Резервирование – одно из средств обеспечения эффективности функционирования релейной защиты.

Под ближним резервированием защит понимается такой способ резервирования, при котором в случае отказа срабатывания или неработоспособности защиты поврежденного элемента КЗ ликвидируется действием другой защиты этого элемента на отключение его выключателей, которые как правило, выполнены на разных принципах. Так, высокочастотная защита ДФЗ-201,ПДЕ-2802 и резервные защиты линии панели ЭПЗ-1636 – это разнотипные защиты, взаимно резервирующие друг друга при КЗ на линии. А вот две защиты ДФЗ-201, ПДЭ-2802, установленные на одной линии, нельзя считать полноценно резервирующими друг друга, поскольку они могут быть одновременно выведенными, например, при сильном гололеде.

Устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ), которое запускается РЗ отказавшего выключателя и действует на отключение всех выключателей данной подстанции, через которые ток КЗ подходит к месту повреждения – элементу с отказавшим выключателем.

Ближнее резервирования защит и УРОВ образуют систему ближнего резервирования.

Под дальним резервированием (дальним резервным действием защит) понимается такой способ резервирования, при котором в случае отказа срабатывания (или неработоспособности защиты) или отказа в отключении выключателя поврежденного элемента КЗ ликвидируется действием защит элементов, смежных с поврежденным, на отключение выключателей этих элементов. Дальнее резервирование в свою очередь можно подразделить на два вида:

- «местное» - случаи, когда КЗ ликвидируется действием защит и выключателей, установленных на той же подстанции, на которой произошел отказ срабатывания защиты или отказ выключателя;

- «удаленное» - случаи, когда КЗ ликвидируется действием защит и выключателей, находящихся на противоположной подстанции по отношению к той, на которой произошел отказ.[50].

10.2.2. Какие функции УРОВ выполняет на ПС с одиночной и двойной системами шин с фиксированным присоединением элементов УРОВ?

Для ПС с одиночной и двойной системами шин с фиксированным присоединением элементов УРОВ может выполнять следующие функции:

- при КЗ на линии или в трансформаторе (автотрансформаторе) и отказе в отключении выключателя 110 (220) кВ УРОВ действует на выходные реле ДЗШ с отключением соответствующей системы шин;

- при КЗ на шинах 110 (220) кВ, работе защиты шин и отказе выключателя линии УРОВ действует на останов ВЧ аппарата защиты ДФЗ, ПДЭ (при их наличии на данной линии), что приводит к отключению от ДФЗ,ПДЭ выключателя ВЛ с противоположной стороны. При наличии на линии устройства передачи отключающего импульса УРОВ через это устройство действует на отключение выключателя противоположной стороны;

- при повреждении на шинах, работе защиты шин и отказе выключателя 110 (220) кВ трансформатора или автотрансформатора с двух- или трехсторонним питанием УРОВ действует на отключение трансформатора (автотрансформатора) со всех сторон;

- при КЗ на системе шин 110 (220) кВ, работе защиты шин и отказе шиносоединительного или секционного выключателя УРОВ действует на выходные реле ДЗШ другой системы шин с последующим ее отключением;

- при действии УРОВ происходит запрет АПВ выключателей той системы шин, на которую включено присоединение с отказавшим выключателем.[50].

10.2.3. Какие функции УРОВ выполняет на ПС со схемой «мостика» с тремя выключателями?

Для схемы мостика с тремя выключателями (выключателями в сторону линии) УРОВ выполняет следующие функции:

- при повреждении на линии и отказе линейного выключателя УРОВ действует на выходные реле защит трансформатора (автотрансформатора) с отключением выключателя 110 (220) кВ в перемычке и с отключением выключателей в цепи трансформатора. В некоторых случаях УРОВ действует непосредственно на отключение выключателей без воздействия на выходные реле защит трансформаторов;

- при повреждении трансформатора (автотрансформатора) и отказе линейного выключателя УРОВ действует на останов ВЧ передатчика ДФЗ,ПДЭ, с последующим отключением от ДФЗ,ПДЭ линии с противоположной стороны;

- при повреждении трансформатора (автотрансформатора) и отказе выключателя 110 (220) кВ в перемычке УРОВ действует на отключение второго трансформатора (автотрансформатора) с полным отключением ПС;

- при действии УРОВ производится запрет АПВ отключившихся от УРОВ на данной ПС выключателей.[68].

10.2.4. На каком принципе выполняются схемы УРОВ?

