8.6.3 АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ

Защита элементов системы электроснабжения, осуществляемая релейными устройствами, автоматическими выключателями и плавкими предохранителями, отключает защищаемые элементы в случаях устойчивых и неустойчивых повреждений, а также неселективного и ложного срабатывания защиты. В последних трех случаях защищаемый элемент может сразу после срабатывания защиты снова включиться и оставаться в работе. Автоматическое включение элемента после срабатывания защиты называется автоматическим повторным включением (АПВ) и применяется в случаях, когда вероятность возникновения неустойчивых (преходящих) повреждений и неселективного срабатывания защиты достаточно высока.

Наиболее частым проходящим повреждением в системах электроснабжения является КЗ в воздушных линиях, воздушных шинопроводах, на выводах электрических аппаратов, трансформаторов и кабельных разделок, на сборных шинах и т. п. Такое КЗ может быть вызвано пробоем воздушных защитных промежутков при грозовых перенапряжениях, разрядом вдоль изоляторов, попаданием случайных, сгораемых под воздействием дуги предметов на проводники (из-за занесения ветром, неправильного действия людей и т.п.), закорачиванием воздушных изоляционных или разрядных промежутков птицами и животными.

После отключения таких КЗ, канал дугового разряда быстро (при трехфазном отключении в зависимости от напряжения за 0,1—0,4 с) деионизируется и отключенный элемент готов к новому включению.

Проходящим следует считать также КЗ, осуществляемое короткозамыкателем и отключаемое при помощи отделителя. После отделения места КЗ линия готова к новому включению.

Если КЗ в течение без токовой паузы между отключением и автоматическим включением не исчезает, то срабатывание устройства АПВ оказывается неуспешным. Причиной неуспешного АПВ может быть устойчивость КЗ, а также недостаточная длительность бестоковой паузы для ликвидации КЗ. Второй случай имеет место достаточно часто на воздушных линиях 110 кВ и выше, иногда с этим необходимо считаться также в воздушных сетях 10, 20 и 35 кВ. Поэтому вместо однократного АПВ могут применяться двух- и трехкратное АПВ с большей выдержкой времени второго и третьего циклов.

Число отключений воздушных линий ВН релейной защитой или плавкими предохранителями в зависимости от напряжения, типа опор, климатических условий находится в пределах (0,5—5) ·10-2 1/(км·год). Первое АПВ обычно восстанавливает работу линий в 60—90 % всех случаев отключения, причем большие цифры относятся к линиям более высокого напряжения. При неуспешном первом АПВ второе АПВ характеризуется вероятностью восстановления работы дополнительно на 10—15 %, а третье АПВ (при неуспешном втором) — дополнительно на 3—5 % дальнейшее увеличение числа циклов АПВ является нецелесообразным.

В кабельных сетях число отключений защитой составляет (2—4)·10-2 1/(км-год), вероятность восстановления работы путем применения АПВ 20—30 % (в основном за счет дуговых КЗ в ошиновке распределительных пунктов, РУ и т. п.).

Устройства АПВ оправдают себя при определенной частоте успешных срабаваний, которая может определяться технико-экономичесим расчетом и обычно не водится ниже 0,1 1/год.

В России средняя частота успешного срабатывания АПВ составляет 0.5 1/год. Из этого следует, что эффективную работу АПВ можно ждать на воздушных и кабельных линиях длиной 10—100 км.

Во внутренних сетях промышленных предприятий длина одной линии редко превышает 10 км, поэтому применение АПВ отдельных линий может оказаться нецелесообразным. Однако вместо АПВ отдельной линии может применяться АПВ всей сети или сетевого участка.

8.6.4. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА.Надежность электроснабжения ответственных приемников, относящихся к 1-й и 2-й категориям по бесперебойности питания,обеспечивается применением двух (или большего числа) независимых источников питания. При этом возможны три варианта:

1) источники находятся постоянно в параллельной работе и имеют такой запас

мощности, что отключение одного из них не приводит к недопустимым перегрузкам оставшихся в работе;

2) источники не работают параллельно, но имеют между собой резервные связи и запас мощности; при отключении одного из источников его нагрузка переключается по этим связям на другие;

3) один или несколько источников находятся в резерве и включаются при отключении основного источника.

Переключения, предпринимаемые в двух последних случаях, могут быть автоматическими и называются тогда автоматическим включением резерва (АВР).

Если предприятие питается от энергосистемы двумя независимыми линиями, то на всех ступенях системы электроснабжения предприятия (на ГПП, в распределительной сети ВН, на цеховых подстанциях, в цеховых сетях) при отключении основного питания, может быть предусмотрено автоматическое переключение на соседние работающие независимые источники (на другой трансформатор двухтрансформаторной подстанции, на соседние подстанции и т. п.). То же самое относится к случаю, когда предприятие питается одновременно от энергосистемы и собственной электростанции или только от собственной многоагрегатной электростанции. Необходимый для такого переключения запас мощности или пропускной способности отдельных элементов системы электроснабжения называется иногда неявным или скрытым резервом.

Стоимость неявного резерва, как правило, ниже, чем стоимость явного резерва (специальных резервных трансформаторов, генераторных или аккумуляторных установок и т. п.), и поэтому при АВР имеется в виду применение, как правило, неявного резерва.

На рис.18 показан принцип применения устройств АВР, действующих на секционные выключатели двухтрансформаторных подстанций. Принцип может быть распространен также на независимые однотрансформаторные подстанции, связанные между собой резервной линией. Автоматическое включение резерва происходит после срабатывания защиты минимального напряжения и отключения этой защитой основного питания. Во избежание одновременного срабатывания устройств АВР различных ступеней системы электроснабжения выдержка времени защиты минимального напряжения низших ступеней отстраивается от времени срабатывания аналогичной защиты высших ступеней, т. е.

,

где tC,i — время срабатывания защиты минимального напряжения, используемой в качестве пускового органа АВР на i-й ступени системы электроснабжения; tC(i+1) - время срабатывания аналогичной защиты на следующей (по удалению от источника питания) ступени системы электроснабжения;

t0 - время отстройки, принимаемое в пределах 0,5—0,7 с.

Во избежание лишних переключений, как правило, требуют, чтобы АВР происходило только в тех случаях, когда первый цикл применяемого в питающей сети АПВ оказался неуспешным.

Кроме неявного резерва, в системах электроснабжения могут предусматриваться специальные (явные) резервные источники. Необходимость в таких источниках возникает в основном в трех случаях:

1) при отсутствии двух постоянно работающих независимых источников питания, требуемых для приемников 1-й и 2-й категорий (например, при нецелесообразности двух вводов от энергосистемы из-за малой доли ответственных приемников в общей мощности предприятия);

2) при наличии приемников, относящихся к особой группе 1-й категории и требующих наличия трех независимых источников питания;

3) при жестких требованиях к максимально допускаемой длительности перерыва в питании, которые могут быть удовлетворены только путем применения быстроподключаемых резервных источников.

Основным требованием, предъявляемым к устройствам АВР, является однократность действия, т.е. исключение повторного срабатывания при неуспешном АВР. Выполнение этого требования может обеспечиваться теми же средствами, какие применяются в устройствах АПВ.

АВР применяется только в тех случаях, когда параллельная работа независимых источников питания невозможна или экономически нецелесообразна. При возможности параллельной работы и использования замкнутых сетей надёжность электроснабжения может обеспечиваться и без применения АВР.

8.6.5 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

Регулирование напряжения – это процесс изменения уровня напряжения в характерной точке сети при помощи технических средств. Контроль за уровнем отклонения напряжения U – производится тремя способами:

1.                 По уровню (сравнение реальных значений отклонения напряжения с нормированным).

2.                 По электрической системе, то есть в определенных точках системы.

3.                 По длительности существования отклонения (по времени).

Регулирование напряжения осуществляется с помощью АСДУ (автоматической системы диспетчерского управления). Локальное регулирование напряжения может быть централизованным и местным.

Местные в свою очередь делятся на:

1)                 групповое регулирование напряжения – для нескольких электроприемников;

2)                 индивидуальное регулирование – специальное регулирование.

В централизованном регулировании напряжения можно выделить три подтипа в зависимости от характера изменения нагрузки:

стабилизация – применяется для потребителей с почти неизменной нагрузкой; двухступенчатое – для предприятий с односменным графиком; встречно-регулируемое – при переменном графике нагрузок.

Учитывая требования по напряжению удаленных и близлежащих потребителей, основным средством регулирования напряжения выбраны трансформаторы и автотрансформаторы районных подстанций.

Различают два типа трансформаторов на подстанциях:

1. Трансформаторы с ПБВ – трансформаторы с переключением без возбуждения.

2. Трансформаторы с РПН – трансформаторы с регулировкой под нагрузкой.

Регулировочное ответвление трансформатора выполняется на стороне высокого напряжения.

	Рис.19. Схема обмоток тр-ра с ПБВ.

 

Трансформаторы с ПБВ

Выполняют с основным и четырьмя дополнительными ответвлениями. Основное ответвление имеет напряжение  при этом коэффициент трансформации номинален. При использовании четырёх дополнительных ответвлений коэффициент трансформации отличается от номинального на . Вторичная обмотка является центром питания сети и её напряжения на 5% больше номинального в трансформаторах малой мощности и на 10% больше номинального в трансформаторах большой мощности.

Предположим что к W1 подведено номинальное напряжение и при холостом ходе в обмотке низкого напряжения W2 у нас ., изменяя коэффициент трансформации можно изменить напряжение на низкой стороне.

Трансформаторы с РПН.

Отличаются от трансформаторов с ПБВ наличием отключающего устройства, большим числом ступеней трансформации, а, следовательно, большим диапазоном регулирования. Обмотка высокого напряжения состоит из двух частей: регулируемая и нерегулируемая.

а – не регулируемая; б – регулируемая; в, г – подвижные контакты. На регулируемой обмотке б имеется ряд регулировочных ответвлений. Ответвление 1, 2 соответствует части обмотки, включенной согласно с основной, ответвления 3, 4 включены встречно. При включении 1, 2 коэффициент трансформации повышается, 3, 4 – уменьшается. Основной вывод обмотки точка 0. На регулируемой части обмотки включено переключающее устройство, которое состоит из в, г – подвижные контакты, К1, К2 – контакторы и Р – регулировочный токоограничивающий реактор Допустим, требуется переключить со второго на первое ответвление. Отключаем контактор К 1 переводим подвижный контакт в на регулировочное ответвление 1, включаем контактор К1. С помощью трансформатора с РПН переключая регулировочные обмотки, выполняем требование встречного регулирования.

8.7 ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ

Измерительные трансформаторы тока и напряжения служат для уменьшения соответственно тока и напряжения до значений, на которые рассчитаны вторичные реле и измерительные приборы, а также отделения вторичных цепей от первичных (силовых) для обеспечения безопасности обслуживающего персонала. К вторичным обмоткам трансформаторов тока подключают амперметры, реле тока, а также токовые обмотки других приборов и аппаратов (ваттметров, электрических счетчиков, реле мощности).К вторичным обмоткам трансформаторов напряжения подключают вольтметры, реле напряжения, а также обмотки напряжения других приборов и аппаратов. Трансформаторы тока имеют замкнутый магнитопровод ,первичную и вторичную обмотки. Первичная обмотка включается в первичную цепь с первичным током. Важной характеристикой трансформатора тока является коэффициент трансформации К, равный отношению первичного тока I1 к вторичному I2 . Основные параметры трансформаторов тока – номинальные первичный и вторичный токи, класс точности, нагрузка вторичной цепи, определяемая мощностью в вольтамперах или сопротивлением в Омах, и предельная кратность тока. Трансформаторы тока обычно имеют первичные обмотки на токи от 5 до 15000 А и вторичные - на 5 А. Класс точности – обобщенная характеристика трансформатора тока, определяемая установленными пределами допустимых погрешностей при заданных условиях работы, - обозначается числом, показывающим допустимую токовую погрешность в процентах при номинальном первичном токе. Выпускаются трансформаторы тока 0,5; 1 и 3 классов точности. Номинальной мощностью трансформатора называют такую нагрузку, при которой погрешность не превышает предельно допустимого значения. Промышленностью выпускается трансформаторы тока напряжением до 750 кВ внутренней и наружной установки различного конструктивного исполнения:

опорные – для установки на опорной плоскости;

встроенные – первичная обмотка которых служит вводом электротехнического устройства;

проходные – предназначенные для использования в качестве ввода;

шинные – у которых первичной обмоткой служат шины распределительного устройства;

втулочные – проходные шинные;

электроизмерительные клещи – переносные разъёмные без первичной обмотки, магнитная цепь которых может размыкаться, а затем замыкаться вокруг проводника с измеряемым током.

Выводы первичных обмоток трансформаторов тока обозначают: Л 1- начало и Л 2 – конец, а вторичных И 1 – начало и И 2 – конец. Применяются несколько схем соединения трансформаторов тока. При схеме полная звезда трансформаторы тока устанавливают в трёх фазах, соединяя одноимённые выводы (начала или концы) между собой. К реле отходят четыре провода: три от свободных выводов трансформаторов тока и один от объединённых. При схеме треугольник, вторичные обмотки трёх трансформаторов тока соединяют последовательно, образуя замкнутый контур. Эту схему применяют, когда требуется получить больший ток во вторичной цепи или осуществить сдвиг вторичного тока по фазе на 30 или 330 градусов. При схемах неполная звезда или на разность токов, используют по два трансформатора тока, что позволяет обойтись меньшим количеством реле. Такие схемы получили распространение в сетях с изолированной нейтралью. При схеме фильтр токов нулевой последовательности, трансформаторы тока устанавливают на трёх фазах, соединяя их вторичные обмотки параллельно. Ток во вторичной цепи будет проходить только при замыканиях электрической сети на землю. В трансформаторах тока изолировать первичную обмотку от вторичной тем труднее, чем выше напряжение. Трансформаторы тока при этом становятся сложными в изготовлении, громоздкими и дорогими. В последние годы созданы не имеющие этих недостатков магнитные и оптико-электронные измерительные трансформаторы тока.

Магнитные трансформаторы тока в отличие от обычных не врезают в провода силовой цепи, а располагают под ними на безопасном расстоянии от частей Электро установки, находящихся под напряжением. Преимуществом их являются низкая стоимость, возможность размещения в любом месте присоединения без специальных конструкций для установки. Применяют эти трансформаторы в устройствах защиты линий и силовых трансформаторах напряжением 35-220 кВ, особенно на подстанциях без выключателей.

Оптико–электронный трансформатор тока представляет собой первичный преобразователь, расположенный в близи провода с контролируемым током, и приёмное устройство, размещенное на безопасном расстоянии от частей, находящихся под напряжением. Преобразователь и приёмное устройство связаны между собой пучком света, который передаётся внутри полого изолятора по диэлектрическому световоду.

Оптико–электронные трансформаторы тока целесообразно применять в электроустановках напряжением 750 кВ и выше.

Трансформаторы напряжения имеют замкнутый магнитопровод, первичную и вторичную обмотки. К первичной обмотке подводится первичное напряжение U 1 первичной (силовой) цепи, а к вторичной параллельно подключаются вольтметр, обмотка напряжения ваттметра и реле напряжения. Важной характеристикой трансформаторов напряжения является коэффициент трансформации К, равный отношению напряжения на зажимах первичной обмотки к напряжению на зажимах вторичной при холостом ходе. Основные параметры трансформаторов напряжения:

Номинальные первичное и вторичное напряжения;

Погрешности напряжения и угловая;

Номинальная и предельная мощности.

Погрешность напряжения – погрешность, которую вносит трансформатор напряжения из-за того, что действительный коэффициент трансформации не равен номинальному, - измеряется в процентах от действительного первичного напряжения.

Угловая погрешность характеризуется углом между векторами первичного и вторичного напряжений, измеряется в минутах или сантирадианах и считается положительной, когда вектор вторичного напряжения опережает вектор первичного напряжения.

Номинальная мощность – это полная мощность, которую трансформатор напряжения отдаёт во вторичную цепь при номинальном вторичном напряжении с обеспечением соответствующих классов точности (обычно указана на паспортной табличке).

Предельная мощность – это мощность, которую трансформатор напряжения отдаёт при номинальном первичном напряжении по условиям допустимого нагрева его частей. Трансформаторы напряжения выпускаются для электроустановок напряжением до 750 кВ, на которые рассчитываются их первичные обмотки. Вторичные напряжения трёх фазных трансформаторов и однофазных, соединяемых в треугольник, равны 100 В, однофазных, соединяемых в звезду, - 100/1,73 В, а обмоток, соединяемых в разомкнутый треугольник, - 100/3 В.

