неосновной (НН) стороны, соответствующий номинальной мощности трансформатора;

W_осн - принятое число витков обмотки для основной стороны.

Число витков уточняется после учета составляющей тока небаланса обусловленной неточностью установки на НТТ реле расчетных чисел витков. Определяется значение коэффициента чувствительности для тока срабатывания защиты, соответствующего окончательно принятому, в режиме, при котором производилась предварительная проверка чувствительности: k_ч = I_к.min. * k_сх. / I_{с. з.} * k_сх. = 426.5 * / 289* = 1.5.

Все выше указанные расчеты приведены в таблице №2.

Схема включения реле РНТ-565 приведена на рис. №2.

Таблица 2

Определяемая величина	Формула определения и обозначение величины	Числовое значение
Ток срабатывания реле на основной стороне, А	Iс. р.осн.=	= 16,3 А
Число витков обмотки НТТ реле для основной стороны: расчетное предварительно принятое	Wосн.расч. = Wосн = WI.ур.	= 6,1 6
Число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны: расчетное предварительно принятое	WI.расч. = Wосн. * WI = WII.ур.	6* = 6,63 7
Составляющая первичного тока небаланса, обусловленная округлением расчетного числа витков неосновной стороны для расчетного случая повреждения, А	I'''нб.расч.=* IКЗ.max.ВН	* 840 = 46.8 A
Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей I'''нб.расч., А	Iнб.расч. = [I'нб.расч.+ I''нб.расч. + I'''нб.расч.]	218+46.8=264.8 А
Ток срабатывания защиты на основной стороне, А	Iс. з. =	* =289 А
Коэффициент отстройки защиты (окончательное значение)	kотс. =.	= 1,09
Окончательно принятое число витков обмотки НТТ реле для установки на основной и неосновной сторонах	Wосн = WI.ур. WI = WII.ур.	6 7

Расчет максимальной токовой защиты (МТЗ) с пуском напряжения трансформаторов

Максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения, выполнена с помощью реле тока типа РТ-40, фильтра-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М и минимального реле напряжения типа РН-54.

Первичный ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора I_ном на обеих сторонах, где установлена рассматриваемая защита.

I_{с. з.} = k_отс. * I_ном / k_в,

где k_отс. - коэффициент отстройки, учитывающий ошибку реле принимается равным 1,2;

k_в - коэффициент возврата реле, может быть принят равным 0,8.

I_{с. з. ВН} = k_отс. * I_ном / k_в = 1,2*80,4 / 0,8 = 120,6 А.

I_{с. з. НН} = k_отс. * I_ном / k_в = 1,2*840,8 / 0,8 = 1261,2 А.

Для реле минимального напряжения, включенного на междуфазное напряжение (типа РН - 54) первичные напряжения срабатывания защиты определяются по следующим условиям, исходя из обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ по выражению:

U_{с. з.} ,

где U_min - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ (определяется расчетом); в ориентировочных расчетах может быть принято равным (0.9-0.85) U_ном.; принимаем равным 0.85;

k_{отс. -} коэффициент отстройки; может быть принят равным 1,2;

k_в - коэффициент возврата реле; может быть принят равным 1,2.

U_{с. з. ВН} =67,9 кВ.

U_{с. з. НН} =6,49 кВ.

Отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:

U_{с. з.} ,

где U_зап. - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ или АВР (определяется расчетом); в ориентировочных расчетах можем быть принято равным 0,7*U_ном.

U_{с. з. ВН} =67,1 кВ.

U_{с. з. НН} =6,41 кВ.

Для фильтра - реле напряжений обратной последовательности (типа РНФ-1М) комбинированного пуска напряжения - исходя из минимальной вставки устройства (6 В междуфазных):

U_{2с. з.}=0,06 U_ном.

U_{2с. з. ВН}=0,06 115 = 6,9 кВ.

U_{2с. з. НН}=0,06 11 = 0,66 кВ.

При таком напряжении срабатывания обеспечивается отстройка от напряжения небаланса в расчетном (нагрузочном) режиме.