Схема устройства резервирования отказа выключателей (УРОВ) выполнена на принципе дублированного пуска от защит с использованием реле положения «Включено» (КQС) выключателей, т.е. для исключения ложной работы схемы УРОВ выполняются с двумя независимыми друг от друга пусковыми органами. Одним является РЗ присоединения, а вторым – дополнительное пусковое устройство контролирующее наличие КЗ в зоне действия УРОВ. Второй пусковой орган не позволяет работать УРОВ при отсутствии КЗ и предупреждает таким образом его ложную работу из-за неисправности РЗ присоединения или ошибочных действий персонала. Схема с использованием реле КQС обладает тем достоинством, что пуск УРОВ производится только при действии защит на отключение выключателя. При подаче от защит импульса на отключение обмотка реле КQС шунтируется и реле возвращается в исходное состояние независимо от того, отключился выключатель или нет.

Для действия УРОВ схемой предусмотрены три реле времени:

КТ1 – при пуске от защит шин при КЗ на 1 СШ;

КТ2 – при пуске от защит шин при КЗ на 2 СШ;

КТ3 – при пуске от защит элементов, присоединенных к шинам.

Для определения отказавшего выключателя, пуска реле времени КТ3 и выбора адреса действия УРОВ предусмотрены промежуточные реле КL1 – КL9. Эти реле управляются цепями, в которых замыкающие контакты реле тока в цепи каждого выключателя последовательно соединены с размыкающими контактами реле положения «Включено» (КQС) соответствующих выключателей. С помощью реле КL1, КL2 определяется отказ выключателей автотрансформаторов, КL5 – обходного выключателя, КL6 – отказ шиносоединительного выключателя, КL9 – фиксирует отказ выключателя любой из линий 1СШ и 2СШ.

Схема УРОВ запускается при любом срабатывании защит линии с действием на отключение выключателя. Несрабатывание его выходных органов определяется наличием выдержки времени, отстроенной от времени нормального отключения выключателя, и возвратом его защит.

УРОВ ни при каких обстоятельствах не резервирует отказ защит присоединения, а только отказ выключателя в отключении при действии на него защит.

Если обобщить выше указанное, то можно сказать, что на предприятиях используются три варианта исполнения УРОВ:

- УРОВ срабатывает, если сработало выходное реле защиты присоединения и протекает ток по выключателю, т.е. оба фактора существуют одновременно и больше, чем время срабатывания УРОВ;

- УРОВ срабатывает, если выходные реле защиты сработало кратковременно (факт срабатывания выходного реле защиты запоминается схемой УРОВ на время около 1 с независимо от того, вернулась ли защита в исходное состояние или нет) и при этом ток по выключателю протекает более времени срабатывания УРОВ. В схемах по новым указанным вариантам, в целях предотвращения ложной работы УРОВ используется одна из двух дополнительных блокировок:]

а) при срабатывании пусковых реле схемы УРОВ подается команда на отключение выключателя, от защит которого пустился УРОВ (в этих цепях иногда устанавливается указательное реле). При КЗ указанная команда дублирует команду выходного реле защиты присоединения; при этом срабатывание отмеченного выше указательного реле при отключении выключателя от защит является нормальным явлением;

б) схема УРОВ блокируется размыкающим контактом реле положения «Включено», пуск схемы УРОВ в этом случае осуществляется после отпадания якоря реле положения «Включено», т.е. при наличии команды от защит на отключение выключателя.

- УРОВ срабатывает, если сработали выходные реле защиты присоединения и одновременно появилась несимметрия (или снижение) напряжения на шинах 110 (220) кВ, причем длительность одновременного существования обоих факторов больше времени срабатывания УРОВ.[68]

10.2.5. Почему в схеме УРОВ применяются два реле контроля наличия тока?

При применении электромеханических реле (РТ-40/Р5) для повышения надежности возврата схемы при отсутствии отказа выключателя и выбора адреса действия УРОВ считается обязательным предусматривать по два реле тока в цепи каждого выключателя с последовательным соединением их контактов с целью резервирования указанных функций этих реле при наличии защит, которые могут не возвращаться в исходное положение после отключения повреждения (например, газовой защиты трансформатора и др.), или защит, которые имеют удержание выходного сигнала на заданное время (например, защита трансформатора). Установка двух реле тока в цепях УРОВ обязательна при существенно большом времени возврата защиты (например, при использовании выходного промежуточного реле типа РП-251), как обеспечивающая снижение времени срабатывания УРОВ. На линиях, оснащенных защитами типа ЭПЗ-1636, реле РТ-40/Р включается в токовые цепи этой же защиты и расположены на этой же панели. У трансформаторов токовые реле включаются в токовые цепи дифференциальной защиты со стороны соответствующего выключателя, причем ТТ в этом случае собраны в треугольник.

Для повышения надежной работы контактов токовых реле оперативные цепи УРОВ построены таким образом, чтобы замыкание и размыкание контактов при изменении нагрузки по присоединению в нормальном режиме работы происходило без коммутации тока.[50,68].

