РГО
А1
3РУ
5 6
4РПО
3 4
РП
2-95
01
(
бел)
2 1
3
I
1 2
U
РП
0
2
4С
3С
Цепи газовой защиты
ПР
4 3
2 К бат. 12 В
Преобразов атель = 12 В = 400 В
Р
9 7
4 6
5 1
U
4РПО
2-91 2-111 4РПВ
U
1 4
U
1 1
13 12
41
2-94
4КЗ
4КЗ
В приводе 4 КЗ
44
УЗ
2 7
8 Реле повторители положения короткозам ыкателя
Зарядное устройство 2-76 Цепи отключения отделителя
8ОД
Цепи включения короткозам ыка-теля
+
-
2 1
1БК
4 5
6
БР
1 2
БР
7 8
БР
9 10
БР
3 4
БР
U
14РП
7 5
14С
4КЗ
РТБ1
6
4
4Е
2-108 КР 6
1 5
1 3
2 КР КР КР 1
Л
С
2-82 2-84 2
1
2БК
4 1
2
14РП
2-80
9
8ЭО
I
17РУ
6 5
2-85 К 3
4
РПО1
В приводе короткозамыкателя
2 1
3БК
4
4ЭВ
В приводе отделителя ОД 2
1РП
1 2
2РП
2-79 3-42
1
1
7
2 Т 3-30 3-29 2-89
1РЭ
6 4
1РП
6 4
2РП
В ячейке ВВ-10-1Т
А421
B421
1
ТТb
И1
И2
1
ТТa
И1
И2
С421
1
ТТc
И1
И2
1
ТТb
И1
И2
1
ТТa
И1
И2
1
ТТc
И1
И2
А411
В411
С411
С423
А425
В423
В424 1-8 ВАС 8
РП
I
2 8
1РТП
I
2 8
РТР
В426
В427
В428
I
2 8
В429
3РТ
I
2 РТА 8
2РТ
С427
I
8 1
4
I
1РП-Тр
2РП-Тр
I
1 7
I
2 8
РВ-Тр
РВ-Тр
А428
С428
А42_
С426
I
3 7
РТЗТ
I
2 5
РТЗТ
3ТТС
И1
И2
3ТТА
И1
И2 9
9 8
1 4
3
1ДЗТ
3
ДЗТ
Диф. защита,
МТЗ на стороне
110 кВ
Защита от перегрузки
2РТП
C1
I
РВ-
Тр
1 3
1РТ
РВ-R
РВ-C
I
РВ-Тр
1РТ
РВ-R
РВ-C
1 РТ 3
3РТ
(9)29
30
РВ
37
5 7
РУ (МТЗ-110)
РВ
I
1РП-Тр
I
2РП-Тр
1РП-С
2РП-С
1РП-Д
2РП-Д
12 14
I
5 3
1РП
U
1РП
5 3
2РП
U
2РП
5 7
5 7
5 Н 4
4РПВ
1РУ
I
2 Вторичные цепи
МТЗ и дифференциальной защит
Аварийное отключение
ОД-110 при отказе
КЗ
Фильтр нулевой последовательности и1
и2
I
8 2
РТБ
I
БРО
Токовые цепи блокировки и отключения ОД РТ В схему регулир. напряжения
РТР
3-35 3-34 Цепи отключения ввода от
МТЗ-10 6
2 9
9 8
1 4
3 6
2
Wp
W
ур2
W
ур1
W
т
Wp
W
ур2
W
ур1
W
т
9 9
8 1
4 3
2ДЗТ
6 2
Wp
W
ур2
W
ур1
W
т
I
2 8
9 10
РП
2-99
В схему ВВ-10-1
(откл. ВВ от газ.защиты)
11
АВ
Автомат
11
АВ
2-72
А1
(
бел)
1ДЗТ
2ДЗТ
3ДЗТ
14РП
26
Л, 2ЛС
Лампа сигнальная
РНЦ-220/10
220 В, 10 Вт 27 28 29
ПР
Преобразователь
1 30 14
С
Резистор
МЛТ-2 4,3 кОм 31 2
СН, 3СН
Резистор
ПЭ-150 620 Ом 32
С
Резистор
ПЭ-25 2200 Ом 33 С, 4С
Резистор
ПЭ-75 620 Ом 34 4
Е
Конденсатор
МБГО
400 В, 20 мкФ 1
БК – 3БК
Блок конденсаторов
БК-402 400 В, 80 мкФ
3
№
п.п.
Обозначение
Наименование
Тип
Технич. хар-ка
Кол-во
Примечание
1
РТ
Реле тока
РТ-40 1
2 РТ, РТ, 3РТ
Реле тока
РТ-40/6 3
3
РТБ1
Реле тока
РТ-40/2 1
4
РТР
Реле тока
РТ-40 1
5 1
РТП
Реле тока
РТ-40/2 1
6
РП
Реле промежуточное
РП-25
220 В 7
1
РП, 2РП
Реле промежуточное
РП-321 2
8 14
РП
Реле промежуточное
РП-251
= 220 В 9
4
РПВ
Реле промежуточное
РП-12
220 В 10
РВ
Реле времени
РВМ-12 1
11 1
РТН, 2РТН, 3РТН
Реле дифференциальное токовое
ДЗТ-11 3
12
РУ, 1РУ
Реле указательное
РУ-21У/0,05 0,05 АРУ, 9РУ, 12РУ, 15РУ
Реле указательное
РУ-21У/0,15 0,15 АРУ, 17РУ
Реле указательное
РУ-21У/0,25 0,25 А 4
РПО
Реле промежуточное
РП-256
220 В 15
УЗ
Зарядное устройство
УЗ-401 1
16 Н, 2Н
Накладка контактная
НКР-3 2
17 18 2
А
Амперметр
Э378П
1
Р
Перекидной рубильник 19 20
БР
Блок испытательный
БИ-6 1
ВТ
Выключатель
Н-9 220 В, 5 А 21
КР
Переключатель
ПМОВ-222222/1Д6 1
22 8
К
Кнопка
КМЕ-1111
Исп. 1 1
23 24
ЛО1
Патрон подвесной
В
1
Арм. сигн. лампы с белой линзой
АС-220 220 В Поясняющая схема
2
ТТ
1
ТТ
3
ТТ
4
ЭВ
8
БРО
4
КЗ
8
ОД
8
ЭО
ЭООД
3
ТТ
4
ТТ
Л1
Л1
Л2
Л2
В шкафу ввода 10 кВ
5
ТТ
1
В
1РЭ
Шины 10 кВ
1
ШС
ШЗА
1
ШС
12
РУ
2 1
6 4
8
РУ
2 1
6 4
15
РУ
2 1
6 4
9
РУ
2 1
6 4
1 3
5 7
1 3
У3
4РПВ
КТ
1РТП
907
901
951
409
7
0
9
Шинки
Неисправность зарядного устройства
Перегрев масла тр-ра
Действие газовой защиты на сигнал
РСГ
3РУ
3 Газовое реле
Термореле
Лампа
“Блинкер не поднят 3
РУ
5 3
1РУ
5 3
8РУ
5 3
8РУ
5 3
12РУ
5 3
15РУ
5 3
17РУ
2ЛС
981
Рис.26. Принципиальная схема ДЗТ.
61 Выбор уставок релейной защиты трансформаторов. Порядок выбор уставок срабатывания ДЗТ .[13]
1. Определяются первичные номинальные токи на сторонах трансформатора ( ном ином) и коэффициенты трансформации трансформаторов тока
5 ном, (23)
5 ном, (24)
2. Определяются вторичные номинальные токи в плечах дифференциальной защиты
1
)
3
(
1 12
*
T
сх
ном
n
k
I
i
, (25)
2 ном, (26) по большему значению принимается основная сторона дифференциальной защиты, и все расчеты приводятся к основной стороне.
