Устройства автоматического повторного включения

Устройства АПВ ARA могут применяться для автоматовiC60 с полюсами от 1 до 4, а также для двух и четырех полюсных дифференциальных выключателей нагрузки iID.

Устройство АПВ обладает функциями:

1. дистанционного повторного включения,

2. дистанционного запрета АПВ,

3. дистанционного управления принудительным повторным включением,

4. местным управлением при помощи ручного ключа управления,

5. навесной блокировкой с целью обеспечения безопасности цепи,

6. 4 рабочих программы.

Это устройство АПВ может применяться в сочетании со вспомогательными устройствами отключения и сигнализации. Вспомогательное устройство может осуществить отключение выключателя внешней электрической командой. Устройство сигнализации демонстрирует состояние автоматического выключателя. При использовании вспомогательного устройства-адаптера iMDU, возможно применение мотор-редуктора RCA с различными напряжениями управления.

Рис №3. Устройство АПВ ARA с указанием блокировок, переключателей, регулировок, клемников и так далее

Решение задач по теме [2]; Гл3.

Задание по СРС.

· Ответы на контрольные вопросы [1]; Гл4, §2.7.

· Решение задач по [2]; Гл3.

Занятие по КМРО.

Спрашивать и анализировать вопросы по СРС по модулю №6.

7. Автоматика разгрузки, включения и отключения трансформаторов

Тематический план занятий:

1. Цель занятия освоение Автоматика разгрузки, включения и отключения трансформаторов[1]; Гл6, §2.8.

2. Составление принципиальных схем[1]; Гл6, §2.9.

3. Применение автоматика разгрузки, включения и отключения трансформаторов в системе электроснабжения[1]; Гл6, §3.

ВИДЫ И НАЗНАЧЕНИЕ АВТОМАТИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ ТРАНСФОРМАТОРА

На трансформаторах устанавливаются следующие защиты:

защита от коротких замыканий, действующая на отключение поврежденного трансформатора и выполняемая без выдержки времени (для ограничения размеров повреждения, а также для предотвращения нарушения бесперебойной работы питающей энергосистемы). Для защиты мощных трансформаторов применяются продольные дифференциальные токовые защиты, а для маломощных трансформаторов -- токовые защиты со ступенчатой характеристикой выдержки временя. Кроме того, при всех повреждениях внутри бака и понижениях уровня масла применяется газовая защита, работающая на неэлектрическом принципе;

защита, от токов внешних к. з., основное назначение которой заключается в предотвращении длительного прохождения токов к. з. в случае отказа выключателей или защит смежных элементов путем отключения трансформатора. Кроме того, защита может работать в качестве основной (на трансформаторах малой модности, а также при к. з. на шинах, если отсутствует специальная защита шин). Защиты от внешних к. з. обычно выполняются токовыми или (значительно реже) дистанционными -- с выдержками времени;

защита от перегрузок, выполняемая с помощью одного максимального реле тока, поскольку перегрузка обычно является симметричным режимом. Поскольку перегрузка допустима в течение длительного промежутка времени (десятки минут при токе не больше 1,5Iт,ном), то защита от перегрузки при наличии дежурного персонала должна выполняться с действием на сигнал, а при отсутствии персонала -- на разгрузку или на отключение трансформатора.

На трансформаторах предусматриваются следующие устройства автоматики:

автоматическое повторное включение, предназначенное для повторного включения трансформатора после его отключения максимальной токовой защитой. Требования к АПВ (автоматическое повторное включение) и способы его осуществления аналогичны рассмотренным ранее устройствам АПВ линий. Основная особенность заключается в запрещении действия АПВ трансформаторов при внутренних повреждениях, которые .отключаются дифференциальной или газовой защитой;

автоматическое включение резервного трансформатора, предназначенное для автоматического включения секционного выключателя при аварийном отключении одного из работающих трансформаторов или при потере питания одной из секций по другим причинам;

автоматическое отключение и включение одного из параллельно работающих трансформаторов, предназначенное для уменьшения суммарных потерь электроэнергии в трансформаторах;

автоматическое регулирование напряжения, предназначенное для обеспечения необходимого качества электроэнергии у потребителей путем изменения коэффициента n трансформации понижающих трансформаторов подстанций, питающих распределительную сеть. Для изменения n под нагрузкой трансформаторы оборудуются устройствами РПН (регулятором переключения отпаек обмотки трансформатора под нагрузкой). Автоматическое изменение n осуществляется специальным регулятором коэффициента трансформации (АРКТ), воздействующим на РПН..

ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Трансформаторы малой мощности до 750 кВ*А при напряжении 10 кВ и до 3200 кВ*А при напряжении 35 кВ тупиковых подстанций, а также цеховые трансформаторы обычно коммутируют выключателями нагрузки ВНП. Для защиты таких трансформаторов от внутренних к. з. допускается применение (рис. 1) предохранителей (например, типа ПК). Номинальный ток плавкой вставки I вс,ном выбирается из тех же условий, что и для линий. Кроме того, необходимо учитывать возможность нежелательного срабатывания предохранителей при бросках тока намагничивания, вызванных включением трансформатора под напряжение. С учетом указанных условий I вс,ном = (1,5…2,5)Iт,ном. Селективность защиты обеспечивается согласованием время-токовой характеристики предохранителя с характеристиками защит отходящих присоединений со стороны низшего напряжения трансформатора.

Для упрощения и удешевления подстанций систем электроснабжения, подключаемых ответвлением к линии электропередачи, применяются открытые плавкие вставки (ОП), а также управляемые предохранители.

Недостатками защит трансформаторов, выполненных с помощью плавких вставок, являются:

нестабильность их защитных характеристик, которая может привести к недопустимому увеличению времени отключения трансформатора при некоторых видах внутренних повреждений;

трудность согласования с защитами смежных участков.