10.2.6. Как выбирается выдержка времени действия УРОВ?

Для предупреждения действия УРОВ при нормальном отключении выключателя необходимо выбрать время действия равное:

Туров = Тоткл.в. + Твоз.рз. + Тош.рв. +Тзап.

где: Тоткл.в. – время отключения выключателя;

Твоз.рв – время, необходимое для возврата РЗ пускающей УРОВ;

Тош.рв. – время ошибки реле времени УРОВ в сторону ускорения действия;

Тзап. – запас по времени.

Применяются выдержки времени 0,3 – 0,5 с. Чтобы предупредить действие РЗ на смежных подстанциях при действии УРОВ, необходимо выбирать выдержки времени на резервных ступенях РЗ этих ПС с учетом времени действия УРОВ. Поскольку в схемах УРОВ используются реле типа РП-23 с временем срабатывания 30-60 мс, то с учетом времени УРОВ в полной схеме 0,4 с время действия трех промежуточных реле составляет 20-45% этого значения.[9,68].

10.2.7.Какова величина тока уставки токовых реле УРОВ?

Уставки на реле тока УРОВ, контролирующих наличие тока КЗ, выбираются с учетом надежного действия этих реле при КЗ в конце резервируемого присоединения и из условия возврата при токе нагрузки после отключения КЗ. Они обычно принимаются равными 1 А при токе в обмотке с малым числом витков. или 0,5 А при токе в обмотке с большим числом витков (реле РТ-40/Р5).

Необходимо учитывать, что надежность возврата токовых реле после отключения выключателя является во многих случаях единственным условием несрабатывания УРОВ. С целью повышения надежности УРОВ уставку на реле желательно принимать во второй части шкалы при затяжке пружины, близкой к максимальной. [9,68].

10.2.8.В чем заключаются особенности при обслуживании УРОВ?

При приемке смены дежурный персонал должен проверить положение накладок (ключей) УРОВ на панелях УРОВ, ДЗШ и защит всех присоединений.

Нормально накладки (ключи) в цепи пуска УРОВ от защиты отдельных присоединений и ДЗШ, а также в цепях отключения от схемы УРОВ должны быть включены. Переключающие накладки (ключи, испытательные блоки) в цепи пуска УРОВ от защит обходного выключателя. Когда он находится в резерве, должны быть отключены. При включении какого-либо присоединения через обходной выключатель переключающие накладки должны быть включены соответственно в положение от 1 или 2 системы шин, в зависимости от того, на какую систему шин включено присоединение, переводимое через обходной выключатель.

Включение накладок необходимо производить после сборки схемы шинными разъединителями обходного выключателя перед опробованием напряжения обходной системы шин.

Перед отключением какой-либо защиты, независимо от того, включен или отключен выключатель присоединения, предварительно должен быть снят пуск УРОВ только от этой защиты индивидуальной накладкой или, если нет индивидуальной накладки, то должен быть снят пуск УРОВ от всех защит данного присоединения.

В соответствии с местными инструкциями по эксплуатации УРОВ при отключении некоторых защит трансформаторов и линий пуск УРОВ от остальных защит может быть сохранен.

Обратное включение накладок необходимо произвести после окончания работ по проверке или опробованию защит и сборки схем присоединения разъединителями, перед включением выключателями присоединения.

При отключении ДЗШ из-за неисправности или по режиму для переключений в ее токовых цепях (когда в ДЗШ отключается только накладка в цепи плюса оперативного тока) никаких операций с УРОВ производить не требуется.

Перед выводом из ремонта ДЗШ для проверки необходимо отключить цепи пуска УРОВ от ДЗШ,

В схемах УРОВ с пуском по напряжению при выводе из работы трансформатора напряжения или системы шин переключатель реле пуска по напряжению на оставшихся в работе ТН, а при невозможности – отключить накладку в цепи пуска УРОВ от комплекта реле выведенного ТН.

При появлении сигнала «Неисправность УРОВ» необходимо проверить исправность предохранителей или автоматических выключателей оперативного тока и автоматических выключателей трансформатора напряжения. Если неисправность устранить не удается, то необходимо отключить все накладки в выходных цепях УРОВ и сообщить об этом диспетчеру и персоналу СРЗА.

Перед допуском персонала для работ на панели УРОВ необходимо отключить все накладки в цепях пуска и выходных цепях УРОВ.

Необходимо не допускать наложения вывода в ремонт УРОВ подстанции и резервных защит с противоположных сторон линий.[68]

10.2.9. Для чего производится останов ВЧ передатчиков при повреждении системы шин с отказом выключателя линии?