3. Выбирается ток срабатывания защиты из условия отстройки а) от броска тока намагничивания
.тр
ном
Н
СЗ
I
k
I
, Ан для реле серии РНТ, н = 1,2÷1,5 для реле ДЗТ-11 [13]. бот максимального тока небаланса
.макс
нб
Н
СЗ
I
k
I
, А (28) где : н = 1,3 для типа РНТ
нб
нб
нб
макс
нб
I
I
I
I
, А (29)
62
нб
I
обусловлена погрешностью (токов намагничивания) трансформаторов тока, питающих дифференциальную защиту
)
3
(
макс
кз
i
одн
а
нб
I
f
k
k
I
, (30) где
- k
одн
- коэффициент, учитывающий однотипность трансформаторов тока
(k
одн
= 0,5÷1,0);
-
f
i
– коэффициент, учитывающий
10% погрешность трансформаторов тока, f
i
= 0,1: а- коэффициент, учитывающий переходный режима для реле с БНТ.
)
3
(
макс
кз
I
- максимальное значение тока короткого замыкания за трансформатором, приведенное к основной стороне трансформатора.
нб
I
обусловлена регулированием напряжения защищаемого трансформатора
)
3
(
100
макс
кз
нб
I
N
I
, (31) где ± Δ N – полный диапазон регулирования напряжения силового трансформатора.
нб
I
обусловлена неточностью установки на коммутаторе реле Т (ДЗТ) расчетного целого числа витков уравнительных обмоток
)
3
(
1 1
1
макс
кз
расч
расч
нб
I
w
w
w
I
, (32) где w
1расч
. , w
1
- соответственно расчетное и установленное число витков обмоток РНТ для неосновной стороны.
63 На первом этапе расчета уставки дифференциальной защиты
нб
I
не учитывается, те.
)
(
нб
нб
Н
СЗ
I
I
k
I
, (33) За расчетную величину тока срабатывания защиты принимается большее значение.
4. Производится предварительная проверка чувствительности дифференциальной защиты силового трансформатора при повреждениях в зоне ее действия при двухфазном коротком замыкании и минимальном режиме работы энергосистемы
СЗ
мин
кз
Ч
I
I
К
, (34) где
.мин
кз
I
- минимально возможное значение тока короткого замыкания двухфазное в зоне защиты. Если коэффициент чувствительности больше двух (К
Ч
≥ 2), то расчет можно продолжать. Если К
Ч
< 2, то требуется уточнение диапазона регулирования напряжения и реальной (действительной) нагрузки силового трансформатора.
5. Определяется ток срабатывания реле, отнесенный к стороне с большим током в плече (основной стороне.
СХ
Т
СЗ
СР
k
n
I
I
)
3
(
, (35)
6. Определяется расчетное число витков обмотки реле основной стороне
СР
СР
РАСЧ
ОСН
I
F
w
, (36) где Р- м.д.с. срабатывания реле. Принимается Р = 100 ампер-витков. Полученное число витков округляется до ближайшего меньшего числа витков, которое можно установить на реле РНТ. Выбирается обмотка реле, на
64 которой будет выставлено данное число витков. Полученное число витков обозначаем как ОСН. Определяется число витков обмотки неосновной стороны номномОСНРАСЧНЕОСНiiww2 1 * , (37) где ном - вторичный номинальный ток основной стороны ном - вторичный номинальный ток другого плеча защиты. 8. Определяется ток небаланса с учетом нбI9. Повторно определяется первичный ток срабатывания защиты и вторичный ток срабатывания реле. Если IСЗ, окажется больше полученного ранее, то нужно принять новое значение числа витков дифференциальной обмотки (ОСН, ближайшее меньшее от расчетного. Затем дальнейший расчет повторяется. 10. После повторно найденных чисел витков дифференциальной и уравнительных обмоток проверяется чувствительность защиты. Порядок выбор уставок срабатывания МТЗ. Подробный порядок выбора уставок срабатывания МТЗ и ТО силовых трансформаторов приведен в [13]. Электроавтоматика силовых трансформаторов. На силовых трансформаторах снабженных устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) устанавливают блок управления. Привод имеет обычно 19 ступеней регулирования и следующие блокировки конечные, электрическую и механическую,
65 автоматическое прохождение промежуточных положений, переключение только на одну ступень при длительно включенном ключе (нажатой кнопке, электродвигателя при использовании ручного привода, отключение автомата питания при обратном чередовании фаз питающего напряжения. На рисунке 27 показан регулятор напряжения микропроцессорный типа
РНМ-1 , который предназначен для управления электроприводами РПН при автоматическом регулировании коэффициента трансформации силовых трансформаторов. Режим регулирования РПН устанавливается ключом КР Ключ режима
РПН-1Т», который имеет три положения Автоматическое, Дистанционное (вручную персоналом, Отключено. При включении питания происходит тестирование работоспособности регулятора. При успешном прохождении тестов включается реле Отказ
РНМ», нормально замкнутые контакты размыкаются, сигнал Отказ РНМ» снимается. Циклически считываются данные с АЦП, вычисляются действующие значения токов и напряжений. Проверяется состояние дискретных входов. Наличие любого сигнала внешней блокировки («Вн. блокировка, Ток. Блокировка, Блокировка по t
o
») запрещает формирование команд Прибавить и Убавить, включается светодиод Блокировка. При снятии сигналов внешней блокировки гаснет светодиод Блокировка, разрешается регулирование. Если обнаружен сигнал от нижнего концевого выключателя (на входе Запрет убавить, то запрещается выдача команды Убавить, включается светодиод Блокировка. При снятии сигнала от концевого выключателя гаснет светодиод Блокировка.
66 Если обнаружен сигнал от верхнего концевого выключателя (на входе Запрет прибавить, то запрещается выдача команды Прибавить, включается светодиод Блокировка. При одновременном наличии сигналов на дискретных входах Запрет прибавить и Запрет убавить регулировка напряжения полностью запрещается, горит светодиод Блокировка и светодиод Отказ ПМ», включается реле Отказ ПМ» и Сигнализация, на индикатор в нижней строке поочередно выводится сообщение Запрет убавить и Запрет прибавить. Регулятор деблокируется, когда будут сняты оба сигнала. Рисунок 28. Блок автоматического регулирования положения РПН трансформатора. При одновременном наличии сигналов на дискретных входах Запрет прибавить и Запрет убавить регулировка напряжения полностью запрещается, горит светодиод Блокировка и светодиод Отказ ПМ», включается реле Отказ ПМ» и Сигнализация, на индикатор в нижней строке поочередно выводится сообщение Запрет убавить и Запрет прибавить. Регулятор деблокируется, когда будут сняты оба сигнала. При отсутствии сигнала на входе «Ручн./Автомат» регулятор переходит в режим внешнего регулирования, включается светодиод Блокировка.
67 Контрольные вопросы
1. Назовите основные виды повреждений трансформаторов.
2. Назовите основные виды анормальных режимов работы трансформаторов.
3. Каковы основные принципы работы газовой защиты ?
4. . Каковы основные принципы работы дифференциальной защиты трансформаторов ?