Вторичный ток срабатывания реле определяется по выражению:

I_{с. з.} = I_{с. з.}* k_сх / K_1,

где k_сх - коэффициент, зависящий от схемы соединения трансформаторов тока защиты; при соединении последних в звезду k_сх=1,0, при соединении трансформаторов тока в треугольник k_сх = ;

K₁ - коэффициент трансформации трансформаторов тока защиты.

I_{с. р. ВН} = I_{с. з.}* / K_1ВН = 120,6*1,73/(150/5)=6,95 А.

I_{с. р. НН} = I_{с. з.}* k_сх / K_1НН = 1261,2*1/(1000/5)=6,3 А.

Чувствительность защиты определяется по выражениям:

Для реле тока:

k_ч.1= I_з.min./ I_{с. з.}

где I_з.min - минимальный ток защиты, который рассчитывается по формуле I_з.min.ВН = /2 * I_{к.з.max.вн} = (1,73/2)*840=726,6А.

I_з.min.НН ===6381 А.

U_нн - номинальное напряжение обмоток силового трансформатора на стороне НН

k_ч.1ВН= I_з.min.вн * k_сх / I_{с. з. В.Н.} = 726,6*/120,6 = 10,4.

k_ч.1НН= I_з.min.нн * k_сх / I_{с. з.. НН} = 6381/1261,2 = 5,06.

по условию чувствительности защиты необходимо, чтобы >1,5.

Для реле минимального напряжения (типа РН-54), включенного на междуфазное напряжение:

K_Ч.U.= ,

где U_з.max - первичное значение междуфазного напряжения в месте установки защиты при металлическом КЗ между фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наибольшее значение этого напряжения:

U_з.max=0.85*U_ном.

k_в-коэффициент возврата реле, принят равным 1,25.

K_Ч.U.в.н.= =1,52.

K_Ч.U.н.н= = 1,5.

коэффициент чувствительности удовлетворяет условию чувствительности защиты, согласно которому по необходимо, чтобы K_Ч.U>1,5.

Защита трансформатора от перегрузки

Защита от перегрузки применяется если по условиям технологии производства возможна перегрузка трансформатора. Она выполняется с одним реле, включенным на ток фазы со стороны источника питания, и действует с выдержкой времени на сигнал, а на необслуживаемых подстанциях - на разгрузку или отключение трансформатора. На двухобмоточных трансформаторах защита от перегрузки устанавливается со стороны основного питания. Схема защиты от перегрузки совмещаемся со схемами дифференциальной защиты и МТЗ трансформатора.

I_{с. з.} = k_отс. * I_ном / k_в,

где k_{отс. -} коэффициент отстройки; принимается равным 1,05;

k_в - коэффициент возврата; для реле РТ - 40 принимается равным 0,8;

I_ном - номинальный ток обмотки трансформатора со стороны установки реле РТ-40, то есть со стороны основного питания.

I_{с. з.} = 1,05* I_ном / 0,8 = 1,05*80,4/0,8 = 105,5 А.

Ток срабатывания реле РТ-40:

I_{с. р.} = I_{с. з.}* k_сх / K_1вн.

I_{с. р.} = 105,5* / (150/5)=6,08 А.

k_сх - коэффициент, зависящий от схемы соединения трансформаторов тока защиты; при соединении последних в звезду равен 1, при соединении трансформаторов тока в треугольник равен .

K_1вн - коэффициент трансформации трансформатора тока защиты со стороны ВН силового трансформатора

Газовая защита трансформатора

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора (Рис. 4). Она устанавливается на трансформаторах и автотрансформаторах, а также на токоограничиваюших реакторах с масляным охлаждением, имеющих расширители. Применяемые газовые зашиты является обязательным на трансформаторах и автотрансформаторах мощностью 4,0 МВ*А и более, а также на трансформаторах и автотрансформаторах мощностью от 1000 до 4000 кВ*А, не имеющих дифференциальной защиты или отсечки и если максимальная токовая защита имеет выдержку времени 10 и более. В трансформаторах мощностью 1000-4000 кВ*А применение другой газовой защиты при наличии другой быстродействующей защиты, допускается, но не является обязательным. Применение данной газовой защиты является необходимым на внутрицеховых трансформаторах и автотрансформаторах мощностью от 6,3 МВ*А и выше независимо от других быстродействующих защит.

Интенсивность газовыделения и химический состав выбрасываемого газа зависят от характера и размеров внутренних повреждений трансформатора. Поэтому защита выполняется с таким условием, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал дежурному персоналу, а при бурном газообразовании, что имеет место при коротких замыканиях, происходило немедленное отключение защищаемого трансформатора (автотрансформатора). Кроме того, газовая защита действует на отключение или только на сигнал при опасном понижении масла в баке трансформатора или автотрансформатора. Газовая защита является универсальной и наиболее чувствительной защитой от внутренних повреждений. Эта защита реагирует на такие опасные повреждения, как замыкание между витками обмоток, на которые не реагируют другие виды защит из-за недостаточного значения тока при этом виде повреждения.

Газовая защита осуществляется с помощью специальных газовых реле, которые подразделяются на: поплавковые, лопастные, чашечные.

Газовое реле представляет собой металлический кожух, который врезан в маслопровод, который соединяет бак трансформатора (автотрансформатора) с расширительным баком. Реле заполнено маслом. В кожухе реле имеется смотровое стекло со шкалой, с помощью которого мы наглядно определяем объём скопившегося в реле газа.

На крышке реле имеется кран, которым для выпуска скопившегося газа и взятия его на пробу для анализа. На кожухе реле также расположены зажимы для подключения кабеля к контактам, которые расположены внутри кожуха реле. защита трансформатор ток реле

Газовая защита является быстродействующей, это обусловлено тем, что в оперативной части защиты отсутствует реле времени, реагирует практически на все повреждения внутри бака, проста по исполнению (Рис. 5). К недостаткам газового реле можно отнести ложное срабатывание защиты при гидравлическом ударе (при коммутационных переключениях цепей, внешних КЗ, сопровождаемых электродинамическими перемещениями обмоток); возможны ложные срабатывания защиты в сейсмоопасных районах, при попадании воздуха в бак. Кроме того, газовая защита нечувствительна к начальным стадиям межвитковых замыканий.

В данном проекте для защиты бака силового трансформатора используется газовое реле типа РГТ - 80, а для устройства РПН, как указано выше, принимаем реле типа РСТ - 25 (Рис. 6).

Рис. 4

Рис. 5

Рис. 6

Автоматическая частотная разгрузка с частотным автоматическим повторным включением (АЧР с ЧАПВ)

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) предназначена для предотвращения недопустимого снижения частоты при возникновении дефицита активной мощности в энергосистеме или отдельных ее районах. При отсутствии вращающегося резерва единственно возможным способом восстановления частоты является отключение части наименее ответственных потребителей. Это и осуществляется с помощью специальных устройств - автоматов частотной разгрузки (АЧР).

Глубина снижения частоты зависит не только от дефицита мощности в первый момент аварии, но и от характера нагрузки. Потребление мощности одной группой потребителей, к которой относятся электроосветительные приборы и другие установки, имеющие чисто активную нагрузку, не зависит от частоты и при её снижении остается постоянным. Потребление же другой группы потребителей - электродвигателей переменного тока при уменьшении частоты снижается. Чем больше в энергосистеме доля нагрузки первой группы, тем больше понизится частота при возникновении одинакового дефицита активной мощности. Нагрузка потребителей второй группы будет в некоторой степени сглаживать эффект снижения частоты, поскольку одновременно будет уменьшаться потребление мощности электродвигателями.