Останов ВЧ передатчиков нормально отключившихся линий не приводит к каким-либо дополнительным событиям. Останов передатчика на линии с отказавшим выключателем приводит к тому, что ВЧ защита линии воспринимает такой режим, как повреждение на линии, и срабатывает с обеих сторон линии. Действие ее с противоположной стороны приводит к отключению последнего источника, питающего место повреждения. При АПВ (запрет АПВ на противоположную сторону линии не передается) произойдет повторное действие всех защит и УРОВ.[68]

10.2.10. Почему схема контроля исправности цепей УРОВ состоит из размыкающих контактов?

Схема контроля исправности цепей УРОВ построена с учетом того, что невозврат после срабатывания любого из реле, своевременно не выявленный и не устраненный, при последующей работе УРОВ может привести к его неправильному действию. Поэтому схема контроля состоит из размыкающих контактов всех реле схемы, за исключением тех, положение которых зависит от режима и срабатывание или возврат которых определяется вставленной или вынутой крышкой испытательного блока.[68]

10.2.11. Почему схема контроля исправности цепей УРОВ состоит из трех промежуточных реле?

Использование трех промежуточных реле вместо одного объясняется тем, что при напряжении на контактах менее 24 В надежность работы контактов снижается, а поэтому последовательное включение более восьми контактов в сети с напряжением оперативного тока 220 В не рекомендуется.[68]/

10.2.12. Почему минус оперативного тока на реле определения отказа выключателя подается через пусковые промежуточные реле?

Минус оперативного тока на обмотки реле определения отказа (КL1-КL12) подается при срабатывании любого из пусковых реле. При жестком подведении минуса возможен вывод УРОВ из работы схемой контроля исправности цепей оперативного тока при обрыве цепи управления одного из выключателей, когда при замкнутых контактах токового реле обесточивается и замыкает свой контакт соответствующее реле положения включено КQС. Вместе с тем обрыв цепи управления является достаточным условием для отказа выключателя при повреждении присоединения. Таким образом, подведение минуса к реле КL1-КL12 через контакты пусковых реле схемы УРОВ повышает надежность работы УРОВ. [68].

10.2.13. Почему плюс оперативного тока к контактам выходных реле ЛЭП и трансформатора выполняется по разным схемам?

По-разному выполнена схема подведения плюса к контактам выходных реле защиты линий и трансформаторов. В первом случае плюс подводится только через контакты токовых реле, во втором – через контакты токовых реле и контакты реле положения включено соответствующего трансформатора. Второй вариант представляется несколько более предпочтительным, поскольку при ложном срабатывании выходных реле защиты трансформатора не сработают пусковые реле УРОВ и УРОВ не выводится из работы. Однако такое построение схемы возможно только для цепей трансформаторов, где каждое присоединение имеет свое отдельное реле. При выполнении по такому принципу цепей линий, когда при пуске УРОВ любой из линий данной системы шин срабатывает одно из реле определения отказа выключателя, оказались бы включенными параллельно и контакты выходных реле всех линий. При этом появилась бы возможность излишней или ложной работы УРОВ при невозврате токовых реле одной из линий и защиты другой линии. [68].

10.3. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА.

10.3.1. Назовите основное назначение устройства автоматического включения резерва.

Назначение автоматического включения резерва (АВР)– запитать потребителей при пропадании напряжения на рабочем источнике питания, т.е. АВР предназначено для введения в действие резервного источника в случае отключения основного. Многолетний опыт эксплуатации устройств АВР показывает, что примерно в 95% случаев отключения основного (рабочего) питания устройства АВР предотвращают аварию.

По назначению эти устройства делят: на устройства АВР линий, АВР трансформаторов, АВР электродвигателей, АВР шинок управления (оперативного тока) и т.п.

По способу предотвращения подачи напряжения на поврежденный рабочий источник питания различают:

- местный АВР, пусковой орган которого действует на отключение рабочего ввода, после чего включается резервный ввод; этим исключается подача напряжения от резервного источника на поврежденный рабочий источник питания;

- сетевой АВР, пусковой орган которого действует на включение сетевого выключателя, находящегося в резерве;

По направлению действия устройства АВР делят:

- на АВР одностороннего действия, предназначенное для ПС, где один из вводов постоянно является рабочим, а другой – резервным;

- на АВР двустороннего действия, предназначенное для ПС, где питающие элементы (трансформаторы, линии) являются одновременно и рабочими, и резервными по отношению друг к другу, т.е. находятся в неявном резерве. При отключении одного из трансформаторов (линий) и включении от устройства АВР секционного выключателя СВ оставшийся в работе трансформатор (линия) принимает на себя дополнительную нагрузку.[69]

10.3.2.Назовите основные требования к выполнению схем устройства АВР.