Токовая защита трансформаторов выполняется с использованием вторичных максимальных реле тока (прямого или косвенного действия). При этом следует иметь в виду, что трансформаторы малой мощности представляют для токов к. з. относительно большое сосредоточенное сопротивление. Поэтому защитоспособность первой ступени (отсечки без выдержки времени) получается удовлетворительной. Учитывая это, защиту обычно выполняют двухступенчатой. Первой ступенью защиты является токовая отсечка, ток срабатывания которой выбирается большим максимального тока при к. з. за трансформатором. Чувствительность первой ступени считается удовлетворительной, если kч = 2 при к. з. на стороне высшего напряжения трансформатора. Вторая ступень представляет собой максимальную токовую защиту, выдержка времени которой согласована с выдержками времени защит отходящих присоединений. Чувствительность максимальной токовой защиты проверяется по току при к, з. на стороне низшего напряжения. Работа токовой защиты как резервной проверяется при к. з. в конце элементов, присоединенных к шинам низшего напряжения (при этом желательно иметь kч >= 1.2).

При параллельной работе двух трансформаторов следует иметь в виду, что в случае к. з. на низшей стороне максимальные токовые защиты (вторые ступени) трансформаторов могут отключить оба трансформатора. Если имеется секционный выключатель, то этот недостаток устраняется тем, что установленная на нем защита имеет меньшую выдержку времени.

Для повышения чувствительности максимальная токовая защита дополняется пуском от реле напряжения обратной последовательности (при несимметричных к. з.) и от реле минимального напряжения (при симметричных к. з.) (рис. 2).

При несимметричном к. з. на выходе фильтра ФНОП появляется напряжение, пропорциональное напряжению обратной последовательности, максимальное реле напряжения 2РН срабатывает и обусловливает срабатывание минимального реле напряжения 3РН. Если при этом для реле 1РТ Ip > Ic,p, то защита срабатывает. При симметричном к. з. срабатывает ЗРН и реле тока 1РТ.

Ток срабатывания защиты при этом выбирается по условию отстройки от номинального тока, а не от тока самозапуска электродвигателей, питаемых от защищаемого трансформатора, что и обусловливает повышение чувствительности защиты.

Рис. 2. Защита трансформатора от внешних к. з. и перегрузок.

Напряжение срабатывания 2РН отстраивается от напряжения небаланса Uнб, раб на выходе фильтра ФНОП в рабочем режиме:

где kотс и kв -- коэффициенты отстройки и возврата реле; Uном и KU -- номинальное напряжение и коэффициент трансформации трасформатора напряжения ТН. релейный защита электродвигатель питание

Напряжение срабатывания ЗРН отстраивается от минимального значения напряжения в месте установки ТН с учетом самозапуска электродвигателей

Коэффициент чувствительности защиты по напряжению должен быть не ниже kч = 1,2ё1,3, причем kч, при симметричном к. з. можно определять не по напряжению срабатывания минимального реле ЗРН, а по напряжению его возврата, так как симметричное к. з. в начальный момент времени является несимметричным, а следовательно, ЗРН срабатывает в результате срабатывания 2РН. Такое взаимодействие реле повышает чувствительность защиты по напряжению при симметричных к. з.

Если трансформатор с высшим напряжением 110 кВ имеет глухозаземлённую нейтраль, то при однофазном к. з. в сети 110 кВ через нейтраль трансформатора будут проходить токи нулевой последовательности, для отключения которых на трансформаторе устанавливается специальная токовая защита нулевой последовательности. Измерительный орган защиты, которая устанавливается только при наличии питания со стороны НН или СН, состоит из одного реле тока 2РТ (рис. 2), подключенного к ТТ, установленному в цепи заземления нейтрали трансформатора. Ток срабатывания защиты выбирается из условия надежной отстройки от тока небаланса в заземляющей цепи при внешних междуфазных к. з. и согласуется с токами срабатывания защит от однофазных к. з., установленных на линиях, примыкающих к защищаемому трансформатору. Значение тока срабатывания обычно находится в пределах 100--200А. Время срабатывания защиты (реле РВ) должно быть на ступень селективности больше времени срабатывания наиболее медленно действующей защиты от однофазных к. з. примыкающих к трансформатору лин-ий электропередачи, При питании трансформатора только со стороны высшего напряжения защита обычно не устанавливается.

Защита трансформатора от перегрузки, выполняемая одним реле, имеет ток срабатывания

где kотс = 1,05 -- коэффициент, учитывающий погрешность в значении тока срабатывания.

На трехобмоточных трансформаторах с односторонним "питанием защита от перегрузки устанавливается со стороны питания. При существенно различных мощностях обмоток устанавливается дополнительно защита на питаемой обмотке меньшей мощности.

Решение задач по теме [2]; Гл3.

Задание по СРС.

· Ответы на контрольные вопросы [1]; Гл6, §2.8.

· Решение задач по [2]; Гл3.

Занятие по КМРО.

Спрашивать и анализировать вопросы по СРС по модулю №7.



8. Автоматическое регулирование напряжения на подстанциях

Тематический план занятий:

1. Основная цель занятия [1]; Гл6, §3.1.

2. Характеристики автоматического регулирования напряжения на подстанциях[1];Гл6, §3.2.

3. Применение автоматическое регулирование напряжения на подстанциях в системе электроснабжения[1]; Гл6, §3.3.

Одним из основных средств регулирования напряжения в электрических сетях является изменение коэффициентов трансформации трансформаторов (автотрансформаторов) на подстанциях электрических сетей. Коэффициент трансформации определяется отношением числа витков первичной w1 и вторичной w2 обмоток трансформатора или отношением номинальных первичного (высшего) Uвн и вторичного (низшего) Uнн напряжений трансформатора при его холостом ходе

k=w1 /w2=Uвн /Uнн. (7.1)

Трансформаторы (автотрансформаторы) имеют специальные ответвления от обмоток, позволяющие изменять коэффициент трансформации и, следовательно, регулировать напряжение. Переключение ответвлений может осуществляться устройством переключения без возбуждения (ПБВ) при отключении трансформатора от сети или устройством регулирования под нагрузкой (РПН) без отключения трансформатора от сети.

Для регулирования напряжения используются также специальные регулировочные трансформаторы, устанавливаемые на подстанциях.

Регулировочные ответвления двух- и трехобмоточных трансформаторов выполняют в обмотке высшего напряжения со стороны нейтрали. Ток в обмотке высшего напряжения меньше, чем в других обмотках, следовательно, условия работы РПН легче, его массогабаритные показатели лучше.

Для двухобмоточных трансформаторов регулируется коэффициент трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений kвн. Для трехобмоточных трансформаторов одновременно и зависимо регулируются коэффициенты трансформации kвн между обмотками высшего и низшего напряжения и kвс между обмотками высшего и среднего напряжения.