Уменьшение мощности, потребляемой нагрузкой при снижении частоты, или, как говорят, регулирующий эффект нагрузки, характеризуется коэффициентом к к_нагр. Коэффициент регулирующего эффекта нагрузки показывает, на сколько процентов уменьшается потребление нагрузкой активной мощности на каждый процент снижения частоты. Значение коэффициента регулирующего эффекта нагрузки должно определяться специальными испытаниями и принимается при расчётах равным 2,5-4. Устройства АЧР должны выполняться с таким расчётом, чтобы была полностью исключена возможность даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже 47 Гц не превышало 20 сек., а с частотой ниже 48,5 Гц - 60 сек. Допустимое время снижения частоты ниже 49 Гц по условиям работы АЭС равно 2 минуты.

Устройства АЧР, используемые для ликвидации аварийного дефицита активной мощности в энергосистемах, подразделяются на три основные категории.

Первая категория автоматической частотной разгрузки АЧР 1 быстродействующая (I = 0,3 ^ 0,5 сек.) с вставками срабатывания от 48,5 Гц (в отдельных случаях от 49,2^49,3 Гц) до 46,5 Гц. Назначение очередей АЧР 1 - не допустить глубокого снижения частоты в первое время развития аварии. Вставки срабатывания отдельных очередей АЧР 1 отличаются одна от другой на 0,1 Гц. Вторая категория автоматической частотной разгрузки - АЧР 2, предназначена для восстановления частоты до длительно допустимого значения - выше 49,0 Гц. Вторая категория АЧР 2 работает после отключения части потребителей от АЧР 1, когда снижение частоты прекращается, и она устанавливается на уровне 47,5^48,5 Гц.

Вставки срабатывания всех АЧР 2 принимаются близкими по частоте в диапазоне 48,5^48,8 Гц. Выдержки времени АЧР 2 отличаются друг от друга на 3 сек. и принимаются равными 5^90 сек. Большие выдержки времени АЧР 2 принимаются для того, чтобы постепенно довести частоту до нужной величины, не допустив повышения её до величины существенно выше 49 Гц. Считается, что энергосистема может устойчиво и длительно работать при частоте, превышающей 49,2 Гц и доведение её до номинальной, означает, что будет отключена дополнительная часть потребителей, которая могла бы остаться в работе.

Совмещённая АЧР состоит из двух устройств АЧР 1-АЧР 2, действующих на ту же нагрузку. Кроме двух категорий автоматической частотной разгрузки - АЧР 1 и АЧР 2 в эксплуатации применяются некоторые другие очереди АЧР. Спецочередь АЧР - имеющая вставки 49,2 Гц, 0,3-0,5 сек должна препятствовать понижению частоты ниже 49,2 Гц, а защитная очередь АЧР 49,1 Гц 0,3-0,5 сек. не должна допустить снижения частоты ниже 49 Гц, опасной вследствие возможной разгрузки атомных электростанций и дальнейшего снижения частоты.

Таким образом, в современных условиях имеется 2 системы АЧР. Одна - спецочередь и защитная очередь удерживает частоту на длительно допустимом уровне и нужна для работы системы при недостатке генерирующей мощности, когда не представляется возможным удерживать номинальную частоту, так как для этого требуется отключить добавочное количество потребителей. Вторая система АЧР нужна для работы при аварийно возникших больших дефицитах мощности, отключает значительно больший объём нагрузки и также доводит частоту до длительно допустимого уровня, превышающего 49,0 Гц.

Устройства АЧР должны устанавливаться там, где возможно возникновение значительного дефицита активной мощности во всей энергосистеме или в отдельных её районах, а мощность потребителей, отключаемых при срабатывании АЧР, должна быть достаточной для предотвращения снижения частоты, угрожающего нарушением работы механизмов собственного расхода электростанций. В практике эксплуатации применяются специальные блокировки, предотвращающие ложное срабатывание АЧР в рассматриваемом режиме. На рис. 13.2, б показана одна из таких схем, в которой плюс на контакт РЧ реле частоты АЧР подаётся через контакт блокирующего реле направления мощности РМ. Реле направления мощности, включенное в цепи трансформатора связи с энергосистемой (рис. 13.2, а), реагирует на направление активной мощности.

Рис. 13.2. Предотвращение срабатывания АЧР при отключении подстанции с синхронным компенсатором или синхронными электродвигателями: а - схема подстанции; б - блокировка АЧР

После отделения подстанции от питающей сети активная мощность по трансформатору проходить не будет или будет направлена в сторону шин высшего напряжения. При этом реле направления мощности разомкнёт свой контакт и снимет плюс с контакта реле частоты, предотвращая ложное срабатывание АЧР.

Применяются и другие способы блокировки АЧР от неправильной работы при снижении напряжения. К ним относится блокировка по скорости снижения частоты. Дело в том, что при самых тяжёлых авариях частота в системе снижается медленнее, чем это происходит при снятии напряжения с двигателей. На устройствах совмещенной АЧР 1-АЧР 2 для блокировки используются сами измерительные органы АЧР (уставка по частоте АЧР 2 больше чем АЧР 1). Реле времени пускается при срабатывании измерительного органа АЧР 2 и останавливается при срабатывании ИО АЧР 1. Зависимость между скоростью снижения частоты и уставками АЧР выглядит следующим образом:

.

В этой формуле - скорость изменения частоты, - уставка по частоте АЧР 2,- уставка по частоте АЧР 1, - время между срабатыванием ИО АЧР 2 и АЧР 1.

Выдержка времени на реле определяется по формуле:

(13.2)

Уставки АЧР 2 и АЧР 1 заданы исходя из режимных соображений, уставка по времени блокировки определяется по формуле 13.2 исходя из скорости снижения частоты на 4 Гц в секунду.

Широко применяется метод взаимной блокировки между АЧР разных секций: АЧР двух секций сработает, если сработали оба ИО АЧР.

При отсутствии блокировки для исправления ложного действия АЧР можно применить АПВ после АЧР. Такой метод рекомендуется директивными материалами. Однако он не всегда эффективен, так как в условиях длительной работы при пониженной частоте частота в сети может быть ниже уставки ЧАПВ.

Для ускорения восстановления питания потребителей, отключенных при срабатывании АЧР, применяется специальный вид автоматики - АПВ после АЧР (или ЧАПВ). Устройство ЧАПВ срабатывает после восстановления частоты в энергосистеме и даёт импульс на включение отключенных от АЧР потребителей.

Устройство ЧАПВ является весьма эффективным средством автоматики, ускоряющим восстановление питания потребителей, отключавшихся действием АЧР. Поэтому ЧАПВ целесообразно применять везде, где установлена АЧР. В первую очередь ЧАПВ следует выполнять на подстанциях с ответственными потребителями, на подстанциях без постоянного обслуживающего персонала.

Действие ЧАПВ должно осуществляться при частоте 49,5^50 Гц. Начальная уставка по времени ЧАПВ принимается равной 10-20 сек., конечная - в зависимости от конкретных условий. Минимальный интервал по времени между смежными очередями ЧАПВ в пределах энергосистемы или отдельного узла - 5 сек. Мощности нагрузки по очередям ЧАПВ обычно распределяются равномерно. Очередность подключения потребителей к ЧАПВ - обратная очередности АЧР, т.е. к последним очередям АЧР подключаются первые очереди ЧАПВ.

Доля нагрузки, подключаемой к ЧАПВ, в каждом конкретном случае должна определяться с учётом местных условий: возможности повторного снижения частоты в отделившихся на изолированную работу районах, перегрузки линий электропередачи, замедления восстановления параллельной работы действием АПВ с улавливанием синхронизма, автоматическому запуску гидрогенераторов, запуску газовых турбин и т.д.

Не следует забывать также о необходимости корректировки неправильной работы быстродействующих очередей АЧР.

ЧАПВ имеет существенное отличие от обычного АПВ, заключающееся в том, что оно не пускается сразу после отключения, а должно работать после восстановления частоты до величины, называемой уставкой ЧАПВ по частоте. Это происходит при частоте 49,5^50 Гц, когда в энергосистеме образовался резерв мощности, позволяющий включить дополнительную нагрузку.

Техника безопасности при обслуживании устройств релейной защиты

Для обеспечения безопасности работ, проводимых в цепях измерительных приборов и устройств релейной защиты, все вторичные обмотки измерительных трансформаторов тока и напряжения должны иметь постоянное заземление. В сложных схемах релейной защиты для группы электрически соединённых вторичных обмоток трансформаторов тока, независимо от их числа допускается выполнять заземление только в одной точке. При необходимости разрыва токовой цепи измерительных приборов и реле цепь вторичной обмотки трансформатора тока, предварительно закорачивается на специально предназначенных для этого зажимах.

В цепях между трансформатором тока и зажимами, где установлена закоротка, запрещается производить работы, которые могут привести к размыканию цепи. При производстве работ на трансформаторах тока или в их вторичных цепях необходимо соблюдать следующие меры безопасности:

Шины первичных цепей не использовать в качестве вспомогательных токопроводов при монтаже или токоведущих цепей при выполнении сварочных работ;

Цепи измерений и защиты присоединять к зажимам указанных трансформаторов тока после полного окончания монтажа вторичных схем;

При проверке полярности приборы, которыми она производится, до подачи импульса тока в первую обмотку надёжно присоединять к зажимам вторичной обмотки.

Работа в цепях устройств релейной защиты, электроавтоматики и телемеханики производится по исполнительным схемам, работа без схем, по памяти, запрещается. При работах в устройствах релейной защиты, автоматики и телемеханики необходимо пользоваться слесарно-монтажным инструментом с изолирующими рукоятками.

При проверке цепей измерения, сигнализации, управления, и защиты в случае необходимости в помещении электроустановок напряжением выше 1000 В разрешается оставаться одному лицу из состава бригады по условиям работы (например: регулировка выключателей, проверка изоляции); лицо, находящееся отдельно от производства работ, должно иметь группу допуска по электробезопасности не ниже III; этому лицу производитель работ должен дать необходимые указания по технике безопасности. При работах в цепях трансформаторов напряжения с подачей напряжения от постороннего источника питания, снимаются предохранители со стороны высшего и низшего напряжения и отключаются автоматы от вторичных обмоток.

При необходимости производства каких-либо работ в цепях или на аппаратуре релейной защиты, автоматики и телемеханики при включенном основном оборудовании, принимаются дополнительные меры, против его случайного отключения. Запрещается на панелях или вблизи места размещения релейной аппаратуры производить работы, вызывающие сильное сотрясание релейной аппаратуры, грозящие ложным срабатыванием реле.

Переключения, включения и отключения выключателей, разъединителей и другой аппаратуры, пуск и остановка агрегатов, регулировка режима их работы, необходимые при наладке или проверке устройства релейной защиты, автоматики и телемеханики, производят только оперативным персоналом.



Список использованной литературы

1. ГОСТг. 104-95. ЕСКД. - Основные подписи.

2. ГОСТг. 105-95. ЕСКД. - Техническая документация.

3. ГОСТг. 106-95. ЕСКД. - Общие требования к текстам и документам.

4. ГОСТг. 109-73. ЕСКД. - Основные требования к чертежам.

5. ГОСТг. 316-68. ЕСКД. - ПТБ при эксплуатации электроустановок потребителя. - М: Госэнерго, 1994.

6. Правила установок электрических установок. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

7. Правила техники безопасности при эксплуатации электрических установок потребителей. - М.: Госэнергонадзор, 1994. - 139 с.

8. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13А и 13Б. Релейная защита трансформаторов и автотрансформаторов ПО - 500 кВ: - М.: Энергоатомиздат, 1986.

9. Справочник по электрическим машинам. Под редакцией И.П. Копынова. - М: Энергоатомиздат, 1986. - 688 с.

11. Ю.Ю. Беркович Н.А. и другие. Основы техники релейной защиты. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 376 с.

Размещено на Allbest.ru

...