Схемы устройств АВР должны выполняться с указаниями Правил [62]:

- при отключении выключателя рабочего ввода по любой причине немедленно должен включиться выключатель резервного ввода;

- при исчезновении напряжения со стороны рабочего источника должен срабатывать специальный пусковой орган напряжения, который при наличии напряжения на резервном источнике должен действовать с заданной выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника; пусковой орган напряжения не должен предусматриваться, если рабочий и резервный вводы имеют один источник питания;

- минимальное реле напряжения пускового органа не должно срабатывать при понижениях напряжения при самозапуске электродвигателей нагрузки, поэтому их настраивают таким образом, что пуск АВР может произойти только при глубоком снижении напряжения, ниже 0,4 номинального, при котором самозапуск невозможен;

- действие устройства АВР должно быть однократным;

- при выполнении устройств АВР следует проверять возможность перегрузки резервного источника и при необходимости выполнять для его разгрузки специальную автоматику отключения части потребителей при действии АВР;

- при отключении рабочей линии (трансформатора) устройством автоматической разгрузки АЧР вследствие общесистемного аварийного снижения частоты действие устройства АВР должно запрещаться;

- при действии устройства АВР, когда возможно включение резервного выключателя на КЗ, на резервном выключателе должна предусматриваться релейная защита, причем, если время действия этой защиты превышает 1 сек, рекомендуется автоматически ускорять ее действие до 0,3 с.[62, 69]

10.3.3 При каком напряжении оперативного тока проверяются устройства АВР?

Следует заметить, что проверка правильности взаимодействия элементов схемы АВР выполняется при напряжении оперативного тока, сниженном до 80% номинального, опробование устройства АВР на выключатели производится при номинальном напряжении оперативного тока [29].

10.4. АВТОМАТИЧЕСКАЯ ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА.

10.4.1. Для каких целей применяется АЧР и ЧАПВ?

Чрезвычайно велика роль АЧР в энергосистемах. Назначением АЧР является отключение части нагрузки, чтобы предотвратить снижение частоты до опасной величины и тем самым сохранить в работе электростанции и их собственные нужды. Или другими словами, устройства АЧР служат для предотвращения и ликвидации системных аварий, возникающих из-за снижения частоты при внезапных дефицитах активной мощности.

Устройства ЧАПВ служат для восстановления электроснабжения потребителей при восстановлении частоты в энергосистеме.

Для предотвращения опасного развития аварий, связанных с возникновением значительного дефицита активной мощности, устройства АЧР выполняются с таким расчетом, чтобы возможность снижения частоты ниже 45 Гц была полностью исключена, время работы с частотой ниже 47 Гц не превышало 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц – 60 с.[62]

10.4.2. На какие категории делятся АЧР?

Система АЧР делится на две основные категории:

- АЧР-1 – быстродействующая (с выдержкой времени, не превышающей 0,5 с), имеющая различные уставки по частоте, начиная с 46,с Гц и выше, предназначенная для прекращения снижения частоты. Выдержка времени на срабатывание АЧР-1 принципиально не требуется. Однако с целью предотвращения ложного срабатывания этих устройств при возникновении переходных процессов в цепях трансформаторов напряжения, питающего реле частоты, время срабатывания устанавливается равным 0,25-0,5 с при использовании реле ИВЧ-3 и0,1-0,15 с при использовании РЧ-1 и РСГ 11;

- АЧР-2 – медленнодействующая, с различными уставками по времени, предназначенная для повышения частоты после действия АЧР-1, а также для предотвращения «зависания» частоты на недопустимо низком уровне при сравнительно медленном аварийном увеличении дефицита мощности. Минимальная частота срабатывания АЧР-2 – 48,6 Гц. Время срабатывания первой очереди АЧР-2 устанавливается обычно 10-15 с, последней очереди – 40-60 с.

Система АЧР предусматривает совмещение действия устройств АЧР-1 и АЧР-2 (когда устройства АЧР-1 и АЧР-2 действуют на отключение одних и тех же присоединений). Совмещение действия АЧР-1 и АЧР-2 позволяет снизить объем отключаемой от АЧР нагрузки. При совмещении действия АЧР очереди АЧР-1 с более низкими уставками по частоте совмещаются с очередями АЧР-2, имеющими более длительные уставки по времени.

Помимо совмещения АЧР-1 и АЧР-2 выполняются несколько очередей только АЧР-2 (несовмещенная АЧР-2). Назначение несовмещенных очередей АЧР-2 – обеспечить быстрое восстановление частоты после срабатывания большого объма АЧР-1 вследствие образования больших дефицитов мощности.

Как правило суммарный объем АЧР должен составлять не менее 55% от нагрузки потребителей энергосистемы[62].

10.4.3. Каков принцип построения ЧАПВ?