Регулировочные ответвления автотрансформаторов выполняют со стороны нейтрали общей обмотки или в линейном выводе обмотки среднего напряжения. В первом случае одновременно и зависимо регулируются коэффициенты kвн и kвс, во втором - регулируется только коэффициент kвс.

Рассмотрим основные принципы регулирования коэффициентов трансформации. С целью упрощения трансформаторы и устройства регулирования будем рассматривать в однофазном исполнении. На рис. 7.1 приведена принципиальная схема трансформатора с устройством ПБВ. Первичная обмотка Uв имеет нулевое ответвление и четыре регулировочных ответвления: +2,5 % и +5 %. Вторичная обмотка Uн имеет неизменное число витков.

Рис. 7.1. Принципиальная схема трансформатора с устройством ПБВ

Нулевое ответвление ПБВ соответствует номинальному коэффициенту трансформации kт=Uвн/Uнн. Другие ответвления ПБВ соответствуют изменению коэффициента трансформации до величин, указанных в табл. 7.1.



Таблица 7.1

Ответвление первичной обмотки, %	+5	+2,5		-2,5	-5
Коэффициент трансформации	1,05kт	1,025 kт	kт	0,975 kт	0,95kт

Для переключения регулировочных ответвлений необходимо отключать трансформатор от сети. Эти переключения производятся редко, например, при сезонном изменении нагрузки. Такие трансформаторы не могут использоваться для регулирования напряжения при изменении нагрузки в течение суток.

Принципиальная схема трансформатора с РПН приведена на рис 7.2. Первичная обмотка имеет нерегулируемую (а) и регулируемую (б) части. Количество ответвлений на регулируемой части первичной обмотки таких трансформаторов больше, чем у трансформаторов с ПБВ. Например, для трансформаторов с номинальным первичным напряжением Uвн = 115 кВ диапазон регулирования напряжения составляет + 9.1,78 % Uвн. Эти трансформаторы имеют, кроме нулевого, еще 18 ответвлений.

Нулевое ответвление РПН соответствует номинальному коэффициенту трансформации kт=Uвн/Uнн. Другие ответвления соответствуют изменению коэффициента трансформации до величины

kт(1+0,0178i),

где i - номер ответвления.

Из рис. 7.2 видно, что для ответвлений +1, +2, ... витки регулируемой обмотки включены согласно с нерегулируемой обмоткой. При работе на этих ответвлениях коэффициент трансформации увеличивается. Для ответвлений -1, -2, ... витки регулируемой обмотки включены встречно с нерегулируемой обмоткой. При работе на этих ответвлениях коэффициент трансформации уменьшается.



Рис. 7.2. Принципиальная схема трансформатора с устройством РПН

Рассмотрим работу переключающего устройства РПН, состоящего из неподвижных контакторов К1 и К2, подвижных контактов К3 и К4 и токоограничивающего реактора LR, в среднюю точку которого включен вывод нерегулируемой обмотки трансформатора. При работе трансформатора на любом ответвлении ток нагрузки первичной обмотки распределяется поровну между двумя частями реактора. Токи в разных частях реактора текут встречно, результирующий магнитный поток и индуктивное сопротивление реактора практически равны нулю.

Пусть по условиям регулирования напряжения требуется переключиться с ответвления +2 на ответвление +1. Для этого отключается контактор К1, а подвижный контакт К3 переключается на ответвление +1. Контактор К1 включается. Секция обмотки между ответвлениями +1 и +2 оказывается замкнутой на реактор LR. Токи замыкания в обеих частях реактора совпадают по направлению, результирующий магнитный поток и индуктивное сопротивление реактора увеличиваются, чем достигается эффективное ограничение тока замкнутой части обмотки.

Далее отключается контактор К2, подвижный контакт К4 переключается на ответвление +1, после чего контактор К2 замыкается.

Трансформаторы с устройством РПН позволяют регулировать напряжение при изменении нагрузки в течение суток. Такие трансформаторы оборудуются автоматическими регуляторами напряжения (АРН), которые реагируют на изменения напряжения на вторичной обмотке трансформатора, давая команды на переключение ответвлений РПН согласно заданному закону регулирования напряжения.

Для повышения надежности работы РПН следует исключить его срабатывания при незначительных отклонениях напряжения, а также при значительных, но кратковременных отклонениях напряжения. Для этого АРН имеет зону нечувствительности, несколько большую половины одной ступени регулирования. В этом случае АРН выдает сигнал на переключение, если напряжение ближе к следующей ступени регулирования, чем к той, на которой в данный момент работает трансформатор.

Для отстройки РПН от срабатывания при кратковременных отклонениях напряжения в АРН предусматривается выдержка времени 1...3 минуты.

Устройство РПН автотрансформаторов работает аналогично. Принципиальные схемы включения РПН в нейтраль общей обмотки и линейный вывод обмотки среднего напряжения показаны на рис. 7.3,а,б. В первом случае одновременно и зависимо регулируются коэффициенты kвн и kвс, во втором - только коэффициент kвс.

Регулировочные трансформаторы TL вводят добавочное напряжение в основную обмотку трансформатора (автотрансформатора) и применяются в следующих случаях:

для регулирования напряжения на подстанциях с трансформаторами без РПН при групповом (рис. 7.4,а) или индивидуальном (рис. 7.4,б) регулировании;

для регулирования напряжения на подстанциях с трансформаторами с РПН, от которых питаются потребители с разным характером нагрузки (рис. 7.4,в); характер нагрузки потребителя 3 значительно отличается от характера нагрузки потребителей 1 и 2;

для регулирования низшего напряжения на подстанциях с автотрансформаторами, снабженными устройствами РПН в обмотке среднего напряжения (рис. 7.4,г).

Рис. 7.3. Принципиальные схемы включения РПН в автотрансформаторах

Принципиальная схема одной фазы линейного регулировочного трансформатора TL показана на рис. 7.5,а. Этот регулировочный трансформатор состоит из последовательного трансформатора Т1, который вводит добавку напряжения DU в обмотку основного трансформатора Т, и регулировочного автотрансформатора Т2, который за счет ответвлений меняет величину этой добавки.