68 Глава 9. Однофазные короткие замыкания в сети 6-35 кВ. Однофазные замыкания на землю (ОЗЗ) составляют около 70% всех повреждений на оборудование электросетей. В соответствии с Правилами технической эксплуатации при возникновении однофазного замыкания на землю в электрических сетях 6-35 кВ устройства релейной защиты должны действовать или на отключение оборудования или на сигнал. На предприятиях с особыми условиями труда и повышенным риском повреждения оборудования и поражения людей действием электрического тока защита от ОЗЗ действует на отключение с минимальной выдержкой времени. В зависимости от режима работы электрической сети 6-35 кВ работа защит от ОЗЗ выполняется на разных принципах. Режим работы электрической сети с изолированной нейтралью. При возникновении ОЗЗ путь для тока повреждения возможен только через распределенную емкость «фаза-земля» линии электропередач (рисунок
29). Величина тока ОЗЗ зависит от размеров сети, параметров оборудования, ноне превышает 500 А. Для распредсетей величина тока ОЗЗ составляет обычно 20 – 30 А. Такие сети называют сетями с малыми токами замыкания на землю. Особенностью данного режима является, как правило, неустойчивый характер повреждения. Поэтому величина тока ОЗЗ может изменяться во времени, форма кривой тока иметь несинусоидальный характер. Все это препятствует созданию абсолютно надежной защиты ОЗЗ.
69 А В С
В1
В2
ОЗЗ
I
Σозз
I
Σозз
I
С неповр.фазы
I
С неповр.фазы
С
фаза-земля
С
фаза-земля
РТ-40
В1
Кабельная разделка
ТТНП
Узел А
Узел А
Рис.29. Режим работы электрической сети с изолированной нейтралью. При ОЗЗ напряжение на здоровых фазах может достигать значений линейного напряжения и на обмотке разомкнутого треугольника появляется напряжение нулевой последовательности 3U0 (рисунок 30). При повреждении на фазе С (рисунок 29) вектор напряжения фазы С уменьшится до нуля при чисто металлическом коротком замыкании, а напряжение двух фаз Аи В достигнет величины линейного
√3𝑈
н
Величина напряжения нулевой последовательности
3𝑈
0
= ф
А
=1.73*U
Ф
U’
В
=1.73*U
Ф
U’
А
=1.73*U
Ф
U’
В
=1.73*U
Ф
Рис.30. Векторная диаграмма напряжений при ОЗЗ в сети с изолированной нейтралью.
70 Устройство защиты от ОЗЗ подключаются через трансформатор тока нулевой последовательности ТТНП. Для воздушных линий для подключения защиты требуется кабельная вставка. Значение суммарного тока емкостного тока IΣОЗЗ(А) сети ориентировочно определяется по формулам для кабельной сети 6-10 кВ - 𝐼 𝛴ОЗЗ = 𝑈 н ∗𝑙 𝛴 10 , (38) для воздушной сети - 𝐼 𝛴ОЗЗ = 𝑈 н ∗𝑙 𝛴 350 , (39) где н номинальное напряжение сети, кВ lΣ– суммарная длина линий, км. Для воздушных ВЛ-35 кВ применяют формулу 𝐼 𝛴ОЗЗ = 2,7 ∗ н 𝑙 𝛴 ∗ 10 −3 , А При наличии в сети высоковольтных двигателей необходимо учитывать емкостной ток от них при ОЗЗ:
𝐼
дв.с.
≈ 𝑘 ∗ 𝑆
дв.н.
, А (41) где k – коэффициент - для н 6 кВ – 0,017; для 10 кВ – 0,03;
S
дв.н.
– номинальная мощность двигателя, МВА. В соответствии с Правилами [1] в режиме с изолированной нейтралью допускается суммарный ток ОЗЗ:
1. 6 кВ – 30;
2. 10 кВ – 20 А
3. 35 кВ – 10 А. В режиме работы сети с изолированной нейтралью используются следующие принципы работы устройств релейной защиты от ОЗЗ:
1. Измерение напряжения нулевой последовательности 3U0 в обмотке разомкнутого треугольника трансформатора напряжения
71 Напряжение 3U0 в нормальном режиме составляет около 1-3 В -
небаланс. Уставку реле напряжения (РН-53/60Д), контролирующего напряжение 3U0 выставляют 15 В. Главный недостаток данного принципа работы защиты от ОЗЗ – неселективная работа – невозможно определить поврежденную
ВЛ КЛ.
2. Измерение тока нулевой последовательности 3I0 промышленной частоты 50 Гц. Данный принцип иногда дополняют контролем напряжения мощности нулевой последовательности Для обеспечения селективности уставку токового реле (РТ) принимают из условия [13]:
𝐼
сз
≥ 𝑘
н
𝑘
бр
𝐼
с.фид.макс.
, А (42) где н коэффициент надежности. Принимает равным 1,2;
k
бр.
– коэффициент, учитывающий бросок тока в момент возникновения ОЗЗ. Принимается равным 3 – 5. Если принимается другой тип реле k
бр. , то его значение указывается в его технической документации.
I
с.фид.макс.
– максимальный, емкостной ток фидера при внешнем ОЗЗ. Коэффициент чувствительности определяется по формуле
𝑘
ч
=
𝐼
𝛴ОЗЗ
𝐼
сз
, (43) и должен быть порядка 1.5 – 2.
3. Измерение переходных токов и напряжений нулевой последовательности. При превышении значений токов ОЗЗ выше допустимых, требуется применение режима компенсированной
(резонансно-заземленной) нейтралью.
72 Режим работы электрической сети скомпенсированной
(резонансно-заземленной) нейтралью. Схема сети скомпенсированной нейтралью показана на рисунке 31. А В С
В1
В2
ОЗЗ
I
Σозз
I
L
I
С неповр.фазы
I
С неповр.фазы
С
фаза-земля
С
фаза-земля
ДГР
Тр
Рис. 31. Режим скомпенсированной нейтралью сети 6-10 кВ.
Дугогасящий реактор
ДГР с изменяемой, регулируемой индуктивностью обеспечивает равенство I
ΣОЗЗ
= I
L
при возникновении ОЗЗ. Теоретически суммарный ток в поврежденном фидере может отсутствовать. По этой причине защиту с измерением 3I0 частотой 50 Гц использовать нельзя. Применяют принцип измерения высокочастотных составляющих в токе 3I0. Автоматика управления ДГР и его привод сложны и не всегда обеспечивают резонансную настройку при ОЗЗ. Получает распространение режим с резистивной нейтралью сети. Расчетная мощность ДГР:
𝑄
расч
= 𝐼
𝛴ОЗЗ
𝑈
н
√3
, кВАр (44) Режим с заземлением нейтрали через резистор.
73 Режим с заземлением нейтрали через резистор показан на рисунке 32. Сопротивление R (активное) составляет 100 Ом для 6 кВ и 150 Ом – для 10 кВ. мощность рассеивания R должна обеспечивать допустимый ток 40 А в течение 1,5 секунд или 5 А в течение 1 часа. Подбор резистора, обеспечивающего ток ОЗЗ порядка 35 А, позволяет выполнить защиту от ОЗЗ с высокой чувствительностью. Для уменьшения значений токов ОЗЗ до 2-7 А иногда выбирают сопротивление резистора большим 100 Ом (высокоомное заземление. А В С
В1
В2
ОЗЗ
I
Σозз
I
С неповр.фазы
I
С неповр.фазы
С
фаза-земля
С
фаза-земля
R
Тр
I
R
Рис.32. Режим сети с резистивной нейтралью. Контрольные вопросы
1. Поясните режим работы электрической сети с изолированной нейтралью.
2. Поясните режим работы электрической сети скомпенсированной нейтралью.
3. Поясните режим с заземлением нейтрали через резистор.