Очередность подключения потребителей к устройствам ЧАПВ обратна очередности подключения к устройствам АЧР, т.е. потребители подключенные к последним очередям АЧР, присоединяются к первым очередям ЧАПВ. При подключении на подстанции к одной очереди ЧАПВ нескольких присоединений, выключатели необходимо включать поочередно с интервалом не менее 1 с, если это необходимо по условиям работы источников оперативного тока.

Ряд потребителей при наличии ЧАПВ не может быть автоматически включен в работу по технологическим причинам. В этом случае действие ЧАПВ должно быть выполнено на сигнал, разрешающий оперативному персоналу включение отключенных от АЧР присоединений.[62]

10.4.4. В каких случаях применяется частотно-делительная защита (ЧДЗ)?

Для ликвидации аварийных ситуаций со значительным дефицитом активной мощности в ряде энергосистем применяется делительная автоматика по частоте (ЧДЗ – частотно-делительная защита), предназначенная для отделения электростанций или их частей с примерно сбалансированной нагрузкой ближайших районов на изолированную работу от энергосистемы.

Выделение производится с образованием небольшого избытка генерирующей мощности. Действие ЧДЗ по отношению к работе устройств АЧР-1 при двух пусковых органах с разными диапазонами уставок по частоте срабатывания является селективным (действие ЧДЗ происходит после действия АЧР-1)[40].

10.4.5. Каковы требования к оперативному персоналу при обслуживании устройств АЧР?

Оперативному персоналу запрещается вмешиваться в действие АЧР, в т.ч. переводить отключившиеся от АЧР присоединения на другие источники питания, работающие параллельно с энергосистемой, квитировать ключи управления выключателей отключившихся от АЧР присоединений при наличии ЧАПВ.[40].

10.4.6. Какие меры предотвращения излишней работы АЧР, применяются на ПС, имеющие потребителей с синхронными двигателями?

На подстанциях с синхронными двигателями (СД) АЧР может работать излишне при потере питания, так как в этом режиме напряжение на шинах длительно сохраняется, а частота падает. Поэтому при потере питания для предотвращения излишней работы АЧР необходимо блокировать. Известны следующие способы блокировки АЧР:

• по скорости снижения частоты. Может применяться не всегда, а только в тех случаях, когда скорость снижения частоты при выбеге синхронных двигателей в 3-4 раза превышает скорость снижения частоты при дефиците мощности в системе;

• по значению частоты на соседней секции, имеющей независимый источник питания. Однако в случае питания обеих секций от одного источника эта блокировка неработоспособна;

• по времени, т.е. вместо АЧР-1 применять АЧР-2. В этом случае выбег СД заканчивается раньше, чем сработает АЧР-2, и излишнего действия АЧР непроисходит;

• по направлению мощности через вводной выключатель.

Из всех перечисленных принципов удобнее всего использовать последний, так как он является универсальным и легко исполним.

10.5. ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА.

10.5.1. Какой режим сети называется асинхронным?

Асинхронный режим (АР) в энергосистеме является одним из самых тяжелых аварийных режимов. Он связан с нарушением устойчивости параллельной работы электростанций и отдельных генераторов, что создает опасность повреждения элементов энергосистемы, нарушения электроснабжения потребителей и сопряжено с большим экономическим ущербом.

Если условно обозначить две энергосистемы ЭС1 и ЭС2, то в нормальном режиме они работают синхронно. ЭДС эквивалентных генераторов ЭС1 и ЭС2 имеют одинаковую частоту, и их векторы вращаются синхронно с одинаковой угловой скоростью. Угол между ЭДС ЭС1 и ЭС2 остается неизменным и зависит от активной мощности, передаваемой по линии. При нарушении устойчивости наступает асинхронный режим.

Условная линия, делящая энергосистемы на две группы станций (генераторов), между которыми возможно нарушение параллельной синхронной работы, называется сечением асинхронного хода.

При нарушении устойчивости параллельной работы передача активной мощности между ЭС1 и ЭС2 прекращается, и в энергосистеме с малой мощность потребления, поскольку мощность турбины осталась прежней, то скорость вращения турбины и генераторов увеличивается. В энергосистеме, с большой мощностью, происходит противоположный процесс, возникает дефицит генерируемой мощности, и генераторы, работающие в системе, уменьшают скорость вращения. Поэтому частота ЭДС системы понижается. В результате векторы ЭДС ЭС1 и ЭС2 начинают вращаться с разной угловой скоростью с некоторым скольжением относительно друг друга, т.е. имеет место периодическое изменение угла между ЭДС ЭС1 и ЭС2.

Таким образом, первым характерным признаком асинхронного режима является периодическое изменение угла между несинхронными ЭДС от нуля до 360⁰ с частотой скольжения.

Асинхронный режим сопровождается глубоким понижением напряжения и протеканием больших токов качания, которые могут превышать токи КЗ. В точке электрического центра качаний (ЭЦК)напряжение периодически становится равным нулю. Условно говоря, если подключить электролампочки по концам передачи и в ЭЦК, то на концах они горят ровным светом, а в ЭЦК лампочка периодически гаснет.

Время, в течение которого ток и напряжение в данной точке линии проходит цикл изменений от одного минимального или максимального значения до следующего, называется периодом качаний. Значения его колеблются примерно в пределах 0,1-3 с, причем меньшие цифры характеризуют асинхронный режим, а большие – начало процесса или, наоборот, момента, близкие к втягиванию в синхронизм.[67].

10.5.2. Укажите назначение и принцип действия противоаварийной автоматики.

Противоаварийная автоматика (ПА) предназначена для ограничения развития и прекращения аварийных режимов в энергосистеме. Важнейшей ее задачей является предотвращение общесистемных аварий, сопровождающихся нарушением электроснабжения потребителей на значительной территории.

ПА в энергосистемах находится во взаимодействии с релейной защитой и другими средствами автоматического управления в энергосистеме и выполняет следующие функции:

- автоматическое предотвращение нарушения устойчивости энергосистем – АПНУ;

- автоматическую ликвидацию асинхронного режима – АЛАР;

- автоматическое ограничение снижения частоты – АОСЧ;

- автоматическое ограничение снижения напряжения - АОСН;

- автоматическое ограничение повышения напряжения – АОПН;

- автоматическое ограничение перегрузки оборудования – АОПО [67].

10.5.3. В каких случаях применяется деление системы?

Деление энергосистемы – разделение энергосистемы на несинхронно работающие части – применяется для предотвращения нарушения устойчивости, ликвидации асинхронного режима, ограничения снижения частоты, ограничения перегрузки оборудования. ДС производится отключением линий или разделением шин электростанций или подстанций. Кроме того, устройства ПА могут производить отключение отдельных линий и трансформаторов связи, секционных и междушинных выключателей, не приводящие к ДС, т.е. разделению энергосистемы на несинхронно работающие части.[67].

10.5.4. Укажите назначение автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ)?

Система АПНУ предназначена для предотвращения нарушения динамической устойчивости при аварийных возмущениях (АВ) и обеспечения в послеаварийных режимах нормального запаса статической устойчивости для заданных сечений.

Функцию АПНУ выполняют:

- АРС (автоматика разгрузки станции) – действует при внезапном ослаблении пропускной способности связей межсистемных ВЛ 220-750 кВ;

- АНМ (автоматика от наброса мощности) на подстанциях действует при внезапном набросе мощности на межсистемные ВЛ-220-750 кВ.[67].

10.5.5. Какая автоматика предназначена для ликвидации асинхронного хода?

Для выявления и быстрейшей ликвидации асинхронного режима и восстановления нормального режима применяется автоматика ликвидации асинхронного режима – АЛАР (старое название – автоматика прекращения асинхронного хода – АПАХ).

Осуществляется для любого из возможных сечений асинхронного хода в охватываемом районе, как правило, путем деления района по этому сечению на несинхронно работающие части. В отдельных случаях ликвидация асинхронного режима может осуществляться с попыткой осуществления ресинхронизации до момента деления. Для осуществления АЛАР в энергосистемах используется значительное количество устройств АПАХ, выполненных на различных принципах. Различают основные и резервные устройства АПАХ:

- основные – действуют на деление, а в отдельных случаях на ресинхронизацию и деление;

- резервные – действуют на деление с отстройкой от основных выдержкой времени или по количеству циклов асинхронного хода.

Основное и резервное устройство осуществляет деление, действуя на разные выключатели и устанавливаются на разных ПС. Как правило, резервное устройство выполнено на более простых принципах, чем основное.[67].

10.5.6. Для чего применяется автоматика ограничения перегрузки оборудования (АОПО)?

Устройство АОПО предназначена для ограничения повышения тока в электрооборудовании сверх допустимого уровня. Для этих целей используются:

- АРЛ – автоматика разгрузки линии. Токоограничивающими элементами электропередачи могут являться - сами провода ВЛ, ВЧ заградители (ВЧЗ), трансформаторы тока (ТТ), ошиновка ПС. Токовые уставки АРЛ, как правило, имеют сезонное (зима/лето) регулирование;

- ДА – делительная автоматика;

- АРУ – автоматика разгрузки узла;

- ЦО – цепи отключения;

- АОДС – автоматика опережающего деления сети. В отличие от остальных устройств АОПО, АОДС применяется для ограничения не нагрузочных, а токов короткого замыкания.[67].

10.5.7. Какие особенности возникают при эксплуатации устройств ПА?

