Элементы систем автоматики

ЭЛЕМЕНТЫ СИСТЕМ АВТОМАТИКИ УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС Раздел 1. Общие вопросы релейной защиты 1.1. Назначение и виды релейных защит в системах электроснабжения Развитие аварий может быть предотвращено с помощью релейной защиты. При отключении поврежденного элемента гаснет электрическая дуга в месте КЗ, прекращается протекание тока КЗ и восстанавливается напряжение на неповрежденной части электрической сети. Благодаря этому минимизируются, или даже совсем предотвращаются повреждения оборудования, на котором возникло КЗ, а также восстанавливается нормальная работа неповрежденного оборудования. Таким образом, основным назначением релейной защиты является выявление места возникновения КЗ и быстрое автоматическое отключение поврежденного оборудования или участка сети от остальной неповрежденной части электрической установки или сети. Кроме повреждений электрического оборудования могут возникать такие нарушения нормальных режимов работы, как перегрузка, замыкание на землю одной фазы в сети с изолированной нейтралью, витковые замыкания в обмотках трансформатора, понижение уровня масла в его расширителе и др. В указанных случаях нет необходимости немедленного отключения оборудования, так как эти явления не представляют непосредственной опасности для оборудования и могут самоустраниться. Поэтому при нарушении нормального режима работы на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом, как правило, достаточно дать предупредительный сигнал персоналу подстанции. На подстанциях без постоянного обслуживающего персонала и в отдельных случаях на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом производится отключение оборудования, но обязательно с выдержкой времени. Отсюда, вторым назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования, которые могут привести к аварии, и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу, или отключение оборудования с выдержкой времени. Согласно требованиям Правилам технической эксплуатации (ПТЭ), силовое оборудование электростанций, подстанций и электрических сетей должно быть защищено от КЗ и нарушений нормальных режимов работы устройствами релейной защиты и автоматики (РЗА). Устройства РЗА должны быть постоянно включены. Свое название релейная защита получила от основного элемента схем защиты – реле. В настоящее время термином реле обозначается широкая группа автоматических приборов и устройств, используемых в релейной защите, автоматике, телемеханике, телефонии и других отраслях техники. В релейной защите термином реле обычно обозначают автоматически действующее устройство, производящее скачкообразное изменение (так называемое релейное действие) в управляющей системе при заданном изменении контролируемых параметров. Так, например, реле максимального тока при увеличении тока в контролируемой цепи до заданного значения, называемого током срабатывания, замыкает своими контактами управляемую цепь. Под устройством релейной защиты подразумевается совокупность реле, приборов и вспомогательных элементов, которые при возникновении повреждений и ненормальных режимов работы оборудования должны действовать на его отключение или на сигнал. Основные виды релейной защиты рассматривались при изучении дисциплины «Электроэнергетика. Часть 2». В данной дисциплине будет рассмотрено применение релейной защиты в системах электроснабжения. 1.2. Повреждения и ненормальные режимы КЗ, возникающие в электрических сетях, машинах и аппаратах, отличаются большим разнообразием, как по виду, так и по характеру повреждения. а) б) в) г) Рис. 1.1. Виды повреждений Для упрощения расчетов и анализа поведения релейной защиты при повреждениях исключаются отдельные факторы, не оказывающие существенного влияния на значения токов и напряжений, а именно: - как правило, в сетях напряжением выше 1000 В не учитывается при расчетах переходное сопротивление в месте КЗ и все повреждения рассматриваются как непосредственное (или, как говорят, «глухое» или «металлическое») соединение фаз между собой или на землю (для сети с заземленной нейтралью); - не учитываются токи намагничивания силовых трансформаторов и емкостные токи линий электропередачи; - сопротивления всех трех фаз считаются одинаковыми. Основные виды КЗ показаны на рис. 1.1. Междуфазные КЗ – двухфазные и трехфазные – возникают в сетях как с заземленной, так и с изолированной нейтралью. Однофазные КЗ могут происходить только в сетях с эффективно заземленной нейтралью. Основными причинами, вызывающими повреждения на линиях электропередачи, являются перекрытия изоляции во время грозы, схлестывания и обрывы проводов при гололеде, набросы, перекрытия изоляции испражнениями птиц (аистов), перекрытия загрязненной и увлажненной изоляции, ошибки персонала и др. Методы расчёта токов и напряжений, построение векторных диаграмм при КЗ и обрывах фаз подробно рассмотрены в курсе «Переходные процессы в электроэнергетических системах». 1.3. Цифровые устройства релейной защиты 1.3.1. Основные свойства цифровых защит Цифровые реле защиты, а также многофункциональные терминалы защиты и автоматики обладают многими замечательными свойствами, которые и определяют их преимущество в сравнении с электромеханическими реле. Ниже рассмотрен ряд достоинств и новых возможностей цифровых защит. Самодиагностика. Непрерывная автоматическая самопроверка цифровых реле позволяет персоналу быть уверенным в их исправности и надёжности срабатывания при КЗ. Этим обеспечивается сохранность электрооборудования, устраняется возможность излишних погашений потребителей и, следовательно, ущербов от недоотпуска электроэнергии. Совмещение функций управления, контроля, визуализации и защиты электроустановок в цифровом многофункциональном устройства (терминале) позволяет создавать на их основе нижний уровень автоматических систем управления технологическим процессом систем электроснабжения (АСУ ТП). Ускорение отключения КЗ, достигается использованием различных времятоковых характеристик, трёх ступеней токовых защит, минимальных ступеней селективности по времени (0,15÷0,3 с), ускорением защиты после АПВ, а также выбором двух наборов уставок, автоматически сменяемых при изменении режима системы электроснабжения. Сокращение расходов при создании систем электроснабжения и при их обслуживании. Обеспечение безопасности оперативного персонала за счёт дистанционного обслуживания электроустановок. Из далеко не полного перечня достоинств цифровой РЗА видно, насколько важно ее изучение и практическое освоение. 1.3.2. Структура цифровых устройств релейной защиты Цифровые устройства защиты различного назначения имеют много общего, а их структурные схемы очень похожи и подобны представленной на рис. 1.2. Центральным узлом цифрового устройства является микро-ЭВМ (микропроцессор), которая через свои устройства ввода-вывода обменивается информацией с периферийными узлами. С помощью этих дополнительных узлов осуществляется сопряжение микропроцессора с внешней средой: датчиками исходной информации, объектом управления, оператором и т. д. Следует отметить, что в реальном устройстве защиты может использоваться несколько микропроцессоров, каждый из которых занят решением отдельного фрагмента общей задачи с целью обеспечения высокого быстродействия. Например, в сложных защитах высоковольтных линий используется до 10 микропроцессоров, работающих параллельно. Непременными узлами любого цифрового устройства РЗА являются: входные (U1...U4) и выходные (KL1...KLJ) преобразователи сигналов, тракт аналого-цифрового преобразования (U6, U7), кнопки управления и ввода информации от оператора (SB1, SB2), дисплей (Н) для отображения информации и блок питания (U5). Современные цифровые устройства, как правило, оснащаются и коммуникационным портом (X1) для связи с другими цифровыми устройствами. Входные преобразователи. Они обеспечивают гальваническую развязку внешних цепей от внутренних цепей устройства. Одновременно входные преобразователи осуществляют приведение контролируемых сигналов к единому виду (как правило, к напряжению) и нормированному уровню. Здесь же осуществляется предварительная частотная фильтрация входных сигналов перед их аналого-цифровым преобразованием. Одновременно принимаются меры по защите внутренних элементов устройства от воздействия помех и перенапряжений. Рис. 1.2. Структурная схема цифрового терминала защиты Различают преобразователи аналоговых (U3, U4) и логических (Ul, U2) входных сигналов. Первые стремятся выполнить так, чтобы обеспечить линейную (или нелинейную, но с известным законом) передачу контролируемого сигнала во всем диапазоне его изменения. Преобразователи логических сигналов, наоборот, стремятся сделать чувствительными только к узкой области диапазона возможного нахождения контролируемого сигнала. Такое исполнение позволяет в ряде случаев избежать неправильного действия устройства РЗА при замыканиях на землю в цепях оперативного тока. Выходные преобразователи. Воздействия реле на объект защиты традиционно осуществляются в виде дискретных сигналов управления. При этом выходные цепи устройства защиты выполняют так, чтобы обеспечить гальваническую развязку коммутируемых цепей, как между собой, так и относительно внутренних цепей устройства защиты. Выходные преобразователи должны обладать соответствующей коммутационной способностью и, в общем случае, обеспечивать видимый разрыв коммутируемой цепи. Тракт аналого-цифрового преобразования включает мультиплексор (U6) и собственно аналого-цифровой преобразователь – АЦП (U7). Мультиплексор – это электронный коммутатор, поочередно подающий контролируемые сигналы на вход АЦП. Применение мультиплексора позволяет использовать один АЦП для нескольких каналов. В АЦП осуществляется преобразование мгновенного значения входного сигнала в пропорциональную ему цифровую величину. Преобразования выполняются с заданной периодичностью во времени. В последующем, в микропроцессоре по этим выборкам из входных сигналов рассчитываются интегральные параметры контролируемых сигналов – их амплитудные или действующие значения. Блок питания (БП) обеспечивает стабилизированным напряжением все узлы устройства, независимо от возможных изменений напряжения в питающей сети. Дисплей и клавиатура. Они являются непременными атрибутами любого цифрового устройства, позволяя оператору получать информацию от устройства, изменять режим его работы, вводить новую информацию. Надо отметить, что дисплей (Н) и клавиатура (SB1, SB2) в цифровых реле, как правило, реализуются в максимально упрощенном виде: дисплей – цифробуквенный (одна или несколько строк); клавиатура – несколько кнопок. Порт связи с внешними цифровыми устройствами. Достоинством цифровых устройств является возможность передачи имеющейся информации в другие цифровые системы: АСУ ТП, персональный компьютер и т. д., что позволяет интегрировать различные системы, экономя на каналах связи, затратах на предварительную обработку сигналов и т. п. Коммуникационный порт – необходимый элемент для дистанционной работы с данным устройством. Практически вся обработка информации в цифровом реле осуществляется внутри микропроцессора по определенному алгоритму, реализованному в виде программы. Сегодня промышленностью предлагаются десятки разновидностей микропроцессоров и они непрерывно совершенствуются. По этой причине происходит периодическое обновление аппаратной базы в цифровых устройствах РЗА. Входное преобразование аналоговых сигналов. Сигналы, контролируемые устройствами РЗА, имеют, в общем случае, разную физическую природу – токи, напряжения, температура и т. д. Чаще всего устройства защиты работают с сигналами от источников переменного тока и напряжения, с традиционными номинальными уровнями: 1 А, 5 А, 100 В. Такие уровни сигналов обеспечивают необходимую помехозащищенность, но совершенно неприемлемы для обработки в электронных схемах. Использование же датчиков с выходными сигналами, согласованными с требованиями электроники, наталкивается на необходимость либо резко ограничивать длину линий связи, размещая устройства вблизи датчиков информации, либо применять дополнительные меры по их защите от помех, такие как, экранирование. При подключении микропроцессорных устройств к традиционным датчикам тока и напряжения требуется приведение сигналов к единому виду и диапазону изменения, приемлемому для обработки электронными узлами. Наиболее часто входные согласующие преобразователи цифровых устройств выполняют на базе обычных электромагнитных трансформаторов с ферромагнитным сердечником. Несмотря на то, что такие трансформаторы имеют нелинейные передаточные характеристики, определенный разброс параметров, некоторую нестабильность во времени и при изменении температуры, они все же приемлемы для построения устройств защиты, допускающих работу с погрешностью 25 %. В отдельных цифровых устройствах входные преобразователи выполняются на основе так называемых «активных трансформаторов». Эти преобразователи известны и как преобразователи с датчиками Холла. Их класс точности составляет порядка 0,1, что с запасом удовлетворяет требованиям релейной защиты. В последнее время в связи с появлением электронных устройств со сверхмалым потреблением возрос интерес к датчикам тока типа «катушка Роговского». Измерительная катушка Роговского не имеет ферромагнитного сердечника и располагается вокруг проводника с контролируемым током i(t). Отсутствие в ней нелинейного ферромагнитного сердечника обеспечивает малую погрешность преобразования (в лучших образцах не более 0,1 %) в очень широком диапазоне изменения контролируемых токов (от нуля до сотен килоампер). С помощью катушки Роговского можно измерять токи в диапазоне частот от 0,1 Гц до 1 МГц. Основным ее недостатком является очень малая отдаваемая мощность и низкий уровень выходного сигнала. Однако, несмотря на этот недостаток, катушки Роговского уже начали широко применяться на практике. Тракт аналого-цифрового преобразования. Практически все реально существующие физические явления и процессы описываются аналоговыми сигналами. Аналоговый сигнал непрерывно изменяется во времени и может принимать любые значения в некотором диапазоне, определяемом природой физической величины. Дискретный (цифровой) сигнал может принимать лишь конечное множество значений и определен лишь для конкретных моментов времени. Процесс перехода от аналогового сигнала к дискретному называется дискретизацией или квантованием сигнала, а устройства, выполняющие эту операцию, называются аналого-цифровыми преобразователями (АЦП). Переход от непрерывного сигнала к дискретному всегда происходит с потерей некоторого количества информации. Конечное число градаций дискретного сигнала обусловливает погрешность квантования по уровню, а одной из причин необходимости квантования по времени является то, что и сам процесс аналого-цифрового преобразования и последующий цикл вычислений в микропроцессоре требуют определенного времени, по истечении которого можно делать новую выборку из входного сигнала (рис. 1.3). Он показывает, как из непрерывного аналогового сигнала X(t) (рис. 1.3,а) c помощью АЦП получают ряд квантованных по уровню дискретных значений X*(t), отстоящих друг от друга на интервал дискретизации Δt (рис. 1.3,б), которые используются в дальнейших расчётах. Огибающая выборки X*(t) повторяет в заданном масштабе аналоговый сигнал X(t). Характеризуя АЦП говорят о его разрядности и интервале дискретизации сигнала по времени Δt или частоте выборок fв=1/Δt, или, если речь идет о периодических сигналах с периодом Т, о количестве выборок за период N=fв T. Для точного восстановления первоначального сигнала из его дискретного представления частота выборок должна, по крайней мере, вдвое превышать самую высокочастотную гармоническую составляющую входного сигнала, т. е. fв > 2fmax или N > 2fmaxT. Рис. 1.3. Аналого-цифровое преобразование сигнала Более того, при аналого-цифровом преобразовании из входного сигнала должны быть исключены все гармоники с частотой, более высокой, чем частота квантования. В противном случае, при восстановлении сигнала появляется разностная составляющая низкой частоты, поэтому на входе АЦП всегда устанавливают аналоговый фильтр нижних частот с полосой пропускания не более fв. В устройствах РЗА применяют АЦП с частотой выборок от 600 Гц до 2000 Гц. Более высокая частота выборок используется в том случае, когда устройство защиты обеспечивает еще и осциллографирование аварийного процесса. Цифровое устройство с частотой выборок 2000 Гц эквивалентно осциллографу с полосой пропускания 01000 Гц. Второй важной характеристикой АЦП является разрядность р формируемого им двоичного числа. Существует однозначная связь между разрядностью АЦП и точностью измерения аналоговой величины. Например, в двухразрядном АЦП на его двух выходах возможно формирование только четырех независимых числовых комбинаций: 00, 01, 10 и 11. Эти числа можно интерпретировать как нахождение входного аналогового сигнала в одном из четырех поддиапазонов, ограниченных 0Xmax. В случае р-разрядного АЦП ступенька квантования при определении уровня сигнала составит Хmах/2р. В энергетике из всех величин в наиболее широком диапазоне изменяется ток. В нормальном режиме работы электроустановки ток находится в пределах (01)Iном, в аварийных режимах достигает (1030)Iном. Для преобразования с погрешностью не более (25)% требуемое число ступеней квантования m должно быть 20004000, т. е. требуется АЦП с разрядностью р = 11, 12. Входные преобразователи дискретных сигналов. Практически во всей современной электронной аппаратуре ввод дискретных сигналов осуществляется через преобразователи на основе оптронов. Выходные релейные преобразователи. Несмотря на очевидные достижения электроники в области коммутации высоких потенциалов и сильных токов в цифровых реле, в большинстве случаев по-прежнему используются промежуточные электромагнитные реле. Контактная пара пока еще остается вне конкуренции как единственное устройство, обеспечивающее видимый разрыв в коммутируемой цепи. К тому же это и самое дешевое решение. Как правило, в цифровых устройствах защиты применяются несколько типов малогабаритных реле: с большей коммутационной способностью – для работы непосредственно в цепях управления выключателей, с меньшей – для работы в цепях сигнализации. Мощные реле способны включать цепи с током порядка 530 А, но их отключающая способность обычно не превосходит 1 А при напряжении 220 В. Таким образом, схема управления высоковольтным выключателем должна предусматривать прерывание тока в цепи электромагнита отключения выключателя его вспомогательным контактом (концевой выключатель). Отключающая способность сигнальных реле обычно не превышает 0,15 А в цепях постоянного тока напряжением 220 В. Средства отображения информации. Требования к средствам визуального отображения информации весьма противоречивы. Это является причиной большого многообразия в части дизайна лицевых панелей цифровых устройств защиты. Для отображения информации в реле используются и отдельные светодиодные индикаторы, и табло, и даже графические экраны. Для простоты будем называть совокупность элементов визуального отображения информации в реле дисплеем. Каким требованиям должен удовлетворять дисплей реле защиты? Очевидно, что он не должен быть дорогим, так как общение человека с реле происходит крайне редко. Дисплей должен обеспечивать быстрое и однозначное представление информации. Наилучшим образом этим требованиям удовлетворяют простые дисплеи в виде светодиодных индикаторов. С другой стороны, цифровое устройство защиты – это устройство, которое способно предоставить оператору очень большой объем информации: текущие значения токов и напряжений, их аварийные значения, уставки (а их в цифровых реле может быть несколько наборов), состояние входов и выходов управления и т. д. Для оперативного получения такого объема информации требуются соответственно и более информативные дисплеи. На рис. 1.4 представлены некоторые варианты выполнения дисплеев устройств защиты. В комплектных устройствах защиты типа SPAC 800 (рис. 1.4,а) отдельный светодиодный индикатор (или крайний левый разряд цифрового светодиодного табло) указывает на отображаемый параметр, а численное значение этого параметра выводится в трех правых разрядах цифрового табло. Светодиодный дисплей хорошо заметен, особенно в условиях малой внешней освещенности. а) б) в) Рис.1.4. Варианты дисплеев цифровых устройств защиты Применяются цифробуквенные многострочные дисплеи (рис. 1.4,б), что обеспечивает удобство считывания информации. Такие табло выполняются на основе жидкокристаллических индикаторов (ЖКИ). Основными недостатками ЖКИ-дисплеев являются относительно низкая контрастность изображения и неработоспособность при низких температурах. Однако невысокая стоимость и легкость управления ЖКИ способствуют их широкому применению. Наиболее наглядно информация представляется на графическом дисплее, что в какой-то мере демонстрирует рис. 1.4,в. В последнее время применение в реле сложного дисплея становится менее актуальным. Современные цифровые реле, как правило, предусматривают возможность подключения к компьютеру, и вся необходимая информация может в любой удобной форме быть представлена на привычном дисплее компьютера. Органы местного управления реле. Кнопки управления или клавиатура являются неотъемлемыми элементами связи человека с цифровым устройством. С помощью клавиатуры можно изменить режим работы устройства, вызвать на дисплей интересующие параметры и величины, ввести новые уставки и т. д. Число кнопок, используемых в клавиатурах различных устройств защиты, варьируется от двух до десяти. Чем больше кнопок в клавиатуре, тем удобнее и быстрее можно вводить информацию в устройство. Однако кнопки являются наиболее ненадежными элементами. Поэтому там, где пользоваться клавиатурой приходится крайне редко, стремятся использовать минимальное число кнопок. Минимальное число кнопок клавиатуры, позволяющее вводить любую информацию, равно двум. Работу с двухкнопочной клавиатурой можно ассоциировать с продвижением по кругу из неких параметров, управляя движением одной из кнопок, и выбором искомого – с помощью другой кнопки. В некоторых реле состояния, доступные с помощью кнопок управления, представляются двухмерным массивом. Продвижение по координатам массива осуществляется соответствующими кнопками, а выбор элемента массива производится одновременным нажатием двух кнопок. При нажатии одной кнопки происходит перемещение по вертикали, а при нажатии другой кнопки – по горизонтали. Манипулируя длительностью нажатия кнопок можно обеспечить продвижение в прямом и обратном направлениях. Например, при нажатии кнопки на время менее 0,5 с происходит движение назад; при нажатии кнопки в течение 0,51,0 с происходит движение вперед, а при удержании кнопки в нажатом состоянии – автоматический переход от одной позиции меню к другой (так называемая прокрутка). Оптоволоконные каналы передачи информации. Оптические системы связи начали развиваться с начала 70-х годов прошлого века. Основными их компонентами являются: оптический излучатель, световод и светочувствительный элемент (фотоприемник). По сравнению с электрическими кабелями световоды обладают рядом достоинств: - высокая помехозащищённость в условиях сильных полей; - большая пропускная способность; - безопасность при эксплуатации: исключается вынос электрического потенциала из электроустановки; невозможно возгорание кабеля по причине КЗ; - не используется дефицитная медь, что делает их потенциально дешевле в перспективе при отработке технологии производства; - высокие эксплуатационные характеристики: малый радиус изгиба, некритичность к условиям прокладки (возможна прокладка рядом с сильноточными кабелями), малые массо-габаритные показатели и т.д. Основным недостатком оптических кабелей является сложность стыковки световодов между собой, а также с излучателями и приёмниками сигналов. Однако технология сращивания оптических кабелей быстро совершенствуется. 1.3.3. Отличительные особенности цифровых защит Особенности обработки информации в цифровых реле. Цифровые реле обладают всеми достоинствами, достигнутыми электронными реле с аналоговыми принципами обработки информации. Это: - более близкий к единице коэффициент возврата измерительных органов (0,960,97 вместо 0,80,85 у механических реле), что является результатом перехода от механических узлов сравнения к электронным узлам, нечувствительным к механическим ударам и вибрации; - малое потребление мощности от трансформаторов тока и напряжения (на уровне 0,10,5 ВА вместо 1030 ВА у электромеханических реле) вследствие использования их исключительно как датчиков информации. Правда, при этом электронным реле требуется надежный источник питания. Практически, независимо от числа реализуемых функций, цифровое устройство защиты потребляет от сети оперативного тока мощность порядка 1520 Вт. Однако некоторые характеристики цифровых реле остались на том же уровне, как у их аналоговых (электромеханических и электронных) прототипов. Собственное время срабатывания цифровых реле. Собственное время срабатывания измерительных органов цифровых реле осталось таким же, как у их электромеханических аналогов. Это можно объяснить тем, что для определения интегральных параметров контролируемых токов и напряжений (действующих значений, фазовых сдвигов) требуется некоторое время. Так, согласно определению, действующее (эффективное) значение периодической временной функции x(t) находится по выражению: Хэ = Как видно, расчёт действующего значения сигнала связан с вычислением интеграла в пределах периода изменения контролируемого сигнала. А это значит, что в реальном времени результат вычислений этого интеграла может быть получен только после наблюдения за контролируемым сигналом x(t) в течение отрезка времени, равного периоду Т. При этом не принципиально, будет ли использоваться численный метод интегрирования или аналоговое интегрирующее звено. Цифровые реле, как и их аналоговые прототипы, в принципе могут формировать сигнал срабатывания и через более короткий отрезок времени, чем период Т, если значение контролируемой величины заведомо превышает уставку. Это легко сделать, так как численное интегрирование представляет собой подсчет суммы приращений: где х(t) – значение подынтегральной функции в узловых точках х(ti), взятых на интервале интегрирования; t – отстояние друг от друга во времени узловых точек функции. Безусловно, вычисление суммы можно приостановить по достижении наперед заданного значения. Однако при значениях контролируемой величины, соизмеримых с уставкой, время наблюдения будет стремиться к Т. Кажется, что в условиях, когда входной сигнал представляется только одной гармоникой, на вычисление действующего значения можно тратить меньше времени, так как амплитуда синусоиды и ее действующее значение могут быть вычислены после замера нескольких мгновенных значений. Однако в реальных сигналах всегда наряду с интересуемой гармоникой присутствуют другие гармоники и апериодические составляющие. Выделение же из сложного сигнала интересующей гармоники требует времени. В общем случае, сказанное не распространяется на реле, в которых не используется определение интегральных параметров сигнала. Например, в дифференциальной токовой защите теоретически можно производить сравнение мгновенных значений токов в ветвях защищаемой схемы. Однако реально и в дифференциальных реле приходится сталкиваться с вопросами фильтрации. Фильтрация требуется и для подавления помех в рабочих токах, и при формировании блокирующих воздействий. Например, в дифференциальной защите трансформатора при бросках тока намагничивания, обнаруживаемых по факту появления второй гармоники в дифференциальном токе. Фильтрация сигналов в цифровых реле. Если контролируемый сигнал периодический и существует достаточно длительное время, то для выделения основной гармоники (или любой другой) можно воспользоваться теорией гармонического анализа. Для этого широко применяется программа быстрого преобразования Фурье. Численный способ гармонического анализа применяется в том случае, когда функция x(t) известна на промежутке 0 < t ≤ Т только в дискретной системе точек tn = nT / N, n = 0, 1, ... N-1. Цифровой фильтр работает с последовательностью из N выборок Хвх(nΔt), взятых с интервалом Δt из входного сигнала. На выходе фильтра в результате определенных операций возникает последовательность чисел Хвых(nΔt). Идеальный цифровой фильтр должен оперировать с бесконечным числом выборок из входного сигнала, предшествующих моменту вычисления очередной дискреты его выходного сигнала. Реальное цифровое устройство может работать лишь с конечным числом выборок N. Ассоциируя число используемых выборок с неким временным окном наблюдения за входным сигналом, можно отметить, что в первые моменты времени после скачкообразного изменения входного сигнала, например тока в результате КЗ, вычислительное устройство некоторое время будет формировать «неправильный» выходной сигнал. Точность вычислений будет тем выше, чем больше выборок находится в окне наблюдения. Цифровые фильтры имеют ряд преимуществ. Основные из них – надежность работы и стабильность характеристик, недостижимые в аналоговых фильтрах. Однако многие практические вопросы можно рассматривать с позиций аналоговых фильтров. Так же как и аналоговые фильтры, цифровые имеют противоречие в части точности выделения нужной гармоники из сложного сигнала и времени, затрачиваемого на фильтрацию. Для того чтобы отстроиться от апериодических составляющих, высших гармоник и помех, амплитудно-частотная характеристика входного тракта реле должна быть подобна характеристике полосового фильтра, т. е. характеризоваться частотой пропускания сигнала. Сужение полосы пропускания улучшает помехозащищенность реле, так как большинство помех являются импульсными сигналами (грозовые разряды, коммутационные перенапряжения и т. д.). При этом, чем уже полоса пропускания входного тракта реле, тем меньшая доля энергии помехи будет добавляться к рабочему сигналу. Однако слишком узкополосный входной тракт реле приводит к неприемлемому снижению быстродействия реле. Поэтому с целью повышения быстродействия защиты, приходится идти на компромисс. Работа реле при насыщении трансформатора тока. Цифровые принципы обработки сигналов эффективно применяются и для обеспечения правильной работы реле при насыщении измерительных трансформаторов тока. Очевидно, что вторичный ток насыщенного трансформатора (жирная линия на рис. 1.5,а) существенно отличается от его идеального значения (пунктир). Однако известно и то, что даже в случае глубокого насыщения ТТ в отдельные моменты времени трансформация осуществляется правильно (участки совпадения линий на рис. 1.5,а). Этим обстоятельством можно воспользоваться для определения правильного амплитудного или действующего значение искаженного сигнала вторичного тока. Для этого необходимо измерить мгновенные значения тока на отрезках правильной трансформации, вычислить его амплитудное и действующее значение, предполагая, что закон его изменения известен i(t1) = Im sin(t1+), i(t2) = I’m sin(t2+). Безусловно, реальный алгоритм восстановления искаженного вторичного тока при насыщении трансформатора гораздо сложнее. Решение задачи восстановления токов требуется, например, в защитах от однофазных замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью, где высока вероятность попадания трансформатора тока нулевой последовательности в режим глубокого насыщения. Принцип экстраполяции необходим и для правильного восстановления фаз сигналов. На рис. 1.5,б продемонстрировано, что выделение основной гармоники из искаженного сигнала путем частотной фильтрации приведет к большой погрешности в определении ее и амплитуды и фазы. Однако и в этом случае точность работы цифровых защит будет выше, чем у аналоговых. Рис. 1.5. Насыщение трансформаторов тока Самоконтроль и диагностика. Одной из особенностей цифровых устройств является относительная простота организации контроля исправности аппаратной части и программного обеспечения. Этому благоприятствует циклический режим работы микропроцессора по заложенной программе. Отдельные фрагменты этой программы и выполняют самотестирование устройства защиты. В арсенале разработчиков цифровой аппаратуры имеется целый набор типовых решений в части тестирования. В цифровых реле при самоконтроле часто используются следующие приемы: - неисправность тракта аналого-цифрового преобразования с большой глубиной охвата входящих в него узлов обнаруживается путем периодического считывания опорного (неизменного во времени) напряжения. Если компьютер обнаруживает расхождение между последним и ранее полученным результатом, то он формирует сигнал неисправности; - исправность памяти оперативного запоминающего устройства проверяют, записывая в ячейки заранее известные числа и сравнивая результаты, получаемые при последующем считывании; - рабочая программа, хранимая в ПЗУ, периодически рассматривается компьютером как набор числовых кодов. Компьютер выполняет их формальное суммирование, а результат сравнивает с контрольной суммой, хранимой в заранее известной ячейке; - целостность обмоток выходных реле проверяется при кратковременной подаче на них напряжения и контроле обтекания их током; - периодически выполняется самотестирование компьютера, измеряются параметры блока питания и других важнейших узлов устройства; - на случай выхода из строя самого компьютера, осуществляющего самоконтроль, в цифровых устройствах предусматривается специальный сторожевой таймер «watch dog». Это несложный и очень надежный узел. В нормальном режиме микропроцессор посылает в этот узел импульсы с заданным периодом следования. С приходом очередного импульса сторожевой таймер начинает отсчет времени. Если за отведенное время от микропроцессора не придет очередной импульс, который сбрасывает таймер в исходное состояние, то таймер воздействует на вход возврата микропроцессора в исходное состояние. Это вызывает перезапуск управляющей программы. При неисправности микропроцессор «зависает», устойчиво формируя 0 или 1. Это обнаруживает сторожевой таймер и формирует сигнал тревоги. При необходимости блокируются наиболее ответственные узлы устройства защиты. Безусловно, тестирование не может обеспечить полное выявление внутренних дефектов изделия. Глубина тестирования целиком находится в компетенции разработчика. Реально тестированием удается охватить порядка 7080% всех элементов изделия. Помехозащищённость цифровых защит. Помехозащищённость – это способность аппаратуры правильно функционировать в условиях электромагнитных помех. Необходимая помехозащищённость обеспечивается только при комплексном решении ряда вопросов: - обеспечения должного превышения уровней информационных сигналов над уровнем помех; для этого в энергетике используются сигналы с номинальными уровнями 1 А и более, 100 В и выше; - правильной прокладкой линий связи датчиков информации с устройствами защиты, а при необходимости – защитой линий связи от действия помех и подавлением самих помех; - правильным конструированием аппаратной части устройств РЗА. Если решение последнего вопроса целиком находится в ведении разработчиков аппаратуры, то вопросы защиты каналов связи от помех должны решаться на стадии проектирования и в ходе эксплуатации систем защиты. Раздел 2. Максимальные токовые защиты В разделе рассматриваются две темы: - виды максимальных токовых защит; - исполнение токовых защит. Для закрепления теоретического материала по темам этого раздела предусмотрено проведение практического занятия «Расчет токовых защит распределительной сети» и двух лабораторных работ: - Настройка токовых защит в программно-логической модели терминала ТЭМП 2501; - Моделирование работы токовых защит в программно-логической модели терминала ТЭМП 2501. В процессе изучения материалов этого раздела следует выполнить первую часть курсовой работы – расчет токовых защит. После проработки теоретического материала следует ответить на вопросы тренировочного теста № 2. Правильные ответы на вопросы тренировочных тестов приведены на с. 217. При появлении затруднений по тестовым заданиям следует обратиться к теоретическому материалу [1] или проконсультироваться у преподавателя. При эффективной проработке материала данного раздела можно набрать 19 балл из 100 возможных. 2.1. Виды максимальных токовых защит 2.1.1. Токовые защиты от межфазных КЗ линий с односторонним питанием В качестве объекта релейной защиты рассматривается распределительная сеть, с помощью которой осуществляется распределение электроэнергии между потребителями. С другой стороны – это такая сеть, все точки которой находятся в электрическом смысле далеко от источников питания, т.е. за большими сопротивлениями. Это значит, что КЗ в любой точке такой сети не грозит нарушением устойчивости энергосистемы, а сопровождается протеканием больших токов. Распределительная сеть, как правило, имеет один источник питания, строится по радиальной, магистральной или смешанной схемам. В настоящее время напряжения распределительной сети могут быть 6, 10, 35 и 110 кВ. Более высокие напряжения характерны для питающих и системообразующих сетей. Как и любая электрическая сеть, распределительная сеть представляет собой совокупность линий и трансформаторных подстанций. В данном разделе будем рассматривать вопросы защиты линий (кабельных и воздушных) от междуфазных КЗ. По российским правилам сети напряжением 3, 6, 10, 20, 35 кВ работают с изолированной или компенсированной нейтралью. И по этой причине в таких сетях возможны только междуфазные КЗ. Однофазные замыкания возможны и весьма вероятны, но это простые, а не короткие замыкания и они сопровождаются протеканием малых (емкостных) токов, величина которых меньше токов рабочих режимов. Сети напряжением 110 кВ и выше работают с эффективно заземленной нейтралью. В такой сети имеют место как однофазные, так и междуфазные КЗ. Основной документ, который регламентирует применение релейной защиты, это Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Эти правила распространяются на устройства релейной защиты электроустановок напряжением выше 1 кВ и до 500 кВ включительно. Защиты электроустановок выше 500 кВ, кабельных линий выше 35 кВ, а также электроустановок атомных электростанций и передач постоянного тока в главе ПЭУ «Релейная защита» не рассматриваются. Защита электрических сетей до 1 кВ выполняется в соответствии с требованиями главы ПЭУ «Защита электрических сетей напряжением до 1 кВ». В соответствии с ПУЭ все электроустановки делятся на электроустановки напряжением выше 1 кВ (высоковольтные) и электроустановки напряжением ниже 1 кВ (низковольтные). Высоковольтные электроустановки и, соответственно, высоковольтная сеть характеризуются применением в большинстве случаев высоковольтных выключателей, способных отключать токи КЗ. Эти коммутационные аппараты содержат главные контакты, устройства дугогашения и привод, служащий для включения и отключения электрической цепи. Устройство релейной защиты от КЗ в этом случае выполняется в виде отдельного блока или терминала. Выходная цепь защиты воздействует на катушку (селеноид) отключения. Высоковольтный выключатель не является автоматическим, а отключается под действием релейной защиты. Низковольтные электроустановки и, соответственно, низковольтная сеть характеризуются применением низковольтных автоматических выключателей (автоматов). Такие выключатели способны отключить токи КЗ и срабатывают они под действием встроенных в выключатель устройсты релейной защиты. Коммутационный аппарат и релейная защита выполнены в одном корпусе, поэтому выключатель является автоматическим. Основной вид релейной защиты линий с односторонним питанием от междуфазных КЗ – это максимальная токовая защита, основные сведения о которой приведены в курсе «Электроэнергетика, ч. 2». В соответствии с ПУЭ на одиночных линиях с односторонним питанием напряжением 3-10 кВ с изолированной нейтралью от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая – в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени. Кроме того, на таких линиях должна устанавливаться релейная защита от однофазных замыканий на землю. Эта защита должна действовать на сигнал или на отключение, если это требуется по условиям безопасности. Для воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 20 и 35 кВ с изолированной нейтралью также должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю. На обычных линиях с односторонним питанием напряжением 20 и 35 кВ от многофазных замыканий должны быть установлены преимущественно ступенчатые защиты тока или ступенчатые защиты тока и напряжения, а если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстроты отключения повреждения, например, на головных участках,  дистанционная ступенчатая защита преимущественно с пуском по току. В этом случае в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени. Для воздушных линий в сетях напряжением 110-500 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю. На одиночных линиях 110-500 кВ с односторонним питанием от многофазных замыканий следует устанавливать ступенчатые токовые защиты или ступенчатые защиты тока и напряжения. Если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстродействия, например, на головных участках, или, если это целесообразно по условию согласования защит смежных участков с защитой рассматриваемого участка, должна быть предусмотрена ступенчатая дистанционная защита. В этом случае в качестве дополнительной защиты рекомендуется также использовать токовую отсечку без выдержки времени. От замыканий на землю должна быть предусмотрена, как правило, ступенчатая токовая направленная или ненаправленная защита нулевой последовательности. 2.1.2. Максимальная токовая защита. Токовая отсечка. Токовая защита со ступенчатой характеристикой выдержки времени В УМК «Электроэнергетика, ч. 2» изложены основные сведения о максимальной токовой защите (МТЗ) и токовой отсечке (ТО). Поэтому нет необходимости повторять этот материал. Остановимся на современном подходе к решению задачи проектирования МТЗ и ТО воздушной или кабельной линии с односторонним питанием напряжением 6-35 кВ. В настоящее время для целей релейной защиты и автоматики применяются цифровые устройства (терминалы), выпускаемые рядом фирм в России и за рубежом. Расчеты параметров срабатывания МТЗ и ТО ведутся точно так же, как это делалось для устройств релейной защиты, выполненных на релейно-контактных элементах. Ток срабатывания МТЗ отстраивается от максимального рабочего тока защищаемого элемента, ток срабатывания ТО отстраивается от максимального тока КЗ в конце защищаемой линии. Время срабатывания МТЗ, как защиты с относительной селективностью, определяется путем согласования с защитой смежного участка. МТЗ может иметь независимую от тока характеристику выдержки времени или зависимую. Цифровые терминалы защиты и автоматики имеют широкие возможности, являются многофункциональными и дают возможность проектировщику, в частности, выбрать зависимую характеристику выдержки времени из большого числа таковых, предлагаемых изготовителем терминала. При выборе той или иной характеристики следует руководствоваться общеизвестными принципами: при заданной или рассчитанной ступени селективности Δt, при заданных уровнях (кратностях) токов КЗ следует выбрать такую характеристику, которая обсепечит селективность защит и минимальные выдержки времени согласуемых МТЗ. Выбрав определенного изготовителя терминала, следует внимательно ознакомиться с инструкцией (описанием) и в соответствии с особенностями последнего провести необходимые расчеты. В качестве примера ниже приводится краткая характеристика цифрового терминала защиты и автоматики «Сириус-2» предприятия «Радиус-Автоматика» и принципы расчета МТЗ и ТО участка сети, содержащего две линии с одним источником питания. Микропроцессорное устройство защиты «Сириус-2» предназначен для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений напряжением 6-35 кВ. Функции защиты, выполняемые устройством: - трехступенчатая МТЗ от междуфазных повреждений с контролем двух или трех фазных токов; - автоматический ввод ускорения любых ступеней МТЗ при любом включении выключателя; - защита от обрыва фазы питающего фидера; - защита от однофазных замыканий на землю по сумме высших гармоник; - защита от однофазных замыканий на землю по току основной частоты; - выдача сигнала пуска МТЗ для организации логической защиты шин. Кроме того, устройство имеет ряд функций автоматики, дополнительных сервисных функций и встроенных устройств. МТЗ в устройстве «Сириус-2-Л» может иметь 4 ступени: - 1-я ступень – МТЗ-1 (токовая отсечка) с независимой времятоковой характеристикой; - 2-я ступень – МТЗ-2 с зависимыми или независимыми времятоковыми характеристиками; - 3-я ступень – МТЗ-3 с зависимыми или независимыми времятоковыми характеристиками; - дополнительная ступень – МТЗ-4 обеспечивает отключение присоединения при длительном превышении током заданной уставки, что, например, требуется при «адресном отключении». Для ступеней МТЗ-2 и МТЗ-3 возможен выбор одной из шести времятоковых характеристик: 1. Независимая характеристика. Время выдержки определяется набран-ным значением уставки по времени Туст. Диапазон уставок по току: Рис. 2.1. Нормально-инверсная характеристика Рис. 2.2. Сильно инверсная характеристика Рис. 2.3. Чрезвычайно инверсная характеристика Рис. 2.4. Крутая характеристика Рис. 2.5. Пологая характеристика Рис. 2.6. Участок распределительной сети (а) и кривая спада тока (б) для 1-й ступени – 2-200 А; для 2-й ступени – 1-200 А; для 3-й ступени – 0,4-100 А; для 4-й ступени – 0,4-20 А. Диапазон уставок по времени Tуст: для 1-й ступени – 0-10 с; для 2-й ступени – 0,1-20 с; для 3-й ступени – 0,2-99 с; для 4-й ступени – 1-99 мин. Дискретность уставок: по току – 0,01 А; по времени – 0,01 с; по времени для 4-й ступени – 1 мин. Основная погрешность срабатывания: по току ± 5 % от уставки; по времени для независимых характеристик: ± 3 % от уставки при выдержке более 1 с; ± 25 мс при выдержке менее 1 с; по времени для зависимых характеристик ± 7 % от уставки. Коэффициент возврата по току 0,950,92. 2. Пять зависимых времятоковых характеристик (рис. 2.12.5), в выражениях которых: t – время срабатывания защиты при кратности тока , Tуст – уставка по времени; I – ток защиты; Iуст – уставка по току защиты (ток срабатывания). В качестве примера проведем расчет согласования по времени защит смежных линий на участке радиальной распределительной сети. На рис. 2.6,а показаны линии W1, W2, W3, высоковольтные выключатели Q1, Q2, Q3. Питание слева, напряжение сети 10 кВ. Задана зависимость (рис. 2.6,б) максимального трехфазного тока КЗ от расстояния от источника до точки КЗ , заданы токи срабатывания защит Iсз1=1,68 кА, Iсз2=0,72 кА, Iсз3=0,38 кА. Обозначим кратности токов КЗ буквой K с двумя индексами: первый индекс – номер точки КЗ, второй индекс – номер МТЗ, по отношению к которой рассчитана кратность. Номер МТЗ – это номер выключателя. Расчет кратности будем вести по токам КЗ и токам срабатывания защит Для нашего примера Величины K33, K32, K22, K21, K11 указаны на рис. 2.6,б. Величина выдержки времени t3 и ступень селективности Δt указаны на рис. 2.6,а. Задача состоит в том, чтобы рассчитать Tуст3, Tуст2, Tуст1, предварительно выбрав вид времятоковой характеристики. Прежде всего, оценим грубо крутизну времятоковых характеристик, показанных на рис. 2.1, 2.2, 2.3. Крутизну характеристики определим в диапазоне кратностей 2…6 для Туст=0,2 с, как отношение приращения времени срабатывания к изменению кратности тока: для характеристик рис. 2.1 крутизна составит (2-0,8)/(6-2)=0,3; для характеристик рис. 2.2 крутизна составит (2,8-0,5)/(6-2)=0,575; для характеристик рис. 2.3 крутизна составит (4,8-0,4)/(6-2)=1,1. Так как крутизна характеристики рис. 2.3 наибольшая попытаемся выбрать именно эту характеристику для нашего участка сети. Это даст наибольший выигрыш в быстродействии МТЗ. По кривой с Tуст3=0,2 с (рис. 2.3) при кратности K33=4 получим время срабатывания t3'=0,9 c > t3=0,8 с. МТЗ2 при КЗ в точке КЗ должна срабатывать с временем t2=t3'+t =0,9+0,4=1,3 c. Для МТЗ2 принимаем эту же характеристику с Tуст2=0,2 с, т. к. это самая низкая уставка по времени. При K32 = 2 время срабатывания t2'=4,7 c > 1,3 c. Это слишком большая выдержка времени, совершенно не приемлемая. Поэтому обращаемся к характеристике рис. 2.2. При Tуст3=0,2 с и кратности K33=4 получаем t3''=0,9 c. Эта величина может быть принята, т. к. в этом случае также t3'' > t3. Для МТЗ2 также принимаем кривую по рис. 2.2 с Tуст2=0,2 с. Тогда при K32=2 t2=2,8 c. Эта выдержка времени также слишком велика. Приходится обращаться к рис. 2.5. Принимаем кривую с Tуст3=1 с. При кратности K33=3,76 выдержка времени t3'''=1,15 c, t3'''>t3, t2=t3'''+t= =1,15+0,4=1,55 c. Для МТЗ 2 рассчитываем Tуст2 для t2 = 1,55 с по формуле Имея в виду, что , получим На характеристиках рис. 2.5 меньшая уставка Tуст = 0,5 с, поэтому придется обратиться к этой кривой. Для МТЗ2 принимаем кривую с Tуст2=0,5 с. При K32=2 получаем t2'''=1,7 c, t2'''> t2. Значит кривая подходит. Отмечаем на рис. 2.6,а Tуст2 = 0,5 с. Проведем согласование МТЗ1 с МТЗ2. Для МТЗ2 по кривой с Tуст2 = 0,5 с при K22 = 3,25 получаем t2''''=0,8 c. Время срабатывания МТЗ1 при КЗ в точке K2, т.е. при K21 = 2,13 будет t1=t2''''+t =0,8+0,4=1,2 c. Этой величине соответствует кривая с Tуст1 = 0,5 с. По этой кривой при K21 = 2,13 t1=1,5 c. Согласование закончено. Если для МТЗ2, МТЗ2, МТЗ1 принять независимые характеристики, то выдержки времени будут t3 = 0,8 c, t2 = 1,2 c, t1 = 1,6 c. Отсюда видно, что защиты, имеющие характеристики рис. 2.5 имеют меньшие времена срабатывания по сравнению с независимыми характеристиками. Это хорошо видно на рис. 2.7, где показаны три ступени защит с независимыми характеристиками: 0,8 с, 1,2 с, 1,6 с и времена срабатывания защит по кривым рис. 2.5: 1,15 с; 1,7-0,7 с, 1,5-0,7 с. Рассмотрим расчет токовой отсечки (ТО), представляющей собой разновидность МТЗ, также построенную на максимальном токовом принципе. Селективность ТО достигается согласованием их по токам срабатывания. Расчет ТО проведем для участка сети, показанного на рис. 1.11. Кривая спада тока КЗ (рис. 2.6,б) воспроизведена на рис. 2.8. Рис. 2.7. Сравнение выдержек времени защит с зависимыми и независимыми характеристиками Рис. 2.8. Зоны действия токовых отсечек Ток срабатывания отсечки линии W2 , где Kн = 1,251,3. Ток срабатывания отсечки линии W1 . На рис. 2.8 показаны токи срабатывания в виде горизонтальных линий. Точки пересечения кривой спада тока с линиями Iсзо1, Iсзо2 определяют зоны действия отсечек Lз1, Lз2. График рис. 2.8 показывает, что зоны срабатывания ТО Lз1, Lз2 малы, т. е. составляют малую долю длины каждой линии. В заключение данной темы рассмотрим современные реле тока типа РСТ-40В и РСТ-80АВ. Это статические электронные реле тока. РСТ-40В имеют регулируемую и независимую от входного сигнала выдержку времени. Функциональная схема реле приведена на рис. 2.9,а. а) б) Рис. 2.9. Функциональные схемы реле а – РСТ-40В (U1 – блок питания, U2 – электронный преобразователь, U3 – реагирующий орган, U4 – элемент выдержки времени, U5 – выходной орган); б – РСТ-80АВ (U1 – блок питания, U2 – электронный преобразователь, U3 – орган формирования зависимой выдержки времени, U4 – элемент отсечки, U5 – выходной орган); а) б) Рис. 2.10. Времятоковые характеристики типа А (а) и типа В (б) Реле Реле РСТ-80АВ – это реле тока с зависимыми характеристиками. Функциональная схема этого реле приведена на рис. 2.9,б. Принцип преобразования аналоговых сигналов позволяет получить времятоковые характеристики двух типов – А и В, показанные на рис. 2.10,а и б. РСТ-80АВ позволяет получать характеристики зависимости времени срабатывания tср от кратности тока I/Icp по следующей формуле , где Kt max – временной коэффициент; I – входной ток; Iср – ток срабатывания; α – коэффициент кривизны характеристики; β – коэффициент регулирования уставки по времени. Числовые значения Kt max и α следует подбирать по видам кривых рис. 2.10,а и б, а значения β указаны справа на этих рисунках. Технические данные реле РСТ-40В и РСТ-80АВ приведены в табл. 2.1 и 2.2. Таблица 2.1 Тип реле Диапазон уставок по току, А Соединение обмоток последовательное параллельное ток сраб., А ном. ток, А ток сраб., А ном. ток, А РСТ40(В)-02-(ХХ) 0,5-2 0,5-1 1 1-2 2 РСТ40(В)-06-(ХХ) 1,5-6 1,5-3 3 3-6 6 РСТ40(В)-10-(ХХ) 2,5-10 2,5-5 5 5-10 10 РСТ40(В)-20-(ХХ) 5-20 5-10 8 10-20 16 РСТ40(В)-60-(ХХ) 15-60 15-30 8 30-60 16 РСТ40(В)-100-(ХХ) 25-100 25-50 8 50-100 16 Тип реле Диапазон уставок по времени, с Дискретность изменения уставок по времени РСТ40В-ХХ-03 0,2-0,5 0,5-1 РСТ40В-ХХ-06 1,5-6 1,5-3 РСТ40В-ХХ-12 2,5-10 2,5-5 Таблица 2.2 Тип реле Диапазон уставок по току, А Соединение обмоток последовательное параллельное ток сраб., А ток сраб. отс, А ном. ток, А ток сраб., А ток сраб. отс, А ном. ток, А РСТ80АВ-02 0,5-2,24 0,5-1,12 1-8,75 1 1-2,24 2-17,5 2 РСТ80АВ-02 1,5-6,72 1,5-3,36 3-26,25 3 3-6,72 6-52,5 6 РСТ80АВ-02) 2,5-11,2 2,5-5,6 5-43,75 5 5-11,2 10-87,5 10 РСТ80АВ-02 5-11,2 5-10 10-87,5 10 10-22,4 20-175 16 2.2. Исполнение токовых защит 2.2.1. Трансформаторы тока в устройствах релейной защиты. Трансформаторы тока (ТТ) представляют собой измерители тока защищаемого объекта. Как известно, трансформаторы тока является генераторами тока, выпускаются в различных модификациях и характеризуются рядом стандартных значений первичных токов и двумя стандартными значениями вторичных токов – 1А и 5 А. Трансформаторы тока как измерительные аппараты характеризуется погрешностями по току и по углу. Погрешность по току – это арифметическая разность величин приведенного первичного и вторичного токов, отнесенная к первичному току, выраженная в процентах где nтт = – коэффициент трансформации, равный отношению числа витков вторичной обмотки W2 к числу витков первичный обмотки W1. Погрешность по углу – это угол сдвига по фазе вторичного тока относительно первичного, выраженный в минутах или градусах. Значения погрешностей по току и по углу для измерений определяются классом точности. Выпускаются трансформаторы тока классов точности 0,5; 1; 3 с погрешностями по току соответственно +0,5 %, +1 %, +3 %. Для релейной защиты изготавливаются ТТ класса 10Р с погрешностью по току  <10 % при токе номинальной предельной кратности и ТТ класса 5Р повышенной точности с погрешностью  =5 % при тех же кратностях первичного тока. Наибольшее распространение получили ТТ класса 10Р для которых заводы-изготовители дают кривые предельной кратности КПК – зависимости К10 от сопротивления нагрузки Zн. Предельная кратность К10П, величина, введенная ГОСТ 7746-78 К10П = где I1расч – максимальный расчетный ток первичный обмотки ТТ, например максимальный ток К3; I1ном – первичный номинальный ток ТТ. На рис. 2.11 показана схема замещения ТТ (здесь I1' – приведенный ко вторичной обмотке первичной ток, Iнам' – приведённый к вторичной обмотке ток намагничивание ТТ, I2 – вторичный ток ТТ, Z1' – приведенное к вторичной обмотке сопротивление первичной обмотки ТТ, Z2 – сопротивление вторичной обмотки, Zн – сопротивление нагрузки). Рис. 2.11. Схема замещения трансформатора тока Кривая предельной кратности для трансформатора тока типа ТПП10-5-83-(81) приведена на рис. 2.12 для I1ном=100 А при Zн ном=0,6 Ом, К10ном=13 (кривая 1). Если, например, фактическая нагрузка Zн факт = 0,3 Ом, то можно по той же кривой определить, что кратность тока при сохранении погрешности 10% может быть равна 20. Номер кривой определяется значением I1ном, как это видно из таблицы под кривой. Из изложенного следует, что правильный выбор ТТ для релейной защиты обеспечит надёжную работу последней во всех расчетных режимах. В заключении данного материала приведем классы точности ТТ для релейной защиты в соответствии со стандартом МЕК(JEC60044-1) табл. 2.3. 2.2.2. Измерительные органы релейной защиты Измерительные органы осуществляют сравнение входной величины с величиной уставки. Для токовых защит это сравнение входного тока, например, от трансформатора тока, с током срабатывания реле защиты. Для релейно-контактных схем релейной защиты измерительные органы – это реле максимального тока, реле минимального напряжения и т. д. В цифровых защитах измерение осуществляется в цифровом виде, при этом задача состоит в том, чтобы входной аналоговый сигнал был обработан и переведен в цифровой вид. Вариант исполнения 30 50 75 100 150 200 300 400 Значение I1ном, А 30 50 75 100 150 200 300 400 Номер кривой 1 1 1 1 1 1 1 2 Рис. 2.12. Кривые предельной кратности для ТТ типа ТПП10-5-83-(81) Таблица 2.3 Класс точности Токовая погрешность при I1= I1ном, % Угловая погрешность при I1= I1ном, мин Токовая погрешность при I1=К10ПI1ном, % 5P 1 60 5 10P 3  10 Структура измерительных органов цифровой релейной защиты показана на рис. 2.13 (здесь: ТА – трансформатор тока, TV – трансформатор напряжения, ПТН, ПТТ – промежуточные трансформаторы напряжения и тока, ЧФ - аналоговые фильтры низких частот (частотные фильтры), К – коммутатор сигналов, АЦП – аналого-цифровой преобразователь, ВУ - вычислительные устройство, ВВ, ВЫВ – интерфейсы ввода и вывода, ЦП – цифровой процессор, П – блоки памяти, х1…хk; у1…уq – входные и выходные сигналы). Рис. 2.13. Структура измерительных Рис. 2.14. Схемы измерения органов цифровой защиты ЦП=П фазных токов Трансформаторы напряжения и тока формально не входят в состав релейной защиты, но от их правильной и точной работы зависят основные характеристики защиты. Поэтому большое значение имеет сопряжение этих элементов с входами релейной защиты. В настоящее время кроме ТТ и ТН в качестве датчиков сигналов объекта используется «катушка Роговского». На рис. 2.14 в качестве примера приведены схемы сопряжения в аппаратуре «Sepam» фирмы Shneider Electric. 2.2.3. Логические органы релейной защиты Логическая часть релейной защиты реализует следующие логические функции: - выдержку времени (задержку сигнала); - конъюнкцию (логическое умножение); - дизъюнкцию (логическое сложение); - инверсию. Перечисленные функции осуществляются в релейно-контактных схемах релейной защиты путём применения определённых схем соединения. Например, конъюнкция или функция «И» реализуется в виде последовательного соединения контактов, дизъюнкция или функция «ИЛИ» – в виде параллельного соединения контактов. Функция «Выдержка времени» требует применение специального реле времени. В цифровых защитах логические функции реализуется в АЛУ процессора. В цифровых защитах дискретные входы служат для ввода логической информации (0/1), используемой в программной части защиты для принятия решений. Ввод информации осуществляется, как правило, через оптоэлектронные преобразователи. Информация содержит: - сигналы о состоянии элементов объекта защиты, например, положения блок-контактов выключателей; - сигналы от других устройств релейной защиты, передаваемые, например, по каналам телемеханики; - сигналы пуска или запрета от устройств автоматического повторного включения (АПВ); - сигналы ускорения защит при включении линии; - сигналы для разрешения или запрета каких-либо функций защиты; - сигналы управления для изменения логики защиты. Дискретные выходы – выходные реле и светодиоды служат для целей управления и сигнализации. Дискретные выходы выдают команды отключения выключателей и сигналы о срабатывании защиты. 2.2.4. Источники оперативного тока Для питания устройств релейной защиты и автоматики должны предусматриваться независимые источники электроэнергии, так называемые источники оперативного тока. К таким источникам предъявляются особые требования надежности. Они должны обеспечивать питанием устройства защиты и автоматики во всех режимах, в том числе и при исчезновении напряжения при аварии. Цифровые защиты требуют применения таких источников оперативного тока, которые обеспечивают нужные низкие уровни напряжений для правильной работы цифровых устройств. Блок питания цифровой защиты обеспечивает стабилизированное напряжение на всех узлах процессора независимо от изменений напряжения в питающей сети. Обычно в блоке питания формируется ряд дополнительных сигналов, исключающих неправильную работу цифрового устройства защиты в момент появления и исчезновения напряжения питания. 2.2.5. Принципиальные схемы токовых защит Широкое применение цифровых защит привело к тому, что схемы релейных защит оказались схемами соединения трансформаторов тока и напряжения с блоками цифровых защит, изображаемых в виде «черных ящиков». Таким образом, задача разработчика релейной защиты и автоматики состоит в том, чтобы произвести расчет параметров срабатывания и изобразить схему соединения с указанием штепсельных разъемов блока защиты. В качестве примеров на рис. 2.15 и 2.16 показаны схемы цифровых защит, приводимые в инструкциях соответствующих фирм. На рис. 2.15 показана схема соединения трансформаторов тока с блоком защиты «Сириус-2-МЛ», а на рис. 2.16 – с блоком защиты ТЭМП 2501. Для трансформаторов мощностью до 1000 кВ·А в распределительных сетях 10 кВ широко применяются плавкие предохранители с выключателями нагрузки. Промышленность выпускает высоковольтные предохранители типа ПКТ на напряжение 10 кВ. Условно их делят на две группы: ПКТ и ПКТУ. Предохранители группы ПКТ (предохранители кварцевые токоограничивающие) отличаются от предохранителей группы ПКТУ (предохранители кварцевые токоограничивающие усиленные) тем, что ПКТ имеют меньшую кратность минимального тока отключения к номинальному току и меньшую величину номинального тока отключения по сравнению с предохранителями группы ПКТУ. На рис. 2.17 приведены защитные характеристики предохранителей ПКТУ с номинальными токами плавких вставок от 2 до 160 А. Основные параметры предохранителей ПКТ на напряжение 10 кВ приведены в табл. 2.4. Типичный случай применения предохранителей – это распределительная городская магистральная сеть 10 кВ. На головном выключателе магистрали устанавливается МТЗ, которая согласовывается с предохранителями на трансформаторах трансформаторных подстанций (ТП). В сети 0,4 кВ основным коммутационным аппаратом является автоматические выключатели, защитные характеристики которых имеют вид, приведенный на рис. 2.18. Рис. 2.15. Терминал защиты линии Сириус-2-МЛ Рис. 2.16. Терминал защиты электродвигателя ТЭМП 2501 Рис. 2.17. Характеристики предохранителей типа ПКТУ Таблица 2.4 Типоисполнение предохранителя Ном. ток, А Ном. ток отключения, кА Группа ПКТ101-10-2-12,5У3 2 12,5 ПКТ ПКТ101-10-3,2-12,5У3 3,2 ПКТ101-10-5-12,5У3 5 ПКТ101-10-8-12,5У3 8 ПКТ101-10-10-12,5У3 10 ПКТ101-10-16-12,5У3 16 ПКТ101-10-20-12,5У3 20 ПКТ101-10-31,5-12,5У3 31,5 ПКТ102-10-50-12,5У3 50 ПКТ103-10-100-12,5У3 100 ПКТ104-10-200-12,5У3 200 ПКТ101-10-2-31,5У3 2 31,5 ПКТУ ПКТ101-10-3,2-31,5У3 3,2 ПКТ101-10-5-31,5У3 5 ПКТ101-10-8-31,5У3 8 ПКТ101-10-10-31,5У3 10 ПКТ101-10-16-31,5У3 16 ПКТ101-10-20-31,5У3 20 ПКТ102-10-31,5-31,5У3 31,5 ПКТ102-10-40-31,5У3 40 ПКТ103-10-50-31,5У3 50 ПКТ103-10-80-31,5У3 80 20 ПКТ104-10-100-31,5У3 100 31,5 ПКТ104-10-160-31,5У3 160 20 Рис. 2.18. Времятоковые характеристики автоматического выключателя ВА88: 1 – характеристики теплового расцепителя с холодного состояния; 2 – характеристики теплового расцепителя с нагретого состояния; 3 – зона срабатывания электромагнитного расцепителя Раздел 3. Защиты от замыканий на землю. Токовые направленные защиты В разделе рассматриваются две темы: - защиты от замыканий на землю; - токовые направленные защиты. Для закрепления теоретического материала по темам этого раздела предусмотрено проведение лабораторной работы «Исследование работы токовых защит на базе реального терминала ТЭМП 2501». Практические занятия в этом разделе не предусмотрены. После проработки теоретического материала следует ответить на вопросы тренировочного теста №3. Правильные ответы на вопросы тренировочных тестов приведены на с. 217. При появлении затруднений по тестовым заданиям следует обратиться к теоретическому материалу [1] или проконсультироваться у преподавателя. При эффективной проработке материала данного раздела можно набрать 7 баллов из 100 возможных. 