74 Глава 10. Применение цифровых технологий в устройствах релейной защиты Цифровыми реле принято называть устройства релейной защиты и автоматики, в основу которых положена цифровая обработка входящих аналоговых сигналов. Алгоритмы и принципы работы устройств релейной защиты, типы защит с появлением и неуклонных ростом применения цифровых устройств, практически не изменились. Главным преимуществом цифровых устройств релейной защиты является возможность интегрирования их в автоматические системы управления технологическими процессами на энергетических объектах (АСУ ТП). Чаще всего кроме функции непосредственно релейной защиты цифровое устройство выполняет роль автоматики управления коммутационным аппаратом (выключателем, поэтому в литературе встречается термин – терминал релейной защиты. Любое цифровое устройство, как правило, состоит из следующих блоков [17]: Входных преобразователей, где обеспечивается гальваническая развязка внутренних цепей устройства от вторичных цепей датчиков первичной информации (трансформаторов тока и напряжения) , оперативных цепей и цепей сигнализации. Также во входных преобразователях выполняется ряд других задач фильтрация входных сигналов, обеспечение помехозащищенности Блока аналого-цифрового преобразователя, которые состоит из мультиплексора (коммутатора входных сигналов) и непосредственно самого аналого-цифрового преобразователя АЦП. АЦП формирует из мгновенного значения аналоговой входной величины соответствующую ей цифровую величину Выходных блоков. Здесь формируется в зависимости от заложенного алгоритма управляющий импульс в виде дискретного сигнала. Выходной блок также служит для гальванической развязки цепей самого блока от
75 внешних устройств релейной защиты (например устройства управления коммутационным аппаратом Блока питания, дисплея и клавиатуры, устройств связи. В реальных условиях передачи электроэнергии возникают искажения синусоидальной формы тока и напряжения. Главной причиной возникновения искажений являются нелинейные элементы в системе электропередачи. Возникает необходимость правильного измерения и обработки входного сигнала, поступающего на устройство релейной защиты. Согласно теореме Фурье любая несинусоидальная периодическая изменяющаяся величина в общем случае представляет собой сумму постоянной величины (не изменяющейся во времени) и бесконечного ряда синусоидальных величин с кратными частотами (гармониками.
𝑥 = 𝑓(𝑤𝑡) = 𝐴
0
+ 𝐴
1
sin(𝑤𝑡 + 𝜑
1
) + 𝐴
2
sin(𝑤𝑡 + 𝜑
2
) + 𝐴
3
sin(𝑤𝑡 + 𝜑
3
) + ⋯ где
A
i
– амплитуда соответствующей гармоники
φ
i
– начальная фаза соответствующей гармоники. В энергетике обычно рассматривают гармоники, не выше тринадцатой, что соответствует 650 Гц. Наличие помех, апериодической составляющей в сигнале делает задачу описания физического процесса сложной, и приемлемой погрешностью удается только с помощью совокупности элементарных математических функций. Замена непрерывного реального сигнала его мгновенными значениями в отдельные моменты времени (дискретизация) также вносит погрешность при определении параметров сигнала. Возможность представления сигнала отдельными его выборками была доказана Котельниковым В.А. [18] Теорема, названная его именем, звучит так наивысшая частота в спектре функции x(t) меньше значения f
max
. то функция x(t) полностью определяется последовательностью своих значений в
76 моменты времени, отстоящие друг от друга на интервале не более чем на
Δt=π/w
max
=0.5 Тогда функция x(t) может быть представлена рядом
𝑥(𝑡) = ∑ 𝑥(𝑛 ∗ ∆𝑡)
sin [𝑤
𝑚𝑎𝑥
∗ (𝑡 − 𝑛∆𝑡)]
𝑤
𝑚𝑎𝑥
(𝑡 − 𝑛∆𝑡)
∞
𝑛=−∞
, где w
max
=2πf
max
. В устройствах релейной защиты основным требованием к ним является быстродействие. Вычислительные ресурсы также ограничены объемом памяти, производительностью процессора. Поэтому пользуются понятием окно наблюдения, принимается что длительность сигнала конечна и равна сиг. Тогда количество выборок можно ограничить числом N = сиг называется базой сигнала. Если , как говорилось выше, f
max
=650 Гц, то N будет равно 4082. Производители устройств релейной защиты за основу принимают частоту основной гармоники 50 Гц и ограничивают количество выборок 2000. Диапазон измеряемой величины и заданная точность определяет необходимую разрядность АЦП. В современных устройствах должна быть не менее 12, что обеспечивает точность измерения 3-5%. Ряд Фурье можно записать в тригонометрической форме
𝑥(𝑡) =
𝑎
0 2
+ ∑ 𝑎
𝑘
cos (𝑘𝑤
0
𝑡) + ∑ 𝑏
𝑘
sin(𝑘𝑤
0
𝑡) где
k=1, 2, 3… - номер гармоники
w
0
=2π/T
0
– основная гармоника.
a
k
, b
k
– весовые коэффициенты при гармониках. Определяются по выражениям
𝑎
0
=
1
𝑇
0
∫
𝑥(𝑡)𝑑𝑡,
𝑡+𝑇
0
𝑡
𝑎
𝑘
=
1
𝑇
0
∫
𝑥(𝑡)cos (𝑘𝑤
0
𝑡)𝑑𝑡,
𝑡+𝑇
0
𝑡
77 Через весовые коэффициенты определяются
- уровень постоянной составляющей -
𝐴
𝑜
=
𝑎
0 2
,
- амплитуда гармоник -
𝐴
𝑘
= √(𝑎
𝑘
2
+ 𝑏
𝑘
2
),
- начальную фазу
𝑡𝑔(𝜑
𝑘
) При фиксированном числе выборок N на периоде сигнала T0 весовые коэффициенты могут быть вычислены по формулам
𝑎
0
=
1
𝑁
∑ 𝑥
𝑛,
𝑁−1
𝑛=0
𝑎
𝑘
=
2
𝑁
∑ 𝑥
𝑛
∗ cos (𝑘 ∗ 2𝜋 ∗
𝑛
𝑁
) ,
𝑁−1
𝑛=0
𝑏
𝑘
=
2
𝑁
∑ 𝑥
𝑛
∗ sin (𝑘 ∗ 2𝜋 ∗
𝑛
𝑁
) Значение величин периода равно
𝑇
0
=
1
𝑓
=
2𝜋
𝑤
0
, а временной интервал между выборками
∆𝑡 Необходимо учитывать, что приведенные выше выражения будут некорректными при фиксированной частоте выборок и изменяющейся частоте измеряемого сигнала. Поэтому в современных устройствах релейной защиты применяются и другие формы обработки сигнала быстрое преобразование Фурье, преобразования Лапласа, разложение сигнала на прямоугольные функции функции Уолша), вейвлет-преобразование [5,6]. Так как, чаще система передачи электроэнергии является трехфазной, необходимо знать значение токов и напряжений в каждой фазе, которые обрабатываются в устройстве релейной защите в соответствии с заданным алгоритмом. Но существуют и другие методы представления трехфазной
78 системы. Один из них, наиболее широко используемый, метод симметричных составляющих. Значения величин симметричных составляющих, полученных данным методом, в устройствах релейной защиты чаще используются для определения вида повреждения в системе. Суть метода состоит в следующею любую сколь угодно несимметричную трехфазную систему векторов можно представить в виде суммы трех симметричных систем прямой, обратной, нулевой. Фазные величины и симметричные составляющие этих величин связаны соотношениями, что позволяет легко переходить из одной системы координат в другую и обратно
𝐼
𝐴
⃗⃗⃗ = 𝐼
𝑎1
⃗⃗⃗⃗⃗ + 𝐼
𝑎2
⃗⃗⃗⃗⃗ + 𝐼
𝑎0
⃗⃗⃗⃗⃗ ;
𝐼
𝐵
⃗⃗⃗ = 𝑎
2
𝐼
𝑎1
⃗⃗⃗⃗⃗ + 𝑎𝐼
𝑎2
⃗⃗⃗⃗⃗ + 𝐼
𝑎0
⃗⃗⃗⃗⃗ ;
𝐼
𝐶
⃗⃗⃗ = 𝑎𝐼
𝑎1
⃗⃗⃗⃗⃗ + 𝑎
2
𝐼
𝑎2
⃗⃗⃗⃗⃗ + 𝐼
𝑎0
⃗⃗⃗⃗⃗ . Обратный перевод
𝐼
𝑎1
⃗⃗⃗⃗⃗ =
1 3
(𝐼
𝐴
⃗⃗⃗ + 𝑎𝐼
𝐵
⃗⃗⃗ + 𝑎
2
𝐼
𝐶
⃗⃗⃗ );
𝐼
𝑎2
⃗⃗⃗⃗⃗ =
1 3
(𝐼
𝐴
⃗⃗⃗ + 𝑎
2
𝐼
𝐵
⃗⃗⃗ + 𝑎𝐼
𝐶
⃗⃗⃗ );
𝐼
𝑎0
⃗⃗⃗⃗⃗ =
1 3
(𝐼
𝐴
⃗⃗⃗ + 𝐼
𝐵
⃗⃗⃗ + 𝐼
𝐶
⃗⃗⃗ ). где
𝑎 = 𝑒
𝑗
2𝜋
3
- оператор фазового поворота на угол 2π/3. В матричной форме записи система уравнений векторов выглядит следующим образом
[
𝐼
𝑎0
𝐼
𝑎1
𝐼
𝑎2
] =
1 3
∗ [
1 1
1 1
𝑎
𝑎
2 1 𝑎
2
𝑎
] ∗ [
𝐼
𝐴
𝐼
𝐵
𝐼
𝐶
].
79 При разложении фазных величин на симметричные для однозначного получения результатов необходимо придерживаться правила приводить вектора новой системы к особой фазе исходной системы, те. при симметричных коротких замыканиях особой считается фаза А, при однофазных коротких замыканиях – поврежденная фаза, при двухфазных – неповрежденная фаза. Цифровые устройства РЗА являются закрытыми системами, те. запись аварийных процессов в них записывается особым образом, известным только разработчику. На практике приходится сталкиваться с необходимостью воспроизведения записанных каким-либо цифровым устройством РЗА аварийных процессов другим цифровым устройством, например испытательной установкой. Для этого был разработан специальный формат, называемый COMTRADE, рекомендованный международной комиссией по большим энергетическим системам CIGRE. В соответствии с ним вся информация отражается в трех файлах, имеющих расширение *.hdr; *.cfg; *.dat. Файл *.hdr – текстовый файл, содержит информацию по названию объекта, дату, время записи и другую полезную информацию. Файл *.cfg – текстовый файл, содержащий название объекта, число и тип каналов, названия каналов, единицы измерения, коэффициенты передачи каналов записи, частоту выборки и ряд других. Файл *.dat – файл данных, эквивалентный матрице размерностью (n+2)*m Где n – число регистрируемых сигналов (столбы, m – число выборок из каждого сигнала (строки матрицы. В первых двух столбцах располагаются порядковый номер выборки и время начала выборки относительно начала записи. Подробнее можно найти информацию в интернете. Данные файла *.dat можно легко загрузить в одну из программ MATLAB или MATCAD и обработать, получив, например, производные величины от фазных токов и напряжений или симметричные составляющие фазных величин.
80 Задание для самостоятельной работы.
1. Тема Применение методов симметричных составляющих при определении распределения токов короткого замыкания по вторичным цепям ТТ».
№ варианта Напряжение и группа соединения силового трансформатора Схема соединения
ТТ и коэффициент трансформации на ВН силового трансформатора Схема соединения
ТТ и коэффициент трансформации на НН силового трансформатора Величина тока и вид короткого замыкания на низкой стороне силового трансформатора Нагрузка трансформаторов тока соединена во-
АВ; 2500
Y
2.
35/6; Y/∆-11
∆; 300/5
---
CA; 3000
Y
3.
35/10; Y/∆-5
Y; 100/5
---
BC; 1500
∆
4.
110/35; о
Y; 150/5
---
ABC; 2000
∆
5.
35/6; Y/∆-7
---
Y; 800/5
AN; 1700
∆
6.
110/35; Yo/Y-
6
∆; 600/5
AB; 700
Y
7.
35/6; Y/∆-7
∆; 400/5
BC; 800
Y
8.
10/6; Y/∆-1
Y; 300/5
---
CA; 4000
Y
9.
110/10; Yo/∆-
5
∆; 200/5
---
AB; 3000
Y
10. 10/0,4; Y/Yo-6
Y; 100/5
Y; 300/5
CN; 2000
∆
11.
35/6; Y/∆-11
∆; 100/5
---
АВС; 1500
Y
12.
35/10; Y/∆-5
Y; 200/5
---
СА; 1100
∆
13.
110/35; Yo/Y-
6
∆; 400/5
СА; 500
Y
14.
35/6; Y/∆-7
∆; 200/5
СА; 1600
Y
81 15.
10/6; Y/∆-1
Y; 150/5
---
ВС; 3000
Y Примечание токи короткого замыкания приведены к стороне , на которой произошло повреждение. При расчете (в комплексных величинах) распределения токов короткого замыкания необходимо учитывать следующие правила
1. При переходе со стороны звезды на сторону треугольник трансформатора , обмотки которого соединены по группе Y/∆-11, векторы прямой последовательности повертываются на 30 градусов в направлении вращения векторов, а векторы обратной последовательности – на 30 градусов в противоположном направлении
2. При переходе через трансформатор в обратном направлении угловые смещения симметричных составляющих меняют знак на противоположный
3. Со стороны обмотки, соединенной в треугольник или звезду без заземленной нейтрали, независимо оттого, как соединены другие обмотки , сопротивление нулевой последовательности трансформатора равно бесконечности.
2. Тема - работа с симулятором терминала релейной защиты. Цифровое устройство релейной защиты серии SPAC801» [17] Цифровые устройства релейной защиты предоставляют большие возможности выбора характеристики логики работы терминала, заложенные производителем, и требуют точного задания вводимых параметров. Целью данной работы является не подробное изучение принципов работы конкретного цифрового реле, а получение навыков работы с цифровым устройством, изучение реализованных во всех цифровых устройствах релейной защиты унифицированных) выходных характеристик, изучение общих принципов реализации тех или иных функций управления внешними устройствами энергетического объекта.
82 Студентам предоставляется возможность проверить правильность выбранных уставок релейной защиты, выполняемых входе курсового проектирования по дисциплине Релейная защита и автоматика. Перед началом выполнения работы необходимо ознакомиться с техническими характеристика устройства вид оперативного тока количество входных сигналов и входов количество выходных реле и их коммутационную способность количество ступеней максимально-токовой защиты (МТЗ), их характеристики. Часть этих данных может быть получена студентами непосредственно из программы «Симулятор», в которой схематически представлены блоки терминала, часть из доступных источников при самостоятельной работе [17]. После запуска программы (ярлык на рабочем столе ПК), нажатием кнопки можно включить прибор (загорается зеленый светодиод на лицевой панели. Студентам предлагается в программе работать стремя блоками
1.
SPCJ 4D28 – измерительный модуль. Позволяет ввести необходимые уставки всех ступеней защит вводить (выводить) в работу ту или иную ступень или защиту в работу задавать необходимую характеристику третьей ступени МТЗ;
2.
L2210 – блок логики. Позволяет продемонстрировать студентам назначение входных внешних сигналов терминала, работу выходных реле, реле положения выключателей (РПО, РПВ);
3.
SPAC – функциональная схема терминала. В данном блоке задается алгоритм работы устройства (наличие автоматического повторного включения ВЛ – АПВ, блокировки ступеней и ряд других) Порядок проведения работы.
83 Перед проведением работы желательно иметь выполненный расчет уставок релейной защиты курсовой работы. Задание №1 Изучение внешних соединений терминала.
1. Запустить симулятор. Подать питание на устройство. На лицевой панели загорается зеленый светодиод (U
пит
.). Перейти в блок логики –
L2210, а затем нажать кнопку -
2. Включить высоковольтный выключатель, подав кратковременно сигнал на входную клемму Х. Отключить через клемму Х. Проанализировать состояние положения внутренних реле (РПО, РПВ) терминала, которые зависят от положения коммутационного аппарата основной сети
3. Определить назначение контактов КБВ;
4. Нажать на сигнал TS2, убедиться в срабатывании выходных реле, реле сигнализации, отключении высоковольтного выключателя. Задание №2. Изучение способа задания уставок терминала.
1. Перейти в блок SPCJ;
2. Нажать кнопку
;
3. Проверить ввести) в работу одну из ступеней токовой защиты - I>>> (1 ступень МТЗ), I>> (2 ступень МТЗ), I> (3 ступень МТЗ, самая чувствительная) с помощью переключателей SF2/6, SF2/7, SF2/8 и программируемой матрицы (сигнал TS2);
4. Установить величину номинального тока терминала (1 или 5 А
5. Для выбранной ступени МТЗ установить величину уставки потоку и времени. Для чего, из исходного состояния (экран ЖКИ погашен, кратковременны нажатием кнопки С/Ш, перейти, ориентируясь загоранию светодиода соответствующей ступени МТЗ, на требуемую ступень. При
84 загорании соответствующего светодиода, сначала (с индексом I) идет выдержка времени ступени, второй цифровой – ее уставка потоку. Далее a. Нажатием кнопки Програм (ПР) на время более 5 секунд выполнить переход в режим изменения уставки, при котором все цифры дисплея должны мигать. b. Нажать кнопку ПР на 1 секунду, чтобы замигала крайняя правая цифра. Нажать кнопку С/Ш несколько рази установить значение требуемой значение. Уставки выставляются в относительных единицах по отношению к выбранному номинальному току терминала. c. Нажать кнопку ПР на 1 секунду, чтобы замигала вторая цифра. Нажатием кнопки С/Ш установить требуемое значение. d. Нажать кнопку ПР на 1 секунду, чтобы замигала крайняя левая цифра 0. Нажатием кнопки С/Ш несколько раз установить значение 1. e. Нажать кнопку ПР на 1 секунду, чтобы замигала десятичная точка. Если необходимо, нажатием кнопки С/Ш установить ее правильное положение в числе. f. Нажать кнопку ПР на время более 5 секунд и добиться мигания всех цифр дисплея. Новая уставка видна на ЖКИ. Одновременным нажатием кнопок С/Ш+ПР записать уставку в память. 6. Для третьей ступени МТЗ, возможен выбор типа обратнозависимой характеристики срабатывания. Устанавливается ключами SF1; 7. Имитируя входную величину тока, равную установленной уставке, проверить факт срабатывания защиты по загоранию светодиода на панели. 8. Перейти в функциональный блок терминал, нажав кнопку SPAC на верхней панели инструментов «Симулятора»;
85 9. Для рассчитанной уставки в курсовом проекте обратнозависимой характеристики (только для цифровых реле) и нужного диапазона токов короткого замыкания построить для 3 ступени МТЗ реальную характеристику срабатывания. Наложить ее на карту селективности в курсовом проекте для проверки правильности выбранной уставки и типа характеристики. Задание №3. Изучение блока внутренней логики терминала. Перед началом выполнения задания необходимо изучить назначение ключей-переключателей SG1-SG4, задающих алгоритм работы терминала. Группа переключателей SG1 – задает логику работы в цепях отключения выключателя. Порядковый номер переключателя
SG1 Функция
SG1/1 Вводит в действие реле устройства отказа выключателя
(УРОВ)
SG1/2 Вводит в действие ускорение при включении выключателя
SG1/3 Сигнал внешнее отключение действует на схему
УРОВ
SG1/4 Разрешает автоматический сброс сигнализации после
АПВ
SG1/5 Сигнал от противоаварийной автоматики (ПА) действует на отключение
SG1/6 Сигнал дуговая защита действует на отключение
SG1/7 Установка защелки (запоминания) сигнала на
86 отключение выключателя
SG1/8 Выдает разрешение действия выходных реле Группа переключателей SG2 - задает работу устройства АПВ Порядковый номер переключателя SG2 Функция
SG2/1 Сброс времени подготовки АПВ при действии сигнала ПА
SG2/2 Сброс времени подготовки АПВ при работе дуговой защиты.
SG2/3 Вывод АПВ от сигнала внешнее отключение
SG2/4 Запрет работы АПВ при работе газовой защиты
SG2/5 Разрешение работы АПВ после срабатывания АЧР
SG2/6 Разрешение АПВ при возврате сигнала ПА
SG2/7 Разрешение работы второго цикла АПВ
SG2/8 Не используется Группа переключателей SG3 - предназначены для управления работой сигнализации и пуска дуговой защиты. Порядковый номер переключателя SG2 Функция
SG3/1 Блокировка действия дуговой защиты от сигнала Блокировка защит.
SG3/2 Ввод токового пуска дуговой защиты.
SG3/3 Выбор длительности работы выходного реле - 1 секунд.
SG3/4 Выбор длительности работы выходного реле - 10 секунд.
SG3/5 Вывод действия сигнала ПА на
87 предупредительную сигнализацию.
SG3/6 Вывод действия сигнала «ОЗЗ» на предупредительную сигнализацию.
SG3/7 Выбор длительности работы реле предупредительной сигнализации - 1 секунд.
SG3/8 Выбор длительности работы реле предупредительной сигнализации - 10 секунд. Группа переключателей SG4 Порядковый номер переключателя SG4 Функция
SG4/1 Выбор действия на выключатель
«Местное/Дистанционное управление
SG4/2 Не используется
1. Нажать на кнопку SPAC на командной панели управления
«Симулятором»;
2. Изменением состояния ключей переключателя SG ввести запрет работы АПВ;
3. Подать ток, превышающий уставку введенной ступени МТЗ. Убедиться в отсутствии АПВ по положению реле РПВ (РПО);
4. Вывести запрет работы АПВ. Подать ток, превышающий уставку введенной ступени МТЗ. Убедиться во включенном положении выключателя после работы защит
5. Ввести ускорение работы защит. Подать ток, превышающий уставку введенной ступени МТЗ. Убедиться во включенном положении выключателя после работы защити загоранию светодиода VD2; Контрольные вопросы.
1. Основные отличия цифровых устройств РЗА от традиционных электромеханических и статических реле.
88 2. Структура цифровых терминалов РЗА. Их назначение.
3. Типы характеристик третьей ступени МТЗ.
4. Способы обработки входных аналоговых сигналов тока и напряжения.
5. Назначение реле РФК (реле фиксации команды.
6. Назначение реле РПО (РПВ) (реле положения отключено включено.
7. Привести примеры реализации элементов логики (И, ИЛИ и т.д).
89 Глава 11. Защита от повреждений в ячейках комплектных распредустройств 6-35 кВ (дуговые защиты. Распределительные устройства 6–35 кВ обычно выполняются комплектными, выполненными на заводе. На рисунке 33 показана комплектная ячейка распределительного устройства, разделенная на отдельные отсеки. Рис. Ячейка комплектного распределительного устройства. Защита от дуговых коротких замыканий в комплектных распредустройствах 6-35 кВ (далее дуговая защита) предназначена для быстрой (не более 0,5 секунды) локализации (путем снятия напряжения) поврежденного участка в КРУ(Н), где возникла электрическая дуга. К
90 примеру, стенка отсека ячейки толщиной 2 мм притоке короткого замыкания
3 кА в результате возникшей дуги прогорает за 0,2 секунды. Срабатывание дуговой защиты происходит при возникновении дуги как между фазами (междуфазном коротком замыкании),так и между фазой и корпусом ячейки в пространстве КРУ(Н) 6-35 кВ, контролируемом специальными датчиками. Наличие дуги при междуфазном коротком замыкании определяется последующим признакам повышению давления (ударной волны) в закрытом пространстве ячейки или шинного моста комплектного распредустройства клапанная дуговая защита) или появлению излучения дугового столба
(оптико-электрические дуговые защиты. После срабатывания дуговой защиты автоматически вводится запрет работы автоматического включения резерва на объекте (АВР) и АПВ отключаемого присоединения. Применяются различные типы дуговых защит разных производителей
1. Клапанная. Имеет датчик давления в виде клапана. Порог срабатывания не нормируется. На практике срабатывание зависит от состояния самого КРУ(Н) и происходит притоке, как правило, более 7 кА.
2. Фототиристорная. Тип ТФ-132. Имеет датчик освещения в виде электронного элемента – фототиристора с углом охвата около 130 º.
3. Фотодиодная. Тип РДЗ:
- Микропроцессорные (цифровые) – РДЗ-018 только на постоянном оперативном токе
- Микроэлектронные РДЗ-012 (на постоянном оперативном токе) и
РДЗ-212 (на переменном оперативном токе
4. Оптоволоконные.
- Типа ПД-02 (микроэлектронные) и REA (микропроцессорные. Датчиком освещения является волоконно-оптическая линия связи (ВОЛС), которая укладывается в виде петли по периметру высоковольтного отсека
91
- Типа ОВОД (микропроцессорные. Датчиком освещения – является линза специальной формы, расположенная на конце двухволоконного оптического кабеля, по которому световой импульс передаётся на блок управления.
- Типа «ПРОЭЛ-МИНИ» (микропроцессорные. Фиксируют вспышку от электрической дуги в инфракрасном диапазоне с помощью волоконно- оптических датчиков (ВОД. Блоки установлены в релейных отсеках конкретной ячейки. Типа Орион-ДЗ (микропроцессорные. Устройство выполнено в виде блока, устанавливаемого в релейном отсеке ячейки, и имеющего до трех оптических датчиков дуги, выполненных в виде световодов, размещенных каждый в своем отсеке. Порог срабатывания дуговой защиты не нормируется исправность её в условиях эксплуатации проверяется персоналом. Вне зависимости от типа применяемых датчиков, типа самой дуговой защиты логика (алгоритм) работы определяется способностью (заложенной производителем) самой защиты определить место повреждения в КРУ(Н). Например к каждому реле типа РДЗ-212 подключено 6 датчиков из трех высоковольтных ячеек. К реле РДЗ-012, ПД-02 подключены по два датчика каждой ячейки и они определяют повреждение с точностью до ячейки. Защита типа ОВОД имеет два датчика – в отсеке высоковольтного выключателя, а также датчик в отсеке кабельной воронки и ТТ, что позволяет при повреждении кабельной воронки или ТТ отключать конкретное присоединение, а не всю секцию. Данное условие выполнено для ячеек, где отсек ТТ отделен от отсека высоковольтного выключателя. Дополнительно устанавливаются датчики в ячейках секционного выключателя и разъединителя, ячейках ТН и ТСН, а также в отсеках сборных шин. Вне зависимости от типа дуговой защиты дополнительно контролируется наличие междуфазного тока короткого замыкания или
92 посадки напряжения на соответствующей СШ (типовое решение для КРУН типа К, К. Как правило, используются реле максимальной токовой защиты трансформатора на одной из его сторон, секционного выключателя и любого другого присоединения, откуда может быть подано напряжение. Разновидностью защиты от замыканий в КРУН является логическая защита шин (ЛЗШ). Действует на отключение питающего ввода трансформатора (секционного выключателя) без выдержки времени (или с минимальной около 0,5 секунды) при наличии двух обязательных факторов срабатывание токового реле защиты (МТЗ) питающего присоединения и несрабатывание ни одного токового реле защит отходящих присоединений.
ЛЗШ имеет два недостатка – в ее зону срабатывания не входит кабельная воронка отходящего присоединения иона может отказать при наличии двигательной подпитки на присоединения. На рисунке 34 приведен пример размещения датчиков дуговой защиты по отсекам ячеек. Рис. Поясняющая схема размещения датчиков дуговой защиты. Контрольные вопросы
1. Назовите основные типы дуговых защит.
2. Каковы основные принципы работы дуговых защит.
93 Глава 12. Назначение устройств частотной разгрузки (АЧР) и частотного АПВ
(ЧАПВ) на энергообъектах. Устройства АЧР предназначены для предотвращения снижения частоты ниже заданного предела и восстановления её до нормальных эксплуатационных значений в случаях возникновения дефицита генерируемой активной мощности в энергосистеме или отдельных её частях путем отключения части нагрузки. В качестве измерительного органа в схемах АЧР используются реле частоты, срабатывающие при снижении частоты до заданной уставки и запускающие схемы, которые с установленной выдержкой времени действуют на отключение присоединений, подключенных к АЧР, и запрет их АПВ. В плане размещения устройств АЧР все очереди разбиваются с точностью 0,1 Гц. Точность измерения частоты зависит от типа применяемого в схеме реле частоты. Устройства АЧР, для измерения частоты в которых применяется реле РЧ-1, имеют разброс параметров срабатывания
0,2-0,3 Гц в зависимости от изменения напряжения оперативного тока, контролируемого напряжения, температуры окружающей среды. Поэтому, при оценке правильности работы устройств АЧР сданным типом реле, необходимо учитывать погрешности этих реле. На ПС с микропроцессорными устройствами РЗА, все чаще находит применение способ совмещения различных функций устройств релейной защиты водном устройстве. Устройство АЧР может совмещаться с устройством контроля напряжения на секциях 6 кВ, АВР и ЗМН 6 кВ. Такие устройства необходимо включать в перечень оборудования, соответствующего уровня оперативного управления и учитывать при рассмотрении оперативных заявок.