При выходе из строя трансформаторов напряжения (ТН) или какой-либо неисправности цепей напряжения необходимо:

- устройства АПАХ, с пуском от реле сопротивления, на время коммутаций в цепях напряжения (переключение на резервный ТН и обратно, отключение/включение автоматов и т.п.) вывести из работы;

- устройства АОСН вывести из работы. Обратный ввод АСН и АОВ в работу производится после восстановления нормальной схемы цепей напряжения;

- устройства АОПН вывести из работы.

- Все остальные устройства ПА, подключенные к неисправным цепям напряжения, перевести на резервное питание вместе с устройствами РЗА.

При отключении потребителей от устройств ПА, обратное их включение производится только по команде диспетчера энергосистемы.

При выводе в ремонт оборудования (выключателей, линий, автотрансформаторов) в устройствах фиксации его отключения (ФОВ, ФОЛ, ФОА) должны переключены соответствующие ключи оперативной фиксации ремонта непосредственно после отключения выключателей. Обратная операция производится после сборки схемы разъединителями до включения выключателей. Все операции с устройствами ФОВ, ФОЛ, ФОА выполняются в соответствии с программами по выводу в ремонт оборудования и местными инструкциями.

Последовательность операции должна обеспечивать:

- однократность выходного сигнала при отключении оборудования;

- фиксацию ремонта оборудования независимо от положения его выключателей.[67].

10.5.8. Какие меры применяются для предотвращения работы АЛАР при КЗ?

Для того чтобы предотвратить неправильное срабатывание АЛАР при однофазных и двухфазных КЗ, также сопровождающихся увеличением тока, в схеме используются три токовых реле, включенных на ток каждой фазы. Контакты всех реле включены последовательно. Однако возможность ложного действия автоматики созраняется при трехфазных КЗ, при несинхронных АПВ и при синхронных качаниях, когда также происходит увеличение тока в трех фазах линии.[60].

10.5.9. Для чего применяется автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН)?

Устройства АОПН предназначены для ограничения повышения напряжения на электрооборудовании энергосистемы с учетом длительности повышения в тех случаях, когда это повышение произошло в результате одностороннего отключения ВЛ, разрыва или разгрузки транзита в результате работы АПНУ или аварийного отключения генерирующего оборудования на электростанциях. Применение АОПН не требуется, если напряжение не превосходит уровень, допустимый в течение более 20 минут. Для целей АОПН используются:

- АОВ – автоматика отключения синхронных компенсаторов;

- АВ - автоматика включения шунтирующих реакторов;

- АПН – автоматика от повышения напряжения.

В качестве пускового органа рассматриваемой автоматики используются три реле максимально напряжения, включенные на фазные напряжения. На подстанциях с отходящими длинными линиями, каждая из которых может явиться источником повышенного напряжения, применяется более совершенная автоматика, в ней используются дополнительные реле реактивной мощности. Реле мощности, включенные на фазный ток и фазное напряжение, фиксируют направление и величину реактивной мощности, разрешая автоматике действовать на отключение только на той линии, на которой реактивная мощность направлена к шинам ПС и имеет определенную величину. В качестве реле, определяющего величину и направление реактивной мощности, применяется однофазное индукционное реле типа РБМ-274.[60]

10.6. Защита ячеек КРУ (КРУН) – 6-10 кВ от электрической дуги.

В настоящее время ячейки КРУ оснащаются дуговой защитой (ДГЗ) с разгрузочными клапанами (с использованием конечных выключателей), фототиристорами или волоконно-оптических датчиков. Указанные защиты срабатывают только при КЗ, т.е. с контролем тока КЗ или напряжения и действуют при КЗ в ячейке линейного выключателя на отключение вводного (с пуском АПВ) и секционного выключателей; при КЗ в ячейке секционного выключателя на отключение вводных выключателе 1и 2 СШ; при КЗ в ячейке ввода на отключение данного выключателя без пуска АПВ и на выходные реле защиты питающего трансформатора, отключающие его со всех сторон.

Недостатки клапанной ДГЗ: сравнительно низкая чувствительность (надежно работает при токах КЗ более 3 кА) требуется постоянный контроль состояния клапанов, а также подгонка механической части при монтаже.

Фототиристорная ДГЗ не зависит от КЗ на шинах.Недостатки: фототиристоры расположены непосредственно в зоне существования дуги, что может приводить к повреждению как фототиристоров, так и соединительных проводов; имеет тенднцию к ложному срабатыванию из-за увеличения токов утечки или обратных токов при параллельном соединении фототиристоров и посторонних источников света; отсутствует диагностика функционирования системы.

Волоконно-оптическая защита состоит из необходимого числа волоконно-оптических датчиков и блока мониторинга. Отечественная промышленность выпускает ДГЗ типа «Овод», ФВИП, ПРОЭЛ и другие.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: