Лекція 6-10. Лекція 6 джерела оперативного струму пристрої автоматики, управління, сигналізації, а також релейного захисту для роботи потребують живлення
 Скачать 1.17 Mb.
|
|
Лекція 8 ДИФЕРЕНЦІЙНІ СТРУМОВІ ЗАХИСТИ 8.1. Призначення та принцип дії диференційних захистів ЛЕП Диференційні струмові захисти - це захисти з абсолютною селективністю (реагують на пошкодження тільки тієї лінії електропересилання, для захисту якої вони призначені), принцип роботи яких базується на порівнянні струмів початку та кінця лінії, яка захищається. Розрізняють поздовжні та поперечні диференційні захисти ЛЕП. Диференційні захисти можна виконувати з циркуляційними струмами та зі зрівноваженими напругами. У нас застосовується переважно перший принцип виконання захисту - з циркуляцією струмів. Оскільки диференційний захист мае абсолютну селективність, його можна виконати без витримки часу. Розглянемо принцип роботи поздовжнього диференційного захисту лінії (рис. 8.1). Для виконання захисту лінії на початку та в кінці лінії встановлюють трансформатори струму ТА1 та ТА2, які утворюють плечі захисту. На різницю струмів вторинних обмоток трансформаторів струму вмикається вимірний орган захисту - максимальне струмове реле КА. Ділянка лінії, яка знаходитъся між трансформаторами струму, є зоною дії захисту. Під час к.з. поза зоною дії захисту (точка KА, рис. 8.1, а) при прийнятому додатному напрямі струмів, струм у реле дорівнює векторній сумі струмів. Струм від першого трансформатора Іі буде замикатись через обмотку реле КА, від другого трансформатора струму буде теж протікати через обмотку реле, але в протилежному напрямку. Внаслідок цього в ідеальному випадку за відсутності похибок трансформаторів струму струм у реле дорівнює нулю Iр = 0. Вторинні струми трансформаторів струму не будуть замикатись по шляху ТА1-ТА2, оскільки внутрішній опір реле набагато менший від опору трансформатора струму, тому що трансформатори струму працюють в режимі джерел струму. Під час к.з. в зоні дії захисту (рис. 8.1, б) струми від вторинних обмоток трансформаторів струму будуть протікати в обмотці реле в протилежному напрямку і результуючий струм буде відмінний від нуля Iр= I1 +I2≠0, що ілюструється векторною діаграмою. Реле в цьому випадку буде спрацьовувати.   Рис. 8.1. Принцип роботи поздовжнього диференційного захисту 8.2. Вибір струму спрацювання поздовжньогодиференційного захисту ЛЕП Під час к.з. поза зоною дії захисту, як було показано в 8.1, струм в реле відсутній. Але насправді за рахунок похибок трансформаторів струму їх вторинні струми, незважаючи на рівність первинних струмів, відрізняються як по модулю, так і по фазі. Внаслідок цього навіть під час зовнішнього к.з. в обмотці реле буде циркулювати струм, який називається струмом небалансу Iнб. Для того, щоб диференційний захист не спрацьовував під час к.з. поза зоною дії захисту, необхідно вибрати такий струм спрацювання вимірного органа захисту – реле КА, щоб воно не спрацьовувало під час протікання через його обмотку струму небалансу Iнб . Зі схеми заміщення ТА видно, що вторинні струми трансформаторів струму, які утворюють плечі диференційного захисту визначаються як   Отже, струм небалансу визначається струмами намагнічення трансформаторів струму, які для двох трансформаторів струму, які утворюють плечі захисту, є неоднаковими (рис. 8.2). Струм намагнечення суттєво збільшується в перехідних процесах, коли аперіодична складова струму зовнішнього к.з. майже повністю замикається через вітку намагнечення трансформатора струму. Магнетопровід трансформатора струму при цьому насичується, трансформація періодичної складової погіршується і, як наслідок, струм небалансу збільшується. Крім аперіодичної складової суттєвий вплив на величину струму небалансу має залишкова індукція магнетопроводу. Під час збігу залишкової індукції магнетопроводу з індукцією, яка виникає від аперіодичної складової струму, струм небалансу різко зростає.  