94 Все устройства АЧР разбиты на две категории АЧР-1 и АЧР-2, каждая из которых имеет несколько очередей. Устройства АЧР-1 предназначены для предотвращения глубокого снижения частоты в первое время развития аварии. Устройства АЧР-2 предназначены для восстановления частоты до нормального значения в случае, если она длительно остаётся пониженной, зависает на уровне 48 Гц. На ПС, к секциям шин 6-10 кВ которых подключены высоковольтные двигатели, наблюдается иногда излишняя работа АЧР при отключении ввода секций и выбеге двигателя. Для исключения этого в схему АЧР включаются последовательно контакты реле частоты разных секций. Осуществляется, таким образом, взаимная блокировка путем контроля величины частоты оставшейся в работе секции. В современных микропроцессорных устройствах РЗА для исключения подобных случаев существует орган измерения скорости изменения частоты. Выбег двигателей сопровождается снижением частоты с определённой скоростью, которая определяется балансом активной мощности на секции и характеристиками приводимого агрегата. Если в течение установленной выдержки времени частота повышается выше уставки АЧР, схема возвращается в исходное состояние и отключение присоединения не происходит. Устройства ЧАПВ предназначены для автоматического включения присоединений, отключившихся от АЧР и подключенных к ЧАПВ, после подъема частоты до заданной уставки. На ПС, где нет ЧАПВ, включение отключенных от АЧР присоединений возможно после восстановления частоты в сети и возврата схемы АЧР путем нажатия кнопки Возврат схемы. По цепям напряжения измерительные органы устройств АЧР подключены к трансформаторам напряжения. На подстанциях, где имеется несколько трансформаторов напряжения, в схемах, как правило,
95 предусмотрены переключающие устройства для перевода цепей напряжения
АЧР с одного трансформатора напряжения на другой. По оперативным цепям устройства АЧР запитаны с общих шинок управления через индивидуальные для каждого устройства или для х устройств (АЧР-1 и АЧР-2) автоматы или предохранители. В схемах АЧР и АЧР с ЧАПВ предусмотрены переключающие устройства для вывода их из работы, расположенные на панелях АЧР, и индивидуальные переключающие устройства в цепях отключения от АЧР и включения от ЧАПВ каждого подключенного к нему присоединения, которые могут быть расположены на панели АЧР или на панели управления каждого присоединения. Размещение устройств АЧР, их уставки и подключенные к ним присоединения даны в планах АЧР, утверждаемых ежегодно. Устройства АЧР-1 имеют параметры срабатывания (уставки) по частоте в диапазоне 48,8 ÷ 46,5 Гц и действуют на отключение подключенной к ним нагрузке со временем 0,15 ÷ 0,3 сек, предотвращая снижение частоты и обеспечивая её подъем. Устройства совмещенной АЧР-2 имеют уставки по частоте в диапазоне
49,0 ÷ 48,7 Гц и действуют на отключение подключенной к ним нагрузке со временем отсек. до 70 сек, предотвращая зависание частоты. Устройства несовмещенной АЧР-2 имеют уставку по частоте 49,1 Гц и действуют на отключение подключенной к ним нагрузке со временем отсек. до 40 сек для подъема частоты последействия АЧР-1, а также при медленном снижении частоты.
Спецочередь АЧР имеет уставку по частоте 49,2 Гц и уставку повремени сек. Устройства ЧАПВ предназначены для автоматического включения присоединений, отключившихся от АЧР и подключенным к ЧАПВ, после подъема частоты до заданной уставки в диапазоне 49,4 ÷ 49,9 Гц. Уставка повремени не менее 10 сек.
96 В устройствах АЧР с ЧАПВ при срабатывании схемы на отключение одновременно происходит автоматическое переключение измерительного органа на уставку ЧАПВ, и после восстановления частоты до этой уставки, с установленной выдержкой времени, схема разрешает работу АПВ на присоединениях, подключенных к ЧАПВ. На рисунке 35 показана схема АЧР. ПС Принципиальная схема АЧР-1 с ЧАПВ
Лист
Листов
1 2
ШНА2
ШНАI
ШНВ
11 12
РЧ
5 6
А660(650)
В600
РП
РП
7 8
5 А А 1
3 1
2
КВ
2
РП
А635
А646
А631
+
ШУ
-
ШУ
АВ
АВ
РЧ
2 4
11 12 7
8 5
6 3
5 1
2 2
4 7
8 7
9 1
2 3
5 2
1 3
8 10 Цепи управления = 220 В 02 1
01
РЧ
04 1
РП
1
РП
1
РВ
1
РВ
2
РП
10
РУ
1
РП
05 2
РП
09 3
РВ
КВ
3
РВ
07 2-86 2-85 08 2
РП
2800 2
ШАЧР
ШАЗ
2-67
Шинки напряжения
НОМ-10-1(2)
Реле АВР
Реле частоты РЧ-1
Возврат схемы
Шинки управления
Автомат питания
РЧ-1
Пром. реле и реле времени
Выходное реле
«Работа АЧР»
Возврат схемы
Кнопка возврата
Накладка АЧР
Шинки АЧР
Н
06 03 4
3 12 11 14 2
РП
РП
13
Рисунок 35. Схема АЧР Контрольные вопросы
1. Поясните назначение устройств АЧР.
2. Каковы основные принципы работы устройств АЧР.
97 Библиографический список.
1.
ПУЭ, с изм. и доп, 2010 г.
2. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем энергообеспечения. М Высшая школа, 1991.
3.
Кривенков В.В., Новелла В.Н. Релейная защита и автоматика систем энергообеспечения. – М.:Энергоиздат, 1984.
4. Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем. Релейная защита сетей. – М.:Энергиздат, 1984.
5. ГОСТ 16022-70 Реле электрические защиты, противоаварийной автоматики и управления. Термины и определения.
6. Реле защиты. М, Энергия, 1976, 464 с. Сил. Трансформаторы тока. В.В. Афанасьев, НМ. Адоньев, В.М.
Кибель и др. – е изд, перераб. и доп. – Л.:энергоатомиздат. Ленингр.
Отд-ние, 1989. – 416 .: ил.
9. Справочник по релейной защите. Под общей редакцией МА.
Берковича. МЛ госэнергоиздат, 1963 гс.
Чернобровов Н.В., Релейная защита, изд, перераб. и допол., МЛ. Энергия, 1966, 760 сил. Релейная защита в распределительных электрических сетях Пособие для практических расчетов Булычев А.В., Наволочный А.А..-
М,: ЭНАС, 2011. – 208 сил.
12. Реле защиты. М, Энергия, 1976, 464 сил.
Шабад МА. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей.-СПб.:ПЭИПК,2008.
14.
Булычев А.В., Наволочный А.А. Релейная защита в распределительных сетях Пособие для практических расчетов.-М.:
ЭНАС, 2011. - сил.
98 15.
Линт Г.Э Серийные реле защиты, выполненные на интегральных микросхемах. – М Энергоатомиздат, 1990 г.
16.
Батоврин В.К., Бессонов АС, Мошкин В.В.: LabVIEW: Практикум по цифровым элементам вычислительной и информационно-измерительной техники Лабораторный практикум/ГОУ ВПО Московский государственный университет радиотехники, электроники и автоматики (технический университет)»-
М.,2010.-118 с.
17.
Костерин В.А., Иванов С.А., Чумычкин В.А. Программно – логические модели микропроцессорных устройств защиты серии SPAC
800: Методические указания и задания для самостоятельной работы / ЗАО Инженерно - производственная фирма “Реон - Техно”, учебный центр Лидер. Чебоксары, 2001. – 44 с.
18. НИ. Овчаренко. Цифровые аппаратные и программные элементы микропроцессорной релейной защиты и автоматики энергосистем/М.:НТФ
«Энергопрогресс»,
2006 гс ил Библиотечка электротехника, приложение к журналу Энергетик Вып (89-90)].
19.
Ванин В.К., Павлов ГМ. Релейная защита на элементах вычислительной техники. – е изд, перер. И доп. – Л
Энергоатомиздат, Ленингр. Отделение, 1991.
|
Скачать 1.88 Mb.