Векторная диаграмма напряжений показана на рис. 7.5,б. Напряжения без регулирования Uа1, Uв1, Uс1 отличаются от напряжений Uа2, Uв2, Uс2, полученных в результате регулирования, на величину добавки напряжения DU.

Рис. 7.4. Принципиальные схемы включения линейных регулировочных трансформаторов



Рис. 7.5. Принципиальная схема включения регулировочного трансформатора (а) и векторная диаграмма напряжений (б)

Решение задач по теме [2]; Гл2.

Задание по СРС.

· Ответы на контрольные вопросы [1]; Гл6, §3.1.

· Решение задач по [1]; Гл3.

Занятие по КМРО.

Спрашивать и анализировать вопросы по СРС по модулю №8.

9. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)

Тематический план занятий:

1. Цель занятия освоение АЧР[1]; Гл6, §3.4.

2. Составление принципиальных схем АЧР[1]; Гл6, §3.5.

3. Применение АЧР в системе электроснабжения[1], Гл6, §3.6.

Автоматическая частотная разгрузка АЧР относится к устройствам релейной защиты и автоматики (РЗиА), предохраняющим систему электроэнергетики от лавинообразного падения и снижения частоты в системе, после появления недостатка мощности активной нагрузки, влекущее за собой отключение потребляющих электроприемников.

По требованию ГОСТа промышленная частота должна составлять 50 Гц с отклонением не более или менее 0,05 Гц.

АЧР назначение

Устройства АЧР срабатывают при понижении частоты ниже 49 Гц, продолжительность работы электрической системы составляет не больше 40 с. При менее 47 Гц - 10 с., меньше 46 Гц нельзя допустить, так при этом значении происходит явление «лавины напряжения», при котором происходит сбрасывание электростанцией нагрузки.

«Лавина напряжения» способствует повышенному потреблению реактивной мощности что ведет к еще большим осложнениям в системе энергоснабжения.

Пониженная частота может вызвать механический резонанс проточной части турбины, влекущий механические повреждения лопаток турбины.

Снижение частоты влечет снижение скорости вращения асинхронного двигателя и понижение производительности нагрузки, относящейся к собственному потреблению электростанции и питательных электронасосов, что чревато понижением мощности паровых турбин и влечет полное погашение системы. Это действие называется «лавиной частоты», за ней обычно следует появление «лавины напряжения».

При понижении уровня частоты снижается подача давления масла маслонасосом к турбине электростанции, это приводит к посадке стопорных клапанов в аварийном режиме и отключению агрегата.

Изменения параметров частоты всего на 0,2 Гц может способствовать неравномерному и неэкономичному распределению нагрузок агрегатов со статическими характеристиками регулирования.

Изменение частоты может привести к непостоянной скорости работы электроприводов механизмов, что может вызвать появление брака производимых деталей.

Аварийная частотная разгрузка является единственным средством поддержания частоты энергосистемы в разрешенных пределах при регулировании отключением потребителей, этот процесс происходит в случае отсутствия восстановления частоты путем применения нормальных средств регулирования частоты.

Неравномерность АЧР, риски возникающие в результате снижения частоты очень важно предотвратить так, как это ведет к длительному процессу восстановления нормированного значения частоты и восстановлению рабочего состояния потребителей, а также появление лишних операций по включению и отключению коммутирующих аппаратов электроприемников, снижает надежную работу энергосистемы электроснабжения.

Устройства АЧР

Существует несколько действующих категорий устройств АЧР:

1. АЧРI - вид устройств, обладающих одной уставкой по времени и несколькими уставками по частоте. Служит для предупреждения возникновения понижения частоты после появления аварийной ситуации. Уставка по времени составляет 0,5 сек. Уставка по частоте состоит в пределах от 48,5 до 46,6 Гц. Существует несколько очередей АЧРI их всего около 20, различие между очередями составляет Дf = 0,1 Гц.Нагрузка, работающая от АЧРI, распределяется между очередями равномерно. При отработке определенного числа очередей падение частоты останавливается или «зависает» в значении 47 или 47,5 Гц.

2. АЧРII- категория, имеющая в своем составе несколько уставок по времени и одну частотную уставку. Применяется для возвращения частоты в требуемое значение, обеспечивающее работу энергосистемы в нормальном режиме, после ее «зависания», в этой категории уставка по частоте равна 48,6 Гц, уставка по времени выставляется в диапазоне 5 - 69 сек. Очереди АЧРII отличаются по уставкам по времени на величину в 3 сек. При срабатывании АЧРII, значение частоты выставляется на значение 49 Гц.

3. ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение используется для восстановления электроснабжения потребителей электроэнергии, которые были отключены во время срабатывания АЧР сообразно определенной последовательности, руководствуясь из значений частоты и согласно положению уставок по времени и по частоте, а также согласно ответственности энергопотребителей.

ЧАПВ относится к устройствам автоматики специального назначения, дающему импульс к включению остановленных при аварийном режиме потребителей.

ЧАПВ срабатывает при значении частоты 49,5 или 50 Гц, при выставленной начальной уставке по времени 10 - 20 сек с интервалом между действием очередей минимум - 5 сек. Очередность срабатывания ЧАПВ обратная срабатыванию АЧР, заключается в том, что действие последней очереди АЧР соответствует действию ЧАПВ первой очереди.

Совместно с АЧР для восстановления активной мощности используется АЛАР и делительная защита.

Рис №1. Схема устройства АЧР по частоте абсолютного значения, применяемая для промышленных предприятий. Срабатывание заключается в действии частотного реле и срабатывания промежуточного реле, отключающего потребителей

Требования к автоматической частотной разгрузке

Количество мощности, прилагаемой к АЧР должно составлять достаточное значение необходимое для ликвидации недостатка мощности.

Устройство АЧР должно помочь избежать появления «лавины частоты».

Необходимо полное соответствие отключаемой нагрузки значению дефицита мощности.

После срабатывания АЧР значение частоты обязано вернуться в прежнее нормативное значение частоты или на величину не менее 49 Гц.

Кратковременное понижение значения частоты не должно приводить к срабатыванию устройств АЧР.

Помимо автоматической частотной разгрузки I и II категорий существует и используется дополнительная разгрузка, она служит для выполнения разгрузки на местах при слишком высоком значении появления дефицита активных мощностей, когда обеих мощностей АЧР I и II категорий явно недостаточно для предотвращения появившегося дефицита.

Принцип действия АЧР

Рис №2. Схема АЧР с ЧАПВ одной очереди, с использованием одного частотного реле с автоматической уставкой срабатывания и переключения

Принцип действия заключается во включении устройства при понижении частотных параметров до установочного значения выставленной уставки срабатывания, KF,являющееся реле частоты,после срабатывания запускает в работу реле времениKT1, при замыкании контактной группы, KL1, KL2, являющиеся промежуточными реле, срабатывают и происходит отключение определенной части потребителей, одновременно с этим происходит запуск измерительного элемента частотного реле РЧ для включения ЧАПВ. После повышения уровня частоты до необходимого значения 50 Гц, происходит возврат контактов всех реле и восстановление схемы.

Решение задач по теме [2]; Гл2.

Задание по СРС.

· Ответы на контрольные вопросы [1]; Гл6, §3.4.

· Решение задач по [2]; Гл5.

Занятие по КМРО.

Спрашивать и анализировать вопросы по СРС по модулю №9.

10. Аппараты для проверки релейной защиты и автоматики

Тематический план занятий:

1. Цель занятия освоение аппаратов для проверки релейной защиты и автоматики [2]; Гл7, §1.1.

2. Изучить шкафы РЗА, РАС, ТМ, ЦППС[2]; Гл7, §1.2.

3. Применение аппаратов РЗ и автоматики в системе электроснабжения[2]; Гл7, §1.3.

ШКАФЫ РЗА, РАС, ТМ, ЦППС

Шкафы ШТУ предназначены для применения на станциях и подстанциях напряжением 6-10/35/110-220 кВ. Шкафы устанавливаются в релейных залах и пультах управления станций и подстанций.



НАЗНАЧЕНИЕ

· релейная защита и автоматика

· регистратор аварийных событий

· телемеханика

· учёт электроэнергии и контроль качества

· центр приёма-передачи информации

Шкафы выпускаются одностороннего и двухстороннего обслуживания, напольные и навесные.

Функциональный состав шкафа определяется заказной спецификацией.

Обозначение шкафа

ШТУ.A .BСD

код	параметр	варианты
A	функциональное назначение	До 3-х символов - определяет тип защиты и автоматики:
		СУП - узлы учёта в системе СУП 04;
		ТМ - средства телемеханики и РАС;
		ЦПП - центр приёма-передачи информации;
		ЗФ - защита фидера 35кВ (БИМ ХХХХ Р01)
		ЗВЛ - защита воздушных линий 110, 220кВ (БИМ ХХХХ Р11);
		ЗВВ - защита ввода 35кВ (БИМ ХХХХ Р08);
		ЗЗ - групповая защита от замыканий на землю 6-35кВ (БИМ ХХХХ Р06);
		ЗСВ - защита секционного выключателя 35кВ (БИМ ХХХХ Р02/Р07);
		ДЗШ/ЗФ - дифференциальная защита шин и фидера 6-35кВ (БИМ ХХХХ Р03/Р01);
		ДЗТ - комплект защит трансформатора (БИМ ХХХХ Р00/Р22/Р23/Р26/Р27);
		АПТ - автоматика щита постоянного тока (БИМ ХХХХ Р30/Р31/ГПУ/КПУ);
		ВАБ - Шкаф ввода от аккумуляторной батареи (БИМ1130.00 АР32);
		ЦС - центральная сигнализация (БИМ 1130.55 Р35/БИМ 1150.55 64/16 Р36);
		ПУ - пульт управления;
		ТН - шкаф ТН и блокировок;
		ЗК - заказная конфигурация.
B	исполнение	1 - одностронний монтаж напольное исполнение
		2 - двухсторонний монтаж напольное исполнение
		3 - односторонний монтаж навесное исполнение
С	размерности	Высота Х ширина Х глубина в мм.
		1 - 2200 Х 800 Х 600
		2 - 2200 Х 800 Х 400
		3 - 2200 Х 1000 Х 600
		4 - 580 Х 450 Х 160
		5 - 580 Х 580 Х 200
		6 - 2200 Х 1000 Х 400
		7 - 260 X 210 X 110 (СУП)
		8 - 385 X 210 X 110 с DIN (СУП)
		9 - 215 X 170 X 85 (СУП)
D	защита от пыли и влаги	1 - IP51;
		2 - IP54;
		3 - IP21.

Пример обозначения шкафа защит:

ШТУ.ЗВЛ.211

Данная запись соответствует поставке шкафа защит и автоматики линии 35-220 кВ напольного исполнения с двухсторонним обслуживанием, габаритные размеры 2200х800х600, предназначенного для установки в закрытых помещениях (степень защиты от пыли и влаги IP51).

Конструкция шкафов

Каркас напольных шкафов выполнен из оцинкованного стального профиля обшитого снаружи металлическими панелями. Шкафы устанавливаются на цоколь высотой 100 или 200 мм. В зависимости от модификации напольные шкафы выполняются двухстороннего или одностороннего обслуживания, с установкой одностворчатых или двухстворчатых дверей.

Навесные шкафы имеют исполнение только с односторонним обслуживанием с одностворчатой дверью.

Все двери снабжены замками, открываемыми специальным ключом.
Подвод кабелей внешних связей шкафов возможен как снизу через днище шкафов, так и сверху через потолок.

Монтаж цепей шкафов выполнен в соответствии с требованиями раздела 3.4 «Правил устройства электроустановок». Проходные клеммы шкафов предназначены для подключения двух проводником сечением до 4 мм2, клеммы цепей измерения - проводников сечением до 6 мм2.

Шкаф двухстороннего обслуживания

Шкаф двухстороннего обслуживания выпускается двух модификаций:

· с установкой терминалов на лицевой панели шкафа;

· с установкой терминалов внутри шкафа на монтажной панели.

В шкафах с установкой терминалов на лицевой панели, в нижней части шкафа, имеется отсек испытательных блоков и ключей блокировок, которые смонтированы на монтажной панели и запираются дверью.

С тыльной стороны шкафы имеют одно- или двустворчатые двери для доступа к монтажной части оборудования шкафа.

Клеммные зажимы для подключения внешних цепей установлены на вертикально расположенных DIN рейках на правой и левой боковинах шкафа.

Кабельный ввод представляет из себя люк с задвигающейся шторкой. На шторке и на основании шкафа закреплён уплотнитель из прорезиненного негорючего материала.

Вид шкафов двухстороннего обслуживания

В шкафу двухстороннего обслуживания устанавливаются:

· до 8 терминалов БИМ врезного исполнения;

· измерительные приборы;

· указательные реле;

· лампы сигнализации;

· ключи, кнопки управления и блокировки;

· испытательные блоки.

На шкаф, с лицевой стороны, может быть нанесена мнемосхема, и установлены указатели положений разъединителей и заземляющих ножей.

Конструкция шкафа двухстороннего обслуживания

1. Вид спереди

2. Вид спереди со снятой дверью отсека испытательных блоков и ключей блокировок

3. Вид сзади со снятой дверью

4. Кабельные вводы

Шкаф одностороннего обслуживания

Шкаф одностороннего обслуживания имеет с лицевой стороны одно- или двустворчатые двери.

Клеммные зажимы для подключения внешних цепей установлены на вертикально расположенных DIN рейках на правой и левой боковинах шкафа.

Кабельный ввод представляет из себя люк с задвигающейся шторкой. На шторке и на основании шкафа закреплён уплотнитель из прорезиненного негорючего материала.

Внутри шкафа установлена поворотная монтажная плита для расположения на ней испытательных блоков и ключей блокировки.

В шкафу одностороннего обслуживания устанавливаются:

· до 2 терминалов БИМ врезного исполнения на дверях шкафа;

· до 8 терминалов БИМ накладного исполнения на стене внутри шкафа;

· измерительные приборы;

· указательные реле;

· лампы сигнализации;

· ключи, кнопки управления и блокировки;

· испытательные блоки.

На шкаф, с лицевой стороны, может быть нанесена мнемосхема, и установлены указатели положений разъединителей и заземляющих ножей.

Конструкция шкафа одностороннего обслуживания

1. Вид спереди

2. Вид спереди со снятой дверью

3. Кабельные вводы

Шкаф навесной

Навесной шкаф выполнен одностороннего обслуживания с одностворчатой дверью.

Клеммные зажимы для подключения внешних цепей установлены на горизонтально расположенной DIN рейке на центральной стене внутри шкафа.

Кабельные вводы могут быть расположены в днище шкафа или на потолке.

В навесном шкафу устанавливаются:

· 1 терминал или счётчик БИМ врезного исполнения на двери шкафа;

· измерительный прибор;

· указательные реле;

· лампы сигнализации;

· ключи, кнопки управления и блокировки.

Конструкция шкафа одностороннего обслуживания

1. Вид спереди

2. Вид спереди со снятой дверью

3. Кабельные вводы

Решение задач по теме [2]; Гл6.

Задание по СРС.

· Ответы на контрольные вопросы [2]; Гл7, §1.1.

· Решение задач по [2]; Гл6.

Занятие по КМРО.

Спрашивать и анализировать вопросы по СРС по модулю №10.



11. Проверка и настройка электрических характеристик реле

Тематический план занятия:

1. Цель занятия освоение проверка и настройка электрических характеристик реле[2]; Гл7, §1.4.

2. Составление принципиальных схем[2]; Гл7, §1.5.

3. Применение проверки и настройки электрических характеристик реле в системе электроснабжения[2]; Гл7, §1.6.

1. Для проверки реле мощности KW применяют схему, представленную на рис. 5.24.

2. Для определения мощности, потребляемой обмоткой напряжения, измеряют ток в ней при номинальном напряжении 100 В. Для определения мощности, потребляемой обмоткой тока, измеряют напряжение на ней при номинальном токе. Полученные значения не должны отличаться от приведенных в табл. 5.1. более чем на ±10%.

3. Проверяют самоходы реле, производят их устранение (самоходом называется ход подвижной системы, вызываемый только током или только напряжением). Вращающий момент самохода появляется в результате несимметрии магнитной системы. Самоход в сторону размыкания контактов загрубляет реле, из-за чего вероятен отказ защиты. Самоход в сторону замыкания контактов может явиться причиной ложного действия защиты.

Устранение самохода реле защиты от междуфазных коротких замыканий выполняют при изменении тока от номинального значения до максимального тока, протекающего по защищаемому присоединению при коротком замыкании на шинах подстанции. Для защит от замыканий на землю самоход по току устраняют при изменении тока от нуля до тока срабатывания наиболее чувствительной ступени направленной защиты от замыканий на землю. Регулировку самоходов выполняют после проверки свободных колебаний подвижной системы, до установки на реле контактной платы. Поворотом установочного кольца пружины устанавливают подвижный контакт в то положение, которое он занимает при полностью собранной контактной системе, диамагнитным ключом ослабляют гайку, крепящую сердечник реле. Не снимая ключ, в обмотку реле подают ток (напряжение). Вращая сердечник рукой за головку винта нижнего подпятника, поворотом сердечника добиваются, чтобы подвижный контакт занял упомянутое выше положение, отключают ток (напряжение), затягивают гайку сердечника ключом; вновь проверяют самоход.

Самоход, вызываемый током, проверяют при замкнутой накоротко обмотке напряжения. Самоход, вызванный напряжением, проверяют при разомкнутой обмотке тока. Затем проверяют повторно количество свободных колебаний подвижной системы и осевой люфт. При проверках самоходов необходимо следить за температурой обмоток реле, не допуская их перегрева. Допускается оставлять самоход, компенсируемый закручиванием противодействующей пружины на угол не более 15°.

Если самоходы не удается устранить описанным способом, выполняют следующее. Осторожно ослабляют винт, крепящий ближайший к оператору полюс системы напряжения (полюс, на котором нет катушки), подают на реле напряжение, поворачивают полюс легким постукиванием молотка (через металлическую прокладку, в качестве которой можно использовать отвертку) в сторону, противоположную направлению самохода, до устранения последнего. Если момент от самохода весьма велик, сначала подают на реле напряжение 30 В и затем, по мере уменьшения момента самохода, поднимают напряжение до 100 В. Затем снова регулируют самоход от тока, вращая сердечник реле, затем - опять по напряжению, перемещая полюс. Полное отсутствие самоходов имеет место после второго приближения.

Закрепляют полюс винтом. Проверяют количество свободных колебаний подвижной системы, осевой люфт и отсутствие самоходов.

4. После сборки контактной системы проверяют зону действия, определяют угол максимальной чувствительности и однополярные зажимы реле. Проверку выполняют при предварительно установленном угле затяжки противодействующей пружины 100°. При номинальных значениях тока и напряжения на реле фазорегулятором изменяют угол сдвига между током и напряжением от 0 до 360 °, затем от 360 0 до 0 (при обратном вращении фазорегулятора). Измеряют углы (ц1 и ц2), при которых реле замыкает контакт. Угол максимальной чувствительности

Отклонение цМЧ от приведенного в табл. 5.1. значения должно быть не более 5 °. Если угол максимальной чувствительности соответствует данным табл. 5.1., то обмотки реле включены согласованно с обмотками фазометра, исходя из чего определяют однополярные зажимы реле (рис. 5.24).

5. Чувствительность (мощность срабатывания) реле проверяют по схеме рис. 5.24 при рабочей затяжке противодействующей пружины, номинальном токе и угле между током и напряжением, равном углу максимальной чувствительности. Одновременно определяют коэффициент возврата реле, снижая напряжение. Чувствительность реле устанавливают в соответствии с табл. 5.1, регулируя угол затяжки противодействующей пружины и изменяя напряжение в цепи напряжения реле. Для различных исполнений реле угол рабочей затяжки пружины находится в пределах 90-180°. У реле РБМ двустороннего действия чувствительность регулируют при замыкании левого и правого контактов отдельно.

6. Проверку времени действия реле выполняют, если это требуется по условиям работы устройства защиты или автоматики.

7. Проверку работы контактов реле выполняют по схеме рис. 5.24. Проверку ведут при подводе к реле мощности от 1,2Рср До максимально возможной при коротком замыкании в защищаемой сети. При этом контакты реле включают в цепь нагрузки, которую реле коммутируют в устройстве защиты (автоматики).

Мощность подсчитывают по формулам:

а) для защиты от междуфазных к.з. - мощность, подводимая к реле при двухфазном к.з. у шин подстанции в зоне защиты:

где - ток трехфазного к.з. в максимальном режиме;

= 100 B - вторичное линейное напряжение;

пн - коэффициент трансформации трансформаторов напряжения схемы звезда-звезда;

hт - коэффициент трансформации трансформаторов тока;

б) для защиты от замыканий на землю:

где =100В; - соответственно напряжение на реле и ток нулевой последовательности в цепи реле при однофазном к.з. вблизи шин подстанции в зоне защиты;

nД - коэффициент трансформации трансформатора напряжения для обмоток, соединенных в разомкнутый треугольник.

Мощность на реле подают одновременным включением тока и напряжения на время, измеряемое несколькими секундами.

8. Проверку поведения контактов реле при подаче и сбросе обратной мощности выполняют в том случае, если отброс контактов может вызвать ложную работу устройства. По схеме рис. 5.24 на реле подают обратную (заклинивающую) мощность, изменяя ее в пределах от 10Рср до максимально возможной мощности при к. з. на шинах подстанции, затем сбрасывают ее одновременным отключением тока и напряжения. Не должен происходить сильный отброс подвижного контакта, вызывающий его замыкание с неподвижными контактами. Если отброс все же имеет место и его не удается устранить регулировкой одновременности соприкосновения подвижной системы реле с упорами, увеличением межконтактного зазора, дополнительной затяжкой пружины, то в действие защиты должно быть введено достаточное замедление.

Проверку на отброс контактов реле РБМ двустороннего действия производят в полной схеме защиты.

9. После окончания регулировки реле следует проверить затяжку винтов, гаек, убедиться в отсутствии в реле посторонних предметов и проверить от руки ход подвижной системы, измерить мощность срабатывания реле. В случае перевозки необходимо зафиксировать подвижную систему, привязав поводок подвижного контакта к левой стойке (для реле одностороннего действия) или связав вместе рычаги пружины (для реле двустороннего действия).

Решение задач по теме [2]; Гл2.

Задание по СРС.

· Ответы на контрольные вопросы [2]; Гл7, §1.4.

· Решение задач по [2]; Гл4.

Занятие по КМРО.

Спрашивать и анализировать вопросы по СРС по модулю №11.

12. Испытание защиты и автоматики в полной схеме

Тематический план занятия:

1. Цель занятия основание испытание защиты и автоматики в полной схеме[2]; Гл8, §3.1.

2. Составление принципиальных схем[2]; Гл8, §3.2.

3. Применения защита и автоматика в полной схеме в системе электроснабжения[2]; Гл8, §3.3.

Восстановить цепи обмоток электромагнитов управления и проверить:

а) отключение и включение аппарата от устройств дистанционного управления (ключей, кнопок), а также от всех предусмотренных схемой реле защиты и автоматики;

б) действие блокировки по давлению воздуха при фактическом снижении давления на выключателе ниже уставок;

в) действие блокировки от многократных включений;

г) отсутствие воздействий на коммутационный аппарат при поочередном шунтировании обмотки "реле положения отключено" или добавочного резистора в ее цепи на отключенном аппарате, а также при поочередном шунтировании обмотки "реле положения включено" и добавочного резистора в ее цепи на включенном аппарате;

д) работу выключателей во всех режимах автоматического повторного включения (ТАПВ, БАПВ, УТАПВ, ОАПВ).

При недостаточной мощности регулировочного устройства, понижающего оперативное напряжение до значения, равного 0,8 ПНом> проверки взаимодействия при подключенных электромагнитах управления производятся при номинальном значении оперативного напряжения.

3.7.6 Отыскание неисправностей, выявленных при опробовании взаимодействия устройства, удобно производить, измеряя напряжение в различных точках проверяемой цепи высокоомным вольтметром по отношению к земле (рис.6), если устройство подключено к сети с включенным устройством контроля изоляции, или по отношению к одному из полюсов источника напряжения оперативного тока, определяя при этом место обрыва или ложную цепь. В обоих случаях по полярности измеренного напряжения определяют, со стороны какого полюса источника оперативного тока имеет место разрыв или ложная цепь.

На практике вместо вольметра используют иногда бытовые индикаторы напряжения, в которых установлена неоновая лампа с удлиненным газоразрядным промежутком, например ВМН-2. В этом случае знак измеряемого напряжения определяется по свечению одного из электродов. Предварительно индикатор маркируют, подключая его к источнику с известной полярностью.

Проверка временных характеристик устройств РЗА в полной схеме.

Проверка заключается в измерении времени действия устройства или его отдельных ступеней, а также надежности работы устройства (ступени) в конде зоны действия и несрабатывания вне зоны (в начале следующей ступени).

Проверку временных характеристик следует производить от постороннего источника тока и напряжения при полностью собранных цепях устройств, закрытых кожухах реле, установленных и зафиксированных модулях, при отключенных кабельных связях, при номинальном оперативном напряжении.

Для этого удобно использовать комплектное устройство У5053 (ЭУ5001). В зависимости от измеряемого интервала времени следует пользоваться встроенными в устройство электросекундомером или миллисекундомером.

При проверке временных характеристик сложных устройств РЗА на проверяемое устройство РЗА, как правило, должно быть предварительно подано переменное симметричное напряжение, соответствующее нормальному режиму (ток, соответствующий току нагрузку, на устройство обычно предварительно не подается), а затем одновременно с запуском секундомера на устройство подаются сочетания токов и напряжений, имитирующие различные режимы КЗ (однофазные, двухфазные, трехфазные) различной удаленности в зоне действия устройства или его отдельных ступеней, вне зоны, в начале защищаемого участка, "за спиной" (для защиты линий - на шинах подстанции), а также другие режимы, при которых может проявляться правильное или неправильное поведение устройства РЗА, например, при сбросе обратной мощности, снижении переменного напряжения до нуля при отсутствии тока и т. п.

Учитывая имеющиеся разбросы параметров реле, уставки должны определяться как среднее арифметическое значение из трех измерений для электромеханических реле и среднего из десяти измерений для быстродействующих полупроводниковых реле (см. п.3.5.8).

Измерять следует полное время действия устройств, т. е. от момента приложения воздействующей величины на вход устройства РЗА до момента замыкания контактов выходных реле, воздействующих на отключение (включение) коммутационных аппаратов или на другие устройства РЗА. Поэтому запускать секундомер следует одновременно с подачей аварийных параметров тока, напряжения или дискретного сигнала на вход устройства РЗА, а останавливать от контакта выходного реле схемы. Регулируя при этом время действия элементов задержки, реле времени или промежуточных реле (имеющих такую регулировку), добиваются, чтобы полное время работы устройства РЗА было равно заданному.

Исходя из этого заданную уставку по времени необходимо измерять и регулировать следующим образом:

Для устройств релейной защиты с независимыми характеристиками выдержек времени измерять время срабатывания как сумму выдержек времени всех приходящих в действие реле от момента подачи аварийного параметра (соответствующей кратности по отношению к параметру срабатывания) до замыкания контактов выходных реле. Кратности "аварийных" параметров, подводимых к реле при регулировке выдержек времени, по отношению к параметрам срабатывания должны приниматься следующими:

а) максимальные защиты (реле) всех типов (токовые, напряжения, фильтровые) - 1,3;

б) защиты (реле) минимального тока и напряжения - 0,8;

в) дистанционные защиты при фр = фмч и Iр = 2 Iточн- 0,9 ZС-3.;

г) устройства, использующие реле понижения частоты f= fуст - 0,1Гц;

д) устройства, использующие повышение частоты f = fуст + 0,1Гц;

Для направленых максимальных токовых защит от междуфазных КЗ и КЗ на землю регулировку выдержки времени выполнять при зашунтированных контактах реле мощности (при этом имеется в виду примерно одинаковые времена срабатывания независимо работающих токовых реле и реле мощности). При использовании вместо контактов реле мощности замыкающих контактов их реле-повторителей, регулировка времени срабатывания защиты должна выполняться с учетом времени срабатывания этих реле.

Для устройств релейной защиты с зависимыми характеристиками выдержек времени измерять время срабатывания как сумму выдержек времени всех приходящих в действие реле от момента подачи аварийного параметра до замыкания контактов выходных реле (контактов реле РТ-80) для трех-четырех точек на рабочей уставке по шкале времени.

3.8.46 Для устройств релейной защиты с токовыми реле прямого действия с зависимыми характеристиками измерять время как сумму времени работы реле и отключения выключателя от момента подачи аварийного параметра. Время замеряется на блок-контакте выключателя или на силовом контакте выключателя либо на специальном вспомогательном контакте.

Для реле с крутыми характеристиками (РТВ-1, II, III) время замерять при токах равных 1,26; 1,5; 2,0 тока срабатывания, для реле с обычной характеристикой (РТВ - IV, V, VI) при токах равных 1,5; 2,0; 3,0; 4,0 тока срабатывания.

Для УРОВ - как сумму выдержек времени всех реле схемы от момента замыкания контактов выходных реле защиты присоединения (т. е. от момента пуска УРОВ) до замыкания контактов выходных реле УРОВ.

Для ТАПВ выдержку времени регулировать на реле времени АПВ.

Для АВР - выдержку времени регулировать на реле времени защиты минимального напряжения.

Для присоединений, оборудованных схемой УРОВ, необходимо замерить время возврата защит данного присоединения. Время возврата замерить от момента снятия аварийного параметра до размыкания контактов выходного реле защиты. Время возврата должно быть меньше времени срабатывания УРОВ.

Проверка надежности работы защиты или ступени защиты определять при следующих кратностях аварийного параметра:

а) для защит максимального действия - 0,9 и 1,1 уставки срабатывания для контроля несрабатывания защиты в первом и срабатывания во втором случаях;

б) для защит минимального действия - 1,1 и 0,9 уставки срабатывания для контроля несрабатывания в первом и срабатывания во втором случаях;

в) для дистанционных защит срабатывания и несрабатывания 1,2 и 3 ступеней определять при 0,9 2ц 1,1 7ч; 0,9 22; 1,1 22; 0,9 23 и 1,1 23. Кроме времени срабатывания, измерить длительность замкнутого состояния устройства по "памяти" при имитации близких КЗ в "метровой зоне".

...