Рис. 8.2. Струм небалансу поздовжнього диференційного захисту Отже, для запобігання хибної роботы поздовжнъого диференційного захисту струм спрацювання його вимірного органа необхідно вибирати з умов відлагодження від максимального струму небалансу, який виникає в перехідному процесі під час зовнішніх к.з.  де keiд>- коефіцієнт відлагодження, дорівнює 1,3; ε- похибка трансформатора струму, ε =10 %; kan- коефіцієнт, який враховує вплив аперіодичної складової в струмі зовнішнього к.з., намагнечення), к0дн - коефіцієнт однотипности, враховує тип трансформаторів струму, які утворюють плечі захисту, для однотипних ТА кодн= 0,5, для різнотипних - кодн=1; кТА- коефіцієнт трансформації трансформатора струму; Ік3зовнмакс- максимальний струм зовніш-нього трифазного к.з. 8.3. Чутливість поздовжнього диференційного захисту Чутливість поздовжнього диференційного захисту визначається під час двофазного к.з. у зоні захисту в мінімальному режимі. Розрахунковим, як правило, є випадок одностороннього живлення к.з., коли струм протікає тільки через одне плече захисту (через одну групу трансформаторів струму). Чутливість оцінюється коефіцієнтом чутливості  де: I(2)р.к.з.мін струм в обмотці реле, який протікаєь від одного плеча захисту (на рис. 8.1 точка К1, розглядається режим живлення від системи 1 або від системи 2, вибирається менше значення); Iс.р– струм спрацювання захисту, визначений за виразом (8.3). Як правило чутливість захисту є недостатньою під час застосування вимірним органом струмового реле серії РТ-40. Існують кілька способів підвищення чутливості поздовжнього диференційного захисту. Основними з них є такі:
використання в диференційному захисті реле з гальмуванням. Струми небалансу, які протікають у вимірному органі захисту, можуть бути зумовлені не тільки аперіодичною складовою, але і періодичною складовою під час зовнішнього к.з. Для відлагодження від впливу періодичної складової під час зовнішнього к.з. застосовується реле серії ДЗТ. Лекція 9 ДИСТАНЦІЙНІ ЗАХИСТИ ЛЕП 9.1. Призначення, принцип роботи дистанційного захисту Як було вказано у попередніх розділах, чутливість та селективність струмових захистів у деяких випадках не забезпечується. Так, зона дії струмової відсічки залежить від режиму енергосистеми і в мінімальних режимах її чутливість не завжди може бути достатньою. МСЗ не завжди задовольняє вимоги чутливості та селективності, особливо під час виконання функції дальнього резервування, крім того, МСЗ може мати недопустимо велику витримку часу. А в мережах складної конфігурації застосування струмових захистів взагалі недопустимо, оскільки вони не можуть задовольнити вимоги селективності та чутливості, особливо в мережах класу напруг 110 кВ і вище. Тому для захисту таких мереж застосовують спеціальні захисти – дистанційні захисти. Дистанційний захист – це захист із відносною селективністю, вимірний орган якого реагує на відношення комплексу напруги до струму, величина якого не залежить від режиму роботи енергосистеми. Відношення комплексу напруги до комплексу струму називається опором Zрна затискачах вимірювального органа, яким застосовується, як правило, орган мінімального опору. Реле мінімального опору вимірює опір від місця встановлення захисту до місця к.з., тобто воно реагує на відстань, на дистанцію від місця встановлення захисту до точки к.з. Звідси і назва – дистанційний захист. Дистанційний захист, як і струмовий, виконується переважно триступінчастим з відносною селективністю. Параметрами кожного ступеня є довжина ділянки лінії, яка охоплюється цим ступенем та час спрацювання. На рис 9.1 показані залежності витримок часу кожного ступеня від довжини лінії, яка захищається. Під час к.з. в першій зоні захист діє без витримки часу (із власним часом спрацювання захисту tI). Другий ступінь призначений для захисту кінця першої лінії (друга зона) і діє з витримкою часу t1II. Вона охоплює першу лінію та початок другої. Третій ступінь резервує дію перших двох ступенів і діє з витримкою часу t1III. Він охоплює першу та другу лінії.  Рис. 9.1. Ступінчасті характеристики витримок часу дистанційних захистів Розглянемо роботу дистанційних захистів на прикладі мережі з двостороннім живленням (рис. 9.2).  Рис. 9.2. Дія дистанційного захисту в мережі Попередньо приймемо всі захисти спрямованими, тобто вони спрацьовують лише під час спрямування потужності від шин у лінію. Триступеневий захист А1 охоплює повністю лінію Л1 – перший ступінь діє без витримки часу під час к.з. на ділянці лінії l1I. Другий ступінь охоплює повністю першу лінію та початок другої, тобто вона резервує дію першого ступеня під час к.з. на ділянці l1IIта є основною під час к.з. в кінці лінії, але діє з витримкою часу t1II. Крім того другий ступінь резервує дію першого ступеня захисту А1 під час к.з. на початку лінії Л1. Третій ступінь резервує роботу перших та других ступенів дистанційного захисту та діє з витримкою часу t1III. Під час к.з. на початку лінії Л1 (точка К1) діє перший ступінь захисту А1 та другий ступінь захисту А2 (А1 вимикає пошкодження без витримки часу, А2– з витримкою часу t2 ). Під час к.з. посередині лінії Л1(точка К2) працюють перші ступені захистів А1 та А2 і без витримки часу вимикають пошкоджений елемент. Під час к.з. в кінці першої лінії (точка К3) спрацьовує другий ступінь захисту А1 та перший ступінь захисту А2. При цьому будуть запускатись і вимірні органи другого та третього ступенів захисту А4 та третій ступінь захисту А1, але останні будуть спрацьовувати з витримками часу при неспрацюванні основних захистів. При цьому третій ступінь захисту А1 виконує роль ближнього резервування, а другий та третій ступені захисту А4 – роль дальнього резервування (спрацьовує при неспрацюванні другого ступеня захисту А2 або неспрацюванні вимикача Q2. Захист А3 спрацьовувати не буде, оскільки під час к.з. на лінії Л1 потужність для спрямованих вимірних органів цього захисту буде протікати від лінії до шин. Час спрацювання третіх ступенів вибирається за зустрічно-ступінчастим принципом. Так, третій ступінь захисту А1 узгоджується з третім ступенем захисту А3  а третій ступінь захисту А4 узгоджується з третім ступенем захисту А2:  Це необхідно для того, щоб під час к.з., наприклад, в точці К4 і відмові другого ступеня захисту A3, третій ступінь захисту A3 подіяв і вимкнув вимикач Q3 раніше, ніж третій ступінь захисту А1. У такому випадку кількість неселективно вимкнених елементів буде меншою. Проте в кільцевій мережі неможливо узгодити між собою за часом треті ступені захистів. Так, для забезпечення селективної роботи третіх ступенів дистанційних захистів А1, A3, А5 (у цій групі захистів узгоджуються часи спрацювання третіх ступенів, оскільки в них органи спрямування потужності однаково орієнтовані) для мережі рис. 9.3   Як видно, ці умови взаємовиключні.  Рис. 9.3. Кільцева мережа з багатостороннім живленням  Рис. 9.4. Характеристики витримок часу чотириступеневого дистанційного захисту У такому випадку час спрацювання третіх ступенів всіх захистів у кільцевій мережі приймається однаковим, але при цьому зменшуються зони дії третіх ступенів (аналогічно других ступенів захистів попередніх елементів). При цьому через обмеження областей дії третіх ступенів вводяться четверті ступені. Це ілюструється на рис. 9.4. Ми розглядали захисти з ступінчастими характеристиками витримок часу. При цьому час спрацювання кожного ступеня не залежить від віддаленості до місця к.з. . Використовуються також дистанційні захисти з залежними характеристиками витримок часу, в яких час спрацювання залежить від віддаленості до місця к.з. (рис. 9.5.)  Рис. 9.5. Залежна характеристика витримок часу Застосовуються також захисти з комбінованими характеристиками витримок часу (рис. 9.6). Таку характеристику має серійний захист КРЗА-С, який застосовується для захисту ліній до 10 кВ.  Суттєвою перевагою дистанційних захистів є чітко фіксована зона дії першого ступеня, вона охоплює до 85–90 % лінії і не залежить від режиму системи, вища чутливість порівняно з струмовими захистами другого та третього ступенів. Лекція 10 10.1. АВТОМАТИЧНЕ ПОВТОРНЕ ВВІМКНЕННЯ (АПВ) 10.1.1. Призначення АПВ Багаторічний досвід експлуатації ліній електропередачі показав, що значна частина коротких замикань (к.з.), викликаних перекриттям ізоляції, схлестуванням проводів і іншими причинами, під час досить швидкому вимкненні ліній релейним захистом самоусувається. При цьому електрична дуга, що виникла в місці к.з., гасне, не встигнувши викликати істотних руйнувань, що перешкоджають повторному включенню лінії під напругу. Такі ушкодження, що самоусуваються, прийнято називати нестійкими. Статистичні дані про пошкоджуваність ліній електропередачі за тривалий період експлуатації показують, що частка нестійких ушкоджень досить висока і складає 50–80%. З огляду на те, що відшукання місця ушкодження на лінії електропередачі шляхом її обходу вимагає тривалого часу і, що багато ушкоджень носять нестійкий характер, звичайно після ліквідації аварій оперативний персонал робить опробування лінії шляхом її повторного ввімкнення під напругу. Цю операцію називають повторним ввімкненням лінії під напругу. Лінія, на якій відбулося нестійке ушкодження, під час повторного ввімкнення залишається в роботі. Повторні ввімкнення при нестійких ушкодженнях прийнято називати успішними. Рідше на лініях виникають такі ушкодження, як обриви проводів, тросів або гірлянд ізоляторів, падіння або поломка опор тощо. Такі ушкодження не можуть самоусунутись і тому їх називають стійкими. При повторному ввімкнені лінії, на котрій відбулося стійке ушкодження з коротким замиканням, лінія знову вимикається захистом. Тому повторні ввімкнення ліній при стійких ушкодженнях називають неуспішними. Повторне неавтоматичне увімкнення ліній на підстанціях з постійним оперативним персоналом або на телекерованих об'єктах займає кілька хвилин, а на підстанціях не телемеханізованих і без постійного оперативного персоналу 0,5 – 1 година і більш. Тому для прискорення повторного увімкнення ліній і зменшення часу перерви електропостачання споживачів широко використовуються спеціальні пристрої автоматичного повторного увімкнення (АПВ). Час дії АПВ звичайно не перевищує декількох секунд. Тому вони при успішному увімкненні швидко подають напругу споживачам, що не в змозі забезпечити оперативний персонал. Відповідно до Правил улаштування електроустановок (ПУЕ) АПВ обов'язково застосовується на всіх повітряних і змішаних (кабельно-повітряних) лініях напругою 1000 В та вище. Успішність дії АПВ досить висока і складає в мережах різної напруги 50–90%. Автоматичне повторне ввімкнення відновлює нормальну схему також і в тих випадках, коли вимкнення вимикача відбувається внаслідок помилки персоналу або помилкової дії релейного захисту. Найбільш ефективне застосування АПВ на лініях з одностороннім живленням, тому що в цих випадках кожна успішна дія АПВ відновлює живлення споживачів і запобігає виникненню аварії внаслідок припинення живлення споживачів електроенергією. У кільцевих мережах вимкнення однієї з ліній не приводить до перерви живлення споживачів. Однак і в цьому випадку застосування АПВ доцільне, тому що прискорює ліквідацію ненормального режиму і відновлює нормальну схему мережі, при якій забезпечується найбільш надійна й економічна робота. Досвід експлуатації показав, що нестійкі к.з. часто бувають не тільки на повітряних лініях, але і на шинах підстанцій. Тому на підстанціях, обладнаних швидкодійним захистом шин, також застосовуються АПВ, що здійснює повторну подачу напруги на шини у випадку їхнього вимкнення релейним захистом. Автоматичне повторне ввімкнення шин має високу успішність і ефективність, оскільки кожен випадок успішної дії запобігає аварійному відключенню цілої підстанції або її частини. Пристроями АПВ оснащуються також усі поодиноко працюючі трансформатори потужністю 1000 кВА і більше, а також трансформатори меншої потужності, що живлять відповідальне навантаження. Автоматичне повторне увімкнення трансформаторів виконується у випадку вимкнення трансформатора резервним захистом. Повторне увімкнення при ушкодженні самого трансформатора, коли він вимикається основними захистами від внутрішніх ушкоджень, як правило, не виконується. Успішність дії АПВ трансформаторів і шин так само висока, як і повітряних ліній, і становить 70–90%. У ряді випадків АПВ успішно використовуються на кабельних і на змішаних кабельно-повітряних тупикових лініях 6–10 кв. При цьому, незважаючи на те, що ушкодження кабелів бувають, як правило, стійкими, успішність дії АПВ складає 40–60%. Це пояснюється тим, що АПВ відновлює живлення споживачів при нестійких ушкодженнях на шинах, при вимкненні ліній унаслідок перевантаження, при помилкових і неселективних діях захисту. Застосування АПВ дозволяє в ряді випадків спростити схеми релейного захисту і прискорити вимкнення к.з. у мережах високої напруги, що також є позитивною характеристикою цього виду автоматики. 10.1.2. Класифікація АПВ. Основні вимоги до пристроїв АПВ В експлуатації застосовуються наступні види АПВ: трифазні, які здійснюють увімкнення трьох фаз вимикача після їхнього вимкнення релейним захистом; однофазні, які здійснюють увімкнення однієї фази вимикача, відключеної релейним захистом від однофазних к.з.; комбіновані, які здійснюють увімкнення трьох фаз (під час міжфазних ушкодженнях) або однієї фази (при однофазних к.з.). Трифазні АПВ у свою чергу підрозділяються на кілька типів: прості (ТАПВ); швидкодійні (ШАПВ); з перевіркою наявності напруги (АПВНН); з перевіркою відсутності напруги (АПВВН); з очікуванням синхронізму (АПВОС); з уловлюванням синхронізму (АПВУС). За видом устаткування, на яке дією АПВ повторно подається напруга, розрізняють: АПВ ліній; АПВ шин; АПВ трансформаторів; АПВ двигунів. По числу циклів (кратності дії) розрізняють: АПВ однократної дії; АПВ багатократної дії. Пристрої АПВ, що здійснюються за допомогою спеціальних релейних схем, називають електричними, а вбудовані у вантажні або пружинні приводи - механічними. Схеми АПВ, застосовувані на лініях і іншому устаткуванні, в залежності від конкретних умов, можуть істотно відрізнятися одна від одної. Однак усі вони повинні задовольняти наступним вимогам: схеми АПВ повинні приходити в дію при аварійному вимкненні вимикача (або вимикачів), що знаходився в роботі. У деяких випадках схеми АПВ повинні відповідати додатковим вимогам, при виконанні яких дозволяється пуск АПВ, наприклад, при наявності або, навпаки, при відсутності напруги, при наявності синхронізму, після відновлення частоти тощо; схеми АПВ не повинні приходити в дію при оперативному вимкненні вимикача персоналом, а також у випадках, коли вимикач вимикається релейним захистом відразу ж після його увімкнення персоналом, тобто при увімкненні вимикача на к. з., оскільки ушкодження в таких випадках, як правило, є стійкими. У схемах АПВ повинні також передбачатися можливість заборони дії АПВ при спрацьовуванні основних захистів. Так, наприклад, не допускається дія АПВ трансформаторів при внутрішніх ушкодженнях у них. В окремих випадках не допускається дія АПВ ліній при спрацьовуванні диференційного захисту шин; схеми АПВ повинні забезпечувати визначену кількість повторних включень, тобто діяти з заданою кратністю. Найбільше поширення одержали АПВ однократної дії. Застосовуються також АПВ двократної дії, а в деяких випадках і трьохкратної дії; час дії АПВ повинен бути мінімально можливим, для того щоб забезпечити швидку подачу напруг споживачам і відновити нормальний режим роботи. Найменша витримка часу, з якою працюють АПВ на лініях з одностороннім живленням, приймається 0,3-0,5 с. Разом з тим, у деяких випадках, коли найбільш ймовірні ушкодження, викликані накидами і торканнями проводів пересувними механізмами, доцільно для підвищення успішності АПВ приймати збільшені витримки часу; схеми АПВ повинні автоматично забезпечувати готовність вимикача, на який діє АПВ, до ново'! дії після його увімкнення. 10.2. АВТОМАТИЧНЕ ВВІМКНЕННЯ РЕЗЕРВНОГО ЖИВЛЕННЯ (АВР) 10.2.1. Призначення АВР Схеми електричних з'єднань енергосистем і окремих електроустановок повинні забезпечувати надійне електропостачання споживачів. Високий ступінь надійності забезпечують схеми живлення одночасно від двох і більше джерел (ліній, трансформаторів), оскільки аварійне вимкнення одного з них не приводить до порушення живлення споживачів. Незважаючи на ці очевидні переваги багатостороннього живлення споживачів, велика кількість підстанцій, що мають два джерела живлення і більше, працює за схемою одностороннього живлення. Односторонне живлення мають також секції власних потреб електростанцій. Застосування такої менш надійної, але більш простої схеми електропостачання в багатьох випадках виявляється доцільним для зниження рівня струмів к.з., зменшення втрат електроенергії в живильних трансформаторах, спрощення схем релейного захисту, створення необхідного режиму за напругою, перетоками потужності тощо. При розвитку електричної мережі односторонне живлення часто є едино можливим рішенням, тому що раніше встановлене устаткування і релейний захист не дозволяють здійснити паралельну роботу джерел живлення. Використовуються дві основні схеми одностороннього живлення споживачів при наявності двох або більшої кількості джерел живлення. У першій схемі одне джерело увімкнене і живить споживачів, а друге вимкнене і знаходиться в резерві. Відповідно до цього перше джерело називаеться робочим , а друге резервным (рис. 3.1, а, б). В другій схемі всі джерела увімкнені, але працюють роздільно на виділених споживачів. Розподіл здійснюється на одному з вимикачів (рис. 3.1, в, г). Недоліком одностороннього живлення є те, що аварійне вимкнення робочого джерела приводить до припинення живлення споживачів. Цей недолік може бути усунутий швидким автоматичним увімкненням резервного джерела або увімкненням вимикача, на якому здійснений розподіл мережі. Для виконання цієї операції широко використовується автоматичне увімкнення резерву (АВР). При наявності АВР час перерви живлення споживачів у більшості випадків визначається лише часом увімкнення вимикачів резервного джерела і складає 0,3 - 0,8 с. 10.2.2. Основні вимоги до схем АВР Усі пристрої АВР повинні задовольняти наступним основним вимогам: схема АВР повинна приходити в дію у випадку зникнення напруги на шинах споживачів з будь-якої причини, у тому числі при аварійному, помилковому або мимовільному вимкненні вимикачів робочого джерела живлення, а також при зникненні напруги на шинах, від яких здійснюється живлення робочого джерела. Увімкнення резервного джерела живлення іноді допускається також при к.з. на шинах споживача. Однак дуже часто схема АВР блокується, наприклад, при роботі дугового захисту в комплектних розподільчих злагодах. При роботі максимального струмового захисту на живильні шини НН трансформаторах замість АВР краще застосовувати АПВ. Тому на стороні НН (СН) понижуючих трансформаторів підстанцій приймається комбінація АПВ-АВР. При вимкненні трансформатора його захистом від внутрішніх ушкоджень, працює АВР, а при вимкненні вводу його захистом - АПВ. Такий розподіл запобігає посадці напруги а іноді й ушкодження секції, від якої здійснюється резервування; для того щоб зменшити тривалість перерви живлення споживачів, увімкнення резервного джерела живлення повинно здійснюватись якомога швидше, відразу ж після вимкнення робочого джерела; дія АВР повинна бути однократною для того, щоб не допускати декількох включень резервного джерела на стійке к.з.; схема АВР не повинна приходити в дію до вимкнення вимикача робочого джерела для того, щоб уникнути увімкнення резервного джерела на к.з. у робочому джерелі, що не відключилося. Виконання цієї вимоги виключає також можливе в окремих випадках несинхронне увімкнення двох джерел живлення; для того щоб схема АВР діяла при зникненні напруги на шинах, що живлять робоче джерело, коли його вимикач залишається увімкненим, схема АВР повинна доповнюватися спеціальним пусковим органом мінімальної напруги; для прискорення вимкнення резервного джерела живлення при його увімкненні на стійке к.з. повинне передбачатися прискорення дії захисту резервного джерела після АВР. Це особливо важливо в тих випадках, коли споживачі, що втратили живлення, підключаються до іншого джерелу, що несе навантаження. Швидке вимкнення к.з. при цьому необхідне, щоб запобігти порушення нормально!' роботи споживачів, підключених до резервного джерела живлення. Прискорений захист звичайно діє по колу прискорення без витримки часу. В установках власних потреб, а також на підстанціях, що живлять велику кількість електродвигунів, прискорення здійснюється до 0,5 с. Таке уповільнення прискореного захисту необхідно, щоб запобігти її неправильне спрацьовування у випадку короткочасного замикання контактів струмових реле в момент увімкнення вимикача під дією поштовху струму, обумовленого зміщенням по фазі між напругою енергосистеми і загасаючої е.р.с. електродвигунів, що гальмуються, що може досягати°180 . 10.3. АВТОМАТИЧНЕ ЧАСТОТНЕ РОЗВАНТАЖЕННЯ (АЧР) 10.3.1. Призначення й основні принципи виконання АЧР Поки в енергосистемі мається обертовий резерв активної потужності, системи регулювання частоти і потужності повинні підтримувати заданий рівень частоти. Після того як обертовий резерв буде вичерпаний, дефіцит активної потужності, викликаний вимкненням частини генераторів або увімкненням нових споживачів, спричинить за собою зниження частоти в енергосистемі. Сучасні потужні енергоблоки теплових і атомних електричних станцій, що складають основу енергетики України мають малий діапазон регулювання активної потужності, що не дозволяє виконати надійне регулювання частоти й активної потужності в необхідному діапазоні. Тому найчастіше застосовують ручне регулювання частоти. Таке регулювання части полягає в пуску й зупинці блоків і тому потужність міняється ступінчато, створюючи або дефіцит або надлишок активної потужності. При паралельній роботі з Росією й іншими країнами СНД, вдається втримати частоту близької до номінальної за рахунок того, що по лініях електропередач протікає зрівнювальний перетік потужності, що покриває її надлишок або дефіцит. Але у випадках відділення України від Росії або відділенні окремого вузла в енергосистемі України виникає дефіцит потужності, що не може бути покритий за рахунок обертового резерву. Невелике зниження частоти, на десяті герца, не представляє небезпеки для нормальної роботи енергосистеми, хоча і спричиняє погіршення економічних показників. Зниження ж частоти більш ніж на 1–2 Гц представляє серйозну небезпеку і може привести до повного розладу роботи енергосистеми. Це в першу чергу визначається тим, що при зниженні частоти знижується швидкість обертання електродвигунів, а отже, знижується і продуктивність приводимих ними механізмів власних потреб теплових електростанцій. Внаслідок зниження продуктивності механізмів власних потреб різко зменшується потужність теплових електростанцій, особливо електростанцій з турбінами високого тиску, що спричиняє подальше зниження частоти в енергосистемі. Це стосується також і атомних електростанцій. Таким чином, відбувається лавиноподібний процес – "лавина частоти", що може привести до повного розладу роботи енергосистеми. Слід також зазначити, що сучасні великі парові турбіни не можуть довготривало працювати при низькій частоті через небезпеку ушкодження їхніх робочих лопаток. Справа в тім, що кожен ряд лопаток має власну частоту резонансу, усі групи лопаток мають різні розміри і конструкторам турбін приходиться довго займатися тим, щоб вивести всі групи лопаток з резонансу при частоті обертання близької до номінальної. Якщо та або інша група лопаток турбіни потрапить у резонанс, вона може бути через якийсь час ушкоджена. Зона, вільна від резонансів складає 1-2 Гц і недопустима тривала робота системи при частотах, які виходять за цей діапазон. Процес зниження частоти в енергосистемі супроводжується також зниженням напруги, що відбувається внаслідок зменшення частоти обертання збудників, розташованих на одному валові з основними генераторами. Якщо регулятори збудження генераторів і синхронних компенсаторів не можуть втримати напругу, то також може виникнути лавиноподібний процес - "лавина напруги", тому що зниження напруги супроводжується збільшенням споживання реактивної потужності, що ще більш ускладнює стан енергосистеми. Аварійне зниження частоти в енергосистемі, викликане раптовим виникненням значного дефіциту активної потужності, протікає дуже швидко, протягом декількох секунд. Тому черговий персонал не встигає прийняти яких-небудь мір. Тому ліквідація аварійного режиму повинна покладатися на пристрої автоматики. Для запобігання розвитку аварії повинні бути негайно мобілізовані усі резерви активної потужності, які є на електростанціях. Всі обертові агрегати завантажуються до межі з обліком допустимих короткочасних перевантажень. Оскільки обертовий резерв невеликий, він не може покрити великий дефіцит потужності, що виник у вузлі. При відсутності обертового резерву єдино можливим способом відновлення частоти є вимкнення частини найменш відповідальних споживачів. Це і здійснюється за допомогою спеціальних пристроїв - автоматів частотного розвантаження(АЧР), що спрацьовують при небезпечному зниженні частоти. Слід зазначити, що дія АЧР завжди зв'язана з визначеним збитком, оскільки вимкнення ліній, що живлять електроенергією промислові підприємства, сільскогосподарські та інші споживачі, спричиняє недовиробіток продукції, появу браку тощо. Незважаючи на це АЧР широко використовується в енергосистемі як засіб запобігання значно великих збитків через повний розлад роботи енергосистеми, якщо не будуть прийняті термінові заходи для ліквідації дефіциту активної потужності. Глибина зниження частоти залежить не тільки від дефіциту потужності в перший момент аварії, але і від характеру навантаження. Споживання потужності одною групою споживачів, до якої відносяться електроосвітлювальні прилади й інші установки, що мають чисто активне навантаження, не залежить від частоти і при її зниженні залишається постійним. Споживання ж іншої групи споживачів – електродвигунів змінного струму при зменшенні частоти знижується. Чим більше в енергосистемі частка навантаження першої групи, тим більше понизиться частота при виникненні дефіциту активної потужності. Навантаження споживачів другої групи буде до деякої міри згладжувати ефект зниження частоти, оскільки одночасно буде зменшуватися споживання потужності електродвигунами. Зменшення потужності, споживаною навантаженням при зниженні частоти, або, як говорять, регулюючий ефект навантаження, характеризується коефіцієнтом кнав, який визначається співвідношенням  Коефіцієнт регулюючого ефекту навантаження показує, на скільки відсотків зменшується споживання навантаженням активної потужності на кожен відсоток зниження частоти. Значения коефіцієнта регулюючого ефекту навантаження повинне визначатися спеціальними випробуваннями і приймається при розрахунках рівним 2,5-4. Пристрої АЧР повинні встановлюватися там, де можливе виникнення значного дефіциту активної потужності у всій енергосистемі або в окремих її районах, а потужність споживачів, що вимикаються при спрацьовуванні АЧР, повинна бути достатньою для запобігання зниження частоти, що загрожує порушенням роботи механізмів власних потреб електростанцій, що може викликати лавину частоти. Пристрої АЧР повинні виконуватися з таким розрахунком, щоб була цілком виключена можливість навіть короткочасного зниження частоти нижче 45 Гц, час роботи з частотою нижче 47 Гц не перевищувало 20 с, а з частотою нижче 48,5 Гц-60 с. Припустимий час зниження частоти нижче 49 Гц за умовами роботи АЕС дорівнює 2 хвилини. При виконанні АЧР необхідно враховувати всі реально можливі випадки аварійних відключень потужності, що генерує, і поділу енергосистеми або енергооб’єднання на частини, у яких може виникнути дефіцит активної потужності. Чим більший дефіцит потужності може виникнути, тим на більшу потужність повинно бути відключено споживачів. Для того щоб сумарна потужність навантаження споживачів, що вимикаються дією АЧР, хоча б приблизно відповідала дефіцитові активної потужності, яка виникла при даній аварії, АЧР, як правило, виконується багатоступінчастою, в декілька черг, що відрізняються уставками по частоті спрацьовування. |