Трансформаторы напряжения подразделяют на сухие (одно- и трёх фазные), масленые (одно- и трёх фазные) и каскадные. Трёх фазные трансформаторы напряжения бывают трёх- и пяти- стержневые. Пятистержневые трансформаторы напряжения имеют первичную обмотку с выводами А,В,С и 0, основную вторичную с выводами a,b,c и 0 и дополнительную вторичную с выводами aд и xд.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.                 Каталог электро-осветительной арматуры. Часть 1. М. 1993

2.                 Кноринг Г.М. Справочная книга для проектирования электроосвещения. -Л.:Энергия 1976

3.                 СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение.

4.                 Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию. М.:Высшая школа, 2000.

5.                 Кукин П.П. Лапин В.Л. Безопасность жизнедеятельности. М. 2001г

6.                 Правила устройств электроустановок. – 6-е изд. С.-Петербург: Госэнергонадзор.2001г.

7.                 СанПин 2.2.4.548-96. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений.

8.                 СН 2.2.4/2.1.8.562-96 Шум на рабочих местах в помещениях желых общественных зданий и на территории жилой застройки.

9.                 СН 2.2.4/2.1.8.566-96. Производственная вибрация, вибрация в желых и общественных зданиях.

10.            НПБ 105-95. Определение категорий помещений и зданий по взрывопожарной опасности.

11.            РД 34.21.122-87. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений 1989г.

12.            СНиП 2.04.05-91. Отопление, вентиляция и кондиционирование. 1991г,

13.            ГОСТ 12.1.038-82. ССБТ. Электробезопасность. Общие требования.

14.            Межотраслевые правила по охране труда. М. 2001г.

15.            Фёдоров А.А. Основы электроснабжения промышленных предприятий. М. 1984г.

16.            Рихстейн Э.М. Электроснабжение промышленных установок.

М.: Энергоатомиздат, 1991.

17.            Фёдоров А.А. и Сербинский Г.В. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. М. Энергоатомиздат. 1981.

18.            Неклепаев Б.Н.,Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанцийю-М.:Энергоатомиздат,1989

19.            Блок В.М., Обушев Г.К. и др. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов. М.Высшая Школа. 1990.

20.            Синягин Н.Н. Афанасьев Н.А. Новиков С.А. Система ППР оборудования и сетей промышленной энергетики. 1984г.

21.            Барановский Экономика промышленности. 3 тома. 1998г.

22.            Прейскурант на электротехническое оборудование и аппаратуру.

23.            Ефимова И.С. Методические указания по экономико-организационной части дипломных проектов. 2002г.

24.            Шабад М.А. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. Л.Энергоатомиздат 1990.

25.            Беркович М.А. Основы техники и эксплуатации релейной защиты. 1971г.

26.            Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. 1991г.

27.            Авербух А.М. Релейная защита. 1975г.

28.            Смирнов А.Д. Справочная книжка энергетика. М.:Энергия. 1978.

29.            Фёдоров А.А. Справочник по электроснабжению. В двух томах. М.: Энергоатомиздат. 1986.

30.            Рожкова Л.Д. Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.:Энергоатомиздат 1980.

31.            Федоров А.А. Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. 1987г.

32.            Соскин Э.А. Киреева Э.А. Автоматизация управления промышленным энергоснабжением 1990г.

33.            Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы. 1970г.

34.            Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах. 1985г.

35.            Чиликин М.Г. Сандлер А.С. Общий курс электропривода. 1981г.

36.            Идельчик В.И. Электрические системы и сети. 1989г.

37.            Фёдоров А.А. Попов Ю.П. Эксплуатация электрооборудования промышленных предприятий. 1986г.

38.            Князевский Б.А. Трунковский Л.Е. Монтаж и эксплуатация электрооборудования промышленных электроустановок. 1984г.

39.            Федоров А.А. Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. 1987г.

40.            Копылов И.П. Клоков Б.К. Справочник по электрическим машинам (1,2 том.)1989г.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19