3.1. Токовая защита линий от замыканий на землю в сети с заземленной, изолированной и компенсированной нейтралью Защита от КЗ на землю воздушных линий напряжением 110-500 кВ с эффективно заземленной нейтралью в соответствии с требованиями ПЭУ должна быть, как правило, ступенчатой токовой направленной или ненаправленной нулевой последовательности. Для релейно-контактных схем ток нулевой последовательности формировался путем соединения трансформаторов тока в схему Гольмгрина – параллельное соединение вторичных обмоток ТТ. Таким образом, получился фильтр токов нулевой последовательности, ток на выходе которого появлялся только при замыкании одной или двух фаз на землю. Для цифровых защит применяется стандартная схема соединения вторичных обмоток ТТ в звезду для получения токов прямой, обратной и нулевой последовательностей. Применение для защит от КЗ на землю фильтра токов нулевой последовательности позволяет повысить чувствительность защит, т. к. ток срабатывания защиты не нужно отстраивать от полного рабочего тока фазы, а можно его отстроить от тока небаланса фильтра при максимальном значении тока трехфазного КЗ Iсз= Kн Iнб max, где Iнб max – максимальный ток небаланса на выходе фильтра (ток в реле тока) в точке установки защиты при трехфазном КЗ, Kн=1,3…1,5 – коэффициент надежности. Защита от КЗ на землю имеет относительную селективность по времени с аналогичной защитой смежного участка. Следует иметь в виду, что пути протекания токов нулевой последовательности определяются в сети точками заземленных нейтралей трансформаторов. Чувствительность защиты рассчитывается по отношению к минимальному току КЗ нулевой последовательности в конце защищаемого участка для основной зоны и по отношению к минимальному току КЗ нулевой последовательности в конце смежного участка для зоны резервирования ; , где Кчо, Кчр – коэффициенты чувствительности для основной зоны и зоны резервирования. 3Iок min1, 3Iок min2 – минимальные токи нулевой последовательности в конце основной зоны и зоны резервирования. Защита от простых замыканий на землю воздушных и кабельных линиях сетей 3-35 кВ с изолированной нейтралью выполняется ступенчатой с действием на сигнал. В соответствии с ПУЭ защита от замыканий на землю должна быть выполнена в виде: - селективной защиты, устанавливающей поврежденное направление, с действием на сигнал; - также селективной защиты, действующей на отключение, если это требуется по условиям безопасности; защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети; - устройства контроля изоляции. Защита от однофазных замыканий на землю, действующая на отключение без выдержки времени по требованиям безопасности, должна отключать только элемент, питающий поврежденный участок. В качестве резервной защиты должна быть предусмотрена защита нулевой последовательности с выдержкой времени 0,5 с, действующая на отключение всей электрически связанной сети. Для релейно-контактных и цифровых защит кабельных линий ток нулевой последовательности получают от вторичной обмотки трансформатора тока нулевой последовательности, надетого на кабель. На рис. 3.1 показана схема участка кабельной сети с тремя линиями W1, W2, W3 и точкой заземления 3 на кабеле W3. На каждом кабеле установлена защита нулевой последовательности, получающая сигнал от трансформатора тока нулевой последовательности (ТА1, ТА2, ТА3). На схеме показано растекание токов нулевой последовательности. Это емкостные токи 3Iос, определяемые емкостями фаз кабелей относительно земли. На схеме показан простой вариант одинаковых кабелей, одинаковой длины. Рис. 3.1. Схема растекания токов при простом замыкании на землю в сети с изолированной и компенсированной нейтралью Пути протекания токов на схеме таковы, что при замыкании на землю на «чужом» кабеле через защиты неповрежденного кабеля течет ток повреждения. По этой причине ток срабатывания защиты должен быть отстроен от максимального тока повреждения другого кабеля. Для нашего случая – от тока 3Iос= 3Uф Сw, где Uф – фазное напряжение; ω – угловая частота; Cw – емкость фазы защищаемой линии. Ток срабатывания защиты определяется по формуле , где Kн = 1,1…1,2 – коэффициент надежности; Kб = 4…5 – коэффициент, учитывающий бросок емкостного тока; Чувствительность защиты , где IТНП повр. линии – ток поврежденной линии. Для схемы рис. 3.1 IТНП повр. линии = 6Iос. В сети с компенсированной нейтралью за счет включения дугогасительного реактора L (пунктир на рис. 3.1) появляется индуктивный ток. Для нашего случая полной компенсации это 6IOL, т. е. токи в трансформаторе тока нулевой последовательности поврежденного участка ТАЗ оказываются равными нулю. Таким образом, при полной компенсации защита не способна выявлять повреждение и следует применять другой принцип действия защиты, например, основанный на использовании высших гармоник. 3.2. Токовая направленная защита На линиях с двухсторонним питанием ток к точке КЗ течет с обеих сторон. То же самое происходит в любом замкнутом кольце линий даже при одном источнике питания. Как известно, в таких случаях линия должна отключаться с обеих сторон устройствами релейной защиты. Для обеспечения селективности приходится применять направленную защиту. В соответствии с требованиями ПУЭ на одиночных воздушных линиях напряжением 110-500 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, а также на линиях, входящих в кольцевую сеть с одной точкой питания, от многофазных замыканий должна быть применена дистанционная защита (преимущественно трехступенчатая, используемая в качестве резервной или основной (последнее – только на линиях 110-220 кВ)). В качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени. От замыканий на землю должна быть предусмотрена, как правило, ступенчатая токовая направленная или ненаправленная защита нулевой последовательности. Раздел 4. Дистанционные и дифференциальные защиты В разделе рассматриваются две темы: - дистанционные защиты; - дифференциальные защиты. Лабораторные работы и практические занятия в данном разделе не предусмотрены. После проработки теоретического материала следует ответить на вопросы тренировочного теста № 4. Правильные ответы на вопросы тренировочных тестов приведены на с. 217. При появлении затруднений по тестовым заданиям следует обратиться к теоретическому материалу [1] или проконсультироваться у преподавателя. При эффективной проработке материала данного раздела можно набрать 5 баллов из 100 возможных. 4.1. Дистанционные защиты Дистанционная защита (ДЗ) основана на дистанционном принципе, суть которого состоит в том, что измеряется сопротивление до точки КЗ. В качестве измерителя используется дистанционный орган – реле минимального сопротивления. Измеряется напряжение петли КЗ, делится на ток в этой петле. Полученное значение сопротивления сравнивается с сопротивлением срабатывания и если оно оказывается меньше сопротивления срабатывания – реле срабатывает. В предыдущем параграфе изложены требования ПУЭ в части применения дистанционных защит и там же указано, что в большинстве случаев дистанционная защита выполняется трехступенчатой. Ступени реализуются дистанционными органами, имеющими области срабатывания в комплексной плоскости сопротивлений с уставками ZI, ZII, ZIII, при определенных углах φ и элементами выдержки времени I, II, III ступеней. Полное сопротивление Z, на которые реагирует ДЗ, является функцией многих факторов, но в основном зависит от расстояния между местом установки ДЗ и местом КЗ. На рис. 4.1,а показана упрощенная структурная схема трехступенчатой ДЗ. На рис. 4.1,б приведены характеристики выдержек времени и сопротивлений срабатывания трех ступеней. На структурной схеме пунктиром обведены: 1 – дистанционные органы, 2 – логическая часть, 3 – исполнительный орган (ИО), 4 – блокирующие устройства. а) б) Рис. 4.1. Структурная схема трехступенчатой ДЗ (а) и характеристики выдержек времени и сопротивлений срабатывания трех ступеней (б) Подробно показаны дистанционные органы (ДО) фаз ВС трех ступеней: I – ДО ВС, II – ДО ВС, III – ДО ВС. ДО фаз AB, CA показаны стрелками на входах дизъюнкторов (схем ИЛИ1, ИЛИ2, ИЛИ3) логической части и обозначены KZIAB, KZICA, KZIIAB, KZIICA, KZIIIAB, KZIIICA. Конъюнкторы (схемы И) И1, И2, И3 формируют сигналы на выходах при наличии входных сигналов от ДО и выходных сигналов блокирующих устройств. Первая ступень мгновенного действия, вторая ступень имеет выдержку времени t2 (задержка КТ2), третья ступень – выдержку времени t3 (задержка КТ3). Исполнительный орган ИО выдает команду отключения на выключатель. На рис. 4.1,б показаны выдержки времени трех ступеней t1, t2, t3. Ниже показана схема участка сети, сопротивления до точек КЗ ZK1, ZK2, ZK3 и уставки ДО трех ступеней ZI, ZII, ZIII. Блокирующие устройства содержат блоки УБК и УБН. УБК – это устройство блокировки при качаниях. При любом виде междуфазного КЗ, даже при симметричном трехфазном КЗ в первый момент возникает несимметрия и УБК выдает сигнал на выход, позволяя защите срабатывать. Второй блок УБН – это устройство блокировки при потере напряжения. В случае исчезновения напряжения на выходе УБН появляется сигнал условно равный логической единице (1), при этом на выходе инвертора «НЕ» будет сигнал ноль (0), который блокирует защиту, не позволяя ей срабатывать ложно. Рассмотрим расчет уставок трехступенчатой ДЗА линии W1 (рис. 4.2). Сопротивление срабатывания первой ступени ZIA выбирается из условия, чтобы ДО первой зоны не могли сработать за пределами защищаемой линии. Рис. 4.2. К расчету уставок трехступенчатой ДЗА линии W1 где Z1W1 – первичное сопротивление прямой последовательности защищаемой линии W1; K1 = 0,850,9 – коэффициент, учитывающий погрешности трансформаторов тока и напряжения и дистанционного органа в сторону увеличения Z1; Z1уд – удельное сопротивление линии; lW1 – длина линии W1. Таким образом, длина 1-й зоны ДЗА составляет величину l3IA= (0,850,9)lW1. Вторая ступень ДЗА охватывает участок (вторая зона) своей линии W1, не вошедшей в состав первой зоны и часть следующей линии W2. Сопротивление срабатывания второй ступени и соответственно второй зоны ZIIA и выдержку времени t2 отстраивают от времени действия защит отходящих от шин противоположной подстанции линий или трансформаторов. Выдержка времени второй ступени где tсз max – наибольшая выдержка времени защит линий или трансформаторов следующего участка; Δt – ступень селективности. Длина 2-й зоны ДЗА должна быть отстроена от конца 1-й зоны ДЗВ следующей линии W2. Сопротивление срабатывания 2-й зоны защиты A где K2 = 0,850,9 – коэффициент аналогичный K1, но для следующей линии, на которой установлена дистанционная защита B; ZIB – сопротивление срабатывания первой зоны ДЗВ; l3IB – длина первой зоны ДЗB. Следует обратить внимание на то, что длина первой зоны ДЗA определяется путем умножения сопротивления линии W1 ZIW1 на коэффициент K1. При этом ZIW1 считается постоянной величиной, а длина второй зоны ДЗA рассчитывается с учетом того, что отстройку сопротивления приходится делать от сопротивления срабатывания ZIB, величина которого не является постоянной, а имеет свою погрешность (на рис. 4.2 отклонения от ZIA и ZIB заштрихованы). Поэтому следует брать произведение K2ZIB. Третья ступень служит для резервирования присоединений (линий и трансформаторов), отходящих от шин противоположной подстанции. ДО третьей ступени должна действовать при КЗ в конце наиболее длинной линии и за подключенными к ней трансформаторами. В большинстве случаев определяющим условием выбора ZIII является его отстройка от Zраб min. Выдержка времени третьей ступени ДЗА выбирается по условию селективности с третьей ступенью резервируемой ДЗB (рис. 4.2) Современные цифровые ДЗ могут иметь различные характеристики дистанционных органов (ДО). Областью срабатывания ДО называется область в плоскости одного из входных сопротивлений Z, соответствующая срабатыванию ДО при нахождении в ней контролируемого параметра , а характеристика срабатывания – это граничная линия в плоскости Z, отделяющая область срабатывания от области несрабатывания. На рис. 4.3 в качестве примера приведены характеристики срабатывания дистанционной защиты БМР3-ДЗ воздушных линий напряжением 6-35 кВ фирмы «Механотроника». Схема подключения этой защиты показана на рис. 4.4. Рис. 4.3. Характеристики срабатывания дистанционной защиты БМР3-ДЗ Рис. 4.4. Схема подключения дистанционной защиты БМР3-ДЗ 4.2. Дифференциальные защиты Для воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 3-10 кВ с изолированной нейтралью в соответствии с требованими ПЭУ следует предусматривать установку продольной дифференциальной токовой защиты (для коротких линий) в том случае, если токовая ступенчатая защита не обеспечивает требуемых быстродействия и селективности. На коротких одиночных линиях 20 и 35 кВ с двусторонним питанием, когда это требуется по условиям быстродействия, допускается применение продольной дифференциальной защиты в качестве основной. Рис. 4.5. Структурная схема продольной дифзащиты линии Для воздушных линий в сетях напряжением 110-500 кВ с эффективно заземленной нейтралью в соответствии с ПУЭ при необходимости прокладки специального кабеля использование продольной дифференциальной защиты должно быть обосновано технико-экономическим расчетом. Все вышеизложенное относится к защитам с непосредственным сравнением токов. Это может быть осуществлено путем соединения цепей трансформаторов токов, например, через телефонный кабель. На рис. 4.5 в качестве примера приводится структурная схема продольной дифференциальной защиты линии типа 7SD60 с соединительными проводами. Защита состоит из двух полукомплектов S1 и S2, расположенных по концам защищаемой линии W. В схеме используются суммирующие промежуточные трансформаторы СТ1, СТ2 при трехфазном исполнении защиты. Комплекты соединены двумя проводами, каждый из которых имеет сопротивление Rп/2. В защите вычисляется дифференциальный ток , как абсолютное значение суммы векторов токов левого и правого плеч и . Тормозной ток вычисляется как сумма абсолютных значений этих же векторов . Тем самым реализуется алгоритм с торможением сравниваемыми токами. Контроль исправности соединительных проводов и обмен отключающими сигналами между полукомплектами S1 и S2 обеспечиваются наложением на схему сравнения первичных токов высокочастотной последовательности импульсов. Кодирования последовательность импульсов генерируется одним из полукомплектов («ведущим») и принимается обоими полукомплектами. Трансформаторы ВЧ1 и ВЧ2 условно отображают гальваническое разделение цепей при передаче и приеме ВЧ-импульсов частоты 2000 Гц, форма которых изменяется в зависимости от передаваемой информации. Дифзащиты с непосредственным сравнением токов по проводам ограничиваются длиной защищаемой линии (1520 км) и наличием помех. Рис. 4.6 демонстрирует два полукомплекта дифзащиты с обменом цифровыми сигналами, передаваемыми по волоконно-оптической линии связи (ВО) или по коммуникационной сети (КС). Защита содержит два полукомплекта S1 и S2 и коммуникационные преобразователи (КП). Дифференциальные продольные защиты на основе обмена цифровыми сигналами могут быть дифференциально-фазными, но такие защиты применяются на линиях высоких классов напряжения и в настоящем издании не рассматриваются. Рис. 4.6. Структурная схема продольной дифзащиты линии На параллельных линиях в сетях напряжением 3-35 кВ в соответствии с требованиями ПУЭ могут применяться ступенчатые защиты тока или ступенчатые защиты тока и напряжения такие же как и на одиночных линиях, а в сети 35 кВ – дистанционные. Для ускорения отключения поврежденной линии на линиях с двухсторонним питанием может быть применена дополнительная защита с контролем направления мощности в параллельной линии. Эта защита может быть выполнена в виде отдельной поперечной токовой направленной защиты или только в виде цепи ускорения установленных защит (МТЗ, дистанционной) с контролем направления мощности. На приемном конце двух параллельных линий с односторонним питанием, как правило, должна быть использована поперечная дифференциальная направленная защита. Если защита, выполненная по вышеприведенным условиям, не удовлетворяет требованиям быстродействия, а защита с контролем направления мощности в параллельной линии неприменима или нежелательна, в качестве основной защиты на параллельных линиях с двусторонним питанием и на питающем конце двух параллельных линий с односторонним питанием следует применять поперечную дифференциальную направленную защиту. Для режима работы одной из параллельных линий и отключенной второй линии на работающей линии должны быть предусмотрены ступенчатые токовые защиты. На коротких параллельных линиях в отдельных случаях допускается применение продольной дифференциальной защиты. Рассмотрим вариант установки поперечных дифференциальных направленных защит на обоих концах параллельных линий с односторонним питанием. Питание подается на подстанцию A, электрическая энергия передается на приемную подстанцию B (рис. 4.7). На подстанциях A и B установлены защиты, показанные в виде блоков с обозначениями KA, KW, где KA – реле тока, KW – реле направления мощности. Эти обозначения условные и просто обозначают то, что защита токовая направленная. При дальнейшем изложении будем называть эти поперечные дифференциальные токовые защиты просто защитами A и B. При КЗ в точке K1 в середине линии W1 (рис. 4.7,а) ток КЗ II по линии W1 в три раза больше тока КЗ III, текущего по линии W2. Со стороны шин подстанции B к точке K3 K1 течет ток , только этот ток находится в противофазе с током III. Рис. 4.7. Поперечная дифференциальная направленная защита параллельных линий Защита А реагирует на разность токов II и III, срабатывает и дает команду на отключение выключателя Q1. Защита В реагирует на разность фаз токов I'I и III, срабатывает и дает команду на отключение выключателя Q3. Таким образом, поврежденная линия W1 будет отключена с обеих сторон, а линия W2 остается в работе. На рис. 4.7,б показан случай КЗ в точке K2 на середине линии WII. Защиты А и В срабатывают и отключают выключатели Q2 и Q4 линии WII. Фазы токов на рис. 4.7,а и б показаны стрелками (направления токов). Особенности поперечной дифференциальной направленной защиты параллельных линий легко обнаружить, детально рассмотрев поведение защит при различных точках КЗ. Если КЗ случится на шинах приемной подстанции В защиты А и В не срабатывают, т. к. токи II и III по линиям WI и WII одинаковы. На самом деле за счет производственных допусков на сечения жил параллельных линий, сопротивления линий WI и WII оказываются неодинаковыми даже при одинаковых сечениях. Значит и токи КЗ будут отличаться. Вторичные токи трансформаторов тока также будут отличаться за счет их погрешностей по току и фазе. Отсюда следует, что ток срабатывания защиты А и защиты В должен быть отстроен от тока небаланса при КЗ на шинах подстанции В. Если мысленно перемещать точку K1 (K2) в сторону подстанции А, то она обязательно попадет в такое место на линии, при КЗ в котором ток КЗ со стороны шин подстанции В станет равен току срабатывания защиты В. При дальнейшем перемещении точки K1 вверх ток КЗ будет меньше тока срабатывания защиты В. Значит эта точка есть граница мертвой зоны защиты В. Аналогичная ситуация возникает при движении точки КЗ вниз – попадем в мертвую зону защиты А. Следовательно, защита А имеет мертвую зону со стороны шин подстанции В, а защита В – со стороны шин подстанции А. При обеих установленных защитах мертвые зоны защит превращаются в зоны каскадного действия, т. к. действие одной из защит меняет картину растекания токов КЗ и вызывает действие другой защиты. Но, т. к. защита А и В, являясь дифференциальными, обладают свойством абсолютной селективности, то они работают без выдержки времени. Отсюда следует, что КЗ в любой точке линии WI, WII, отключается практически мгновенно. Защита А сравнивает токи по амплитуде, защита В – по фазе. Отключение любой из параллельных линий по любой причине лишает оставшуюся в работе линию вообще какой-либо защиты, поэтому в дополнение к защитам А и В следует предусматривать, например, МТЗ на выключателях Q1 и Q2. При этом защиты А и В оказываются бесполезными, поэтому обычно цепи питания этих защит включаются через последовательно соединенные блок-контакты выключателей: защита А – через блок-контакты выключателей Q1 и Q2, защита В – через блок-контакты выключателей Q3 и Q4. И последняя особенность состоит в том, что МТЗ1 и МТЗ2 на выключателях Q1 и Q2, имеющие одинаковые выдержки времени, отстроения от МТЗ линии, отходящей от шин подстанции В, при КЗ на шинах подстанции В, за счет погрешности по времени будут срабатывать неодинаково. Это вызовет ложную работу защиты В. Для предотвращения этого в защиту В вводится задержка, перекрывающая разновременность защит МТЗ1 и МТЗ2. Расчет поперечных дифференциальных направленных защит параллельных линий подробно описан в [4], там же приводится числовой пример расчета. Параллельные линии под один выключатель могут защищаться поперечной ненаправленной защитой. Раздел 5. Защита трансформаторов и электродвигателей В разделе рассматриваются две темы: - защиты трансформаторов; - защиты электродвигателей. Для закрепления теоретического материала по темам этого раздела предусмотрено практическое занятие «Расчет защит трансформатора» В процессе изучения материалов этого раздела следует выполнить вторую часть курсовой работы – расчет защит трансформатора. После проработки теоретического материала следует ответить на вопросы тренировочного теста № 5. Правильные ответы на вопросы тренировочных тестов приведены на с. 217. При появлении затруднений по тестовым заданиям следует обратиться к теоретическому материалу [1] или проконсультироваться у преподавателя. При эффективной проработке материала данного раздела можно набрать 15 баллов из 100 возможных. 5.1. Защиты трансформаторов ПУЭ в разделе «Защита трансформаторов (автотрансформаторов) с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше и шунтирующих реакторов 500 кВ» содержит требования к устройствам релейной защиты трансформаторов (автотрансформаторов), которая должна предусматриваться от следующих видов повреждений и ненормальных режимов: 1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах; 2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью; 3) витковых замыканий в обмотках; 4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ; 5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой; 6) понижения уровня масла; 7) частичного пробоя изоляции вводов 500 кВ; 8) однофазных замыканий на землю в сети 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности. Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены: 1. Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более, на шунтирующих реакторах 500 кВ, а также на трансформаторах мощностью 4 МВ·А при параллельной работе последних с целью селективного отключения поврежденного трансформатора. 2. Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита. Дифференциальная защита может быть предусмотрена на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 МВ·А, если: - токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с; - трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям. Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора. Более подробно о требованиях и защитах трансформатора рассматривалось в дисциплине «Электроэнергетика. Часть 2». В распределительных сетях широко применяются одно- и двухтрансформаторные понизительные подстанции. Рассмотрим кратко расчет защит трансформатора на однотрансформаторной подстанции. Трансформатор двухобмоточный, высшее напряжение 10 кВ, низшее 0,4 кВ. Мощность трансформатора 4 МВ·А. В соответствии с требованиями ПУЭ на таком трансформаторе должны быть установлены следующие виды защит: - максимальная токовая защита; - токовая отсечка; - газовая защита. Схема подстанции показана на рис. 5.1,а. МТЗ и ТО установлены на стороне 10 кВ. ТО – это защита от внутренних повреждений трансформатора, ток срабатывания ее отстраивается от тока КЗ в точке K1. В зону действия этой защиты входит не весь трансформатор, в некоторых случаях только первичная обмотка. Защита мгновенного действия. Ток срабатывания ТО , где Kн = 1,25…1,3 – коэффициент надежности; I(3)КЗ maxK1 – ток трехфазного КЗ в точке K1, приведенный к напряжению 10 кВ, в максимальном режиме системы. а) б) Рис. 5.1. Схема подстанции (а) и схема подключения защиты (б) МТЗ – это защита от внешних междуфазных КЗ и от КЗ в трансформаторе в зоне, не охваченной токовой отсечкой. Эта защита является резервной защитой шин 0,4 кВ на случай отказа в работе автомата QF. Ток срабатывания МТЗ отстраивается от максимального рабочего тока трансформатора со стороны 10 кВ. Iсз=, где Kн = 1,2 – коэффициент надежности; Kс зап – коэффициент самозапуска электродвигателей; Kв – коэффициент возврата реле тока; Iраб max – максимальный рабочий ток трансформатора со стороны 10 кВ, равный Iраб max=КпIт ном1, где Kп – коэффициент перегрузки; для однотрансформаторной подстанции Kп = 1, для двухтрансформаторной подстанции Kп > 1; Iт ном1 – номинальный первичный ток трансформатора. Для двухтрансформаторной подстанции возможна перегрузка в случае отключения второго трансформатора. Коэффициент перегрузки определяется видом трансформатора (масляный или сухой), его мощностью и условиями работы трансформатора по ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов». Выдержка времени МТЗ по условиям эксплуатации, а не по требованию селективности выбирается на ступень выше времени срабатывания автомата при КЗ в точке K1. tсз = ta + Δt, где ta – время срабатывания автомата при КЗ в точке K1; Δt – ступень селективности. Газовая защита в соответствии с требованиями ПУЭ на трансформаторах такой мощности устанавливается и действует при межвитковых замыканиях в обмотках трансформатора. Современные цифровые защиты трансформаторов осуществляют полную защиту и реализуют множество других функций. Рассмотрим на примере цифровой защиты Sepam фирмы Sheneider Electric методику расчета продольной дифференциальной защиты трансформатора. Цифровая дифференциальная защита трансформаторов обычно выполняется с торможением, характеристика такой защиты обычно состоит из трех участков: горизонтального, следующего за ним наклонного (с малым углом наклона) и наклонного с большим углом наклона. Фирмы-изготовители цифровых защит придерживаются примерно одинаковой идеологии. Разработки фирмы Sheneider Electric в этой части являются типичными, их можно рассматривать как некое обобщение вопросов выполнения и расчета дифференциальных защит. В соответствии с материалами по защите Sepam изложим основные сведения о дифференциальной защите трансформатора (код ANSI87T). На рис. 5.1,б показана схема подключения защиты к защищаемому трансформатору, там же даны обозначения токов двух сторон трансформатора, трансформаторы тока на каждой стороне трансформатора включены в схему звезды. Принцип действия защиты основан на формировании дифференциального тока в виде абсолютного значения геометрической суммы токов сторон трансформатора , где x = 1, 2, 3 – номера фаз; Idx – дифференциальный ток защиты; , – векторы токов фаз с обеих сторон трансформатора откорректированные. Как известно, дифференциальный ток действует в сторону срабатывания защиты, а тормозной препятствует срабатыванию. Откорректированные значения токов – это результат коррекции, т. е. в соответствии с дифференциальным принципом сравниваемые токи плеч защиты должны быть в идеальном случае одинаковыми по амплитуде и совпадающими по фазе (или в противофазе). Это и есть коррекция – изменение токов по амплитуде и фазе. Защита выполняет коррекцию, о чем будет сказано ниже. Тормозной ток . В данной защите тормозной ток есть результат выбора максимального значения модуля вектора тока с одной или другой стороны трансформатора. Функции защиты показаны на структурной схеме, которая демонстрирует логику и алгоритм ее действия (рис. 5.2). Рис. 5.2. Структурная схема защиты Корректировка токов в аппаратуре Sepam выполняется на основании данных о номинальной мощности трансформатора и напряжении обмоток. По этим данным вычисляется коэффициент трансформации и ведется корректировка токов по модулю (амплитуде) и фазе. Группа соединения обмоток используется для корректировки токов по фазе. Корректировка токов обмотки W1 (рис. 5.3) производится всегда одинаково с учетом того, что это обмотка трансформатора с глухозаземленной нейтралью. В такой обмотке могут возникать токи нулевой последовательности, которые вызовут срабатывание дифзащиты. Корректировка имеет цель исключить токи нулевой последовательности. Это приведет к тому, что защита станет нечувствительной к внешним замыканиям на землю. Скорректированный ток вычисляется по формуле , где In1 – номинальный ток обмотки 1; x = 1, 2, 3 – номера фаз (A, B, C). Корректировка осуществляется в цифровом виде, является важнейшей функцией цифровой защиты и поясняется схемой рис. 5.3. Рис. 5.3. Корректировка токов обмоток Схема защиты трансформатора показана на рис.5.4. В дифзащите Sepam предусматрена определенная установка параметров и характеристик датчиков фазного тока (в частности, трансформаторов тока). Номинальный первичный ток трансформаторов тока должен удовлетворять неравенству для обмотки 1 и обмотки 2 Рис. 5.4. Схема базового блока Sepam цифровой защиты трансформатора ; , где IТТn1, IТТn2 – номинальные первичные токи трансформаторов тока обмоток 1 и 2; Un1, Un2 – номинальные напряжения обмоток 1 и 2; Sт.ном – номинальная мощность трансформатора. Тормозная характеристика защиты является процентной, т. е. по осям отложены относительные значения дифференциального и тормозного токов (рис. 5.5). Первый участок характеристики – горизонтальная линия – характеризуется постоянным током срабатывания Ids. В этой зоне трансформаторы тока не насыщаются, и поэтому осуществляется точное торможение. Рис. 5.5. Тормозная характеристика защиты Второй участок имеет малый наклон и малую протяженность. Здесь происходит некоторое насыщение трансформаторов тока и увеличение их погрешности. Поэтому приходится увеличивать ток срабатывания. Третий участок имеет большой наклон, по рекомендации фирм – 70%. В этой зоне происходит сильное насыщение трансформаторов тока, поэтому ток срабатывания быстро растет. Пример расчета дифзащиты (взят из фирменных материалов) Исходные материалы: двухобмоточный трансформатор (рис. 5.6) номинальной мощности Sтном = 2,5 МВ·А, номинальные напряжения обмоток 1 и 2 Un1 = 20,8 кВ, Un2 = 420 В; пиковый пусковой ток Iin2 = 9,6In; трансформатор имеет РПН с диапазоном регулирования х = ±15% от номинального напряжения обмотки 2. Рис. 5.6. Трансформатор с датчиками тока Расчет. Выбор датчиков Номинальные токи обмоток трансформатора А; кА. Датчики тока допускают перегрузку 115% при работе РПН А; кА. Основное условие для датчиков тока: ; . ; . В соответствии с этими двумя ограничениями выбираем значения: ITTn1=100; ITTn2=4 кА. Пусковые токи обмоток А; кА. Определяем кратности токов ; . Для датчика тока обмотки 1 предельная кратность K1пред = 3·6,7 = 20; для датчика тока обмотки 2 K2пред = 3·8,2 = 24,6. Ближайшее нормальное значение – 30. Выбираем датчики: для обмотки 1: 100 А/1 А, тип 5Р20, для обмотки 2: 4 кА/1 А, тип 5Р30. В обозначении типа датчика тока (трансформатора тока) 20 и 30 – это величины предельной кратности. Настройка процентной характеристики и уставки дифференциальной отсечки Дифференциальный ток, возникающий при изменении коэффициента трансформации под действием РПН, будет , где x = 0,15 – половина диапазона регулирования РПН. Погрешность датчика тока , погрешность реле . Таким образом, минимальный ток срабатывания в первой зоне при допустимом пределе . Принимаем Ids=34 %. По рекомендации фирмы наклон второго участка характеристики принимается также равным 34%. Третий участок по рекомендации фирмы должен иметь наклон 70%, начиная с 6In1. Уставка дифференциальной отсечки выбирается больше пускового тока . Схема базового блока цифровой защиты трансформатора Sepam приведена на рис. 5.4. 5.2. Защиты электродвигателей ПУЭ требует для асинхронных и синхронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ установки защиты от многофазных замыканий и в определенных случаях – защиты от однофазных замыканий на землю, защиты от токов перегрузки и защиты минимального напряжения. На синхронных электродвигателях должна предусматриваться защита от асинхронного режима, которая может быть совмещена с защитой от токов перегрузки. Для защиты от многофазных замыканий могут применяться предохранители или должна устанавливаться: 1. Токовая однофазная отсечка без выдержки времени отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах с реле прямого или косвенного действия, включенным на разность токов двух фаз – для электродвигателей мощностью менее 2 МВт. 2. Токовая двухрелейная отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах с реле прямого или косвенного действия – для электродвигателей мощностью 2 МВт и более, имеющих действующую на отключение защиту от однофазных замыканий на землю, а также для электродвигателей мощностью менее 2 МВт, когда защита по п.1 не удовлетворяют требованиям чувствительности. 3. Продольная дифференциальная токовая защита для электродвигателей мощностью 5 МВт и более, а также менее 5 МВт, если токовые отсечки не обеспечивают требуемой чувствительности. Защита электродвигателей мощностью до 2 МВт от однофазных замыканий на землю при отсутствии компенсации должна предусматриваться при токах замыкания на землю 10 А и более, а при наличии компенсации – если остаточный ток в нормальных условиях превышает это значение. Такая защита для электродвигателей мощностью более 2 МВт должна предусматриваться при токах 5 А и более. Защита от перегрузки должна предусматриваться на электродвигателях, подверженных перегрузке по технологическим причинам и при тяжелых условиях пуска (длительность прямого пуска 20 с и более). В настоящее время в связи с расширяющимся применением цифровых защит получили распространение специфические (профилактические) защиты: от тепловой и токовой перегрузки, от нарушения режима пуска, от несимметрии напряжения питающей сети. Защита минимального напряжения является общей для всех электродвигателей секции и устанавливается в релейном отсеке КРУ трансформатора напряжения. Защита выполняется трехступенчатой по напряжению и выдержкам времени. Первая ступень – уставка по напряжению 0,7Uном, выдержка времени 0,51 с, действует на отключение неответственных электродвигателей для обеспечения самозапуска электродвигателей ответственных механизмов. Вторая ступень – уставка по напряжению 0,5Uном, выдержка времени 39 с, действует на отключение электродвигателей ответственных потребителей в случае, когда длительно отсутствует напряжение или при запрещенном самозапуске. Третья ступень – уставка по напряжению 0,25Uном, выдержка времени равна выдержке времени защиты питающего секцию ввода, действует как пусковой орган АВР. Расчет уставок срабатывания защит асинхронных электродвигателей 1. Токовая отсечка от междуфазных коротких замыканий В цифровых защитах отсечка выполняется в трехрелейном виде. Ток срабатывания отсечки рассчитывается по формуле , где Котс – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле и наличие апериодической составляющей в пусковом токе электродвигателя (для цифровых защит Котс =1,5); Iрасч – расчетный ток, принимается большим из значений Iнс вкл и Iпуск. Ток несинхронного включения , где Uс и xс – напряжение и сопротивление системы; Eад – ЭДС асинхронного электродвигателя. Ее величина может быть определена по формуле , где U0 – напряжение электродвигателя до момента снятия напряжения, кВ; cosφном – номинальный коэффициент мощности; I0 – ток до момента снятия напряжения, кА; xад – сопротивление электродвигателя, Ом. , где Kпуск – кратность пуска; Uном д, Sном д – номинальные напряжение и мощность электродвигателя. Пусковой ток электродвигателя , где Iном д – номинальный ток электродвигателя. Чувствительность токовой отсечки определяется при двухфазном КЗ на выводах электродвигателя в минимальном режиме системы и должен быть . Время срабатывания токовой отсечки t ≈ 0,1 с. 2. Продольная дифференциальная токовая защита. В цифровых терминалах обычно предусматривается дифференциальная защита универсального применения, например, реле типа SPAD346C фирмы ABB предназначено для защиты двухобмоточных трансформаторов мощностью 12 МВт и двигателей напряжением более 1 кВ. SPAD346C состоит из трех модулей: - модуль дифференциального реле SPCD3D53; - модуль реле защиты от замыканий на землю SPCD2D55; - модуль максимального реле тока и реле замыкания на землю SPCJ4D28. Рассмотрим в качестве примера модуль дифференциального реле SPCD3D53. Дифзащита содержит две части: чувствительную защиту с торможением и блокировкой по 2-й и 5-й гармоникам и грубую – без торможения и блокировки. Тормозная характеристика содержит три участка: - горизонтальный; - первый наклонный с регулируемым углом наклона; - второй наклонный с постоянным углом наклона, равным 100%, т.е. изменение тормозного тока равно изменению дифференциального тока. Дифференциальный ток , тормозной ток , где , – векторы токов плеч защиты со стороны выводов обмоток статора электродвигателя – фазного и нулевого. Дифференциальный и тормозной токи на тормозной характеристике – это относительные значения этих токов (по отношению к номинальному току реле). Порядок расчета дифференциальной защиты аналогичен тому, что приводится в разделе о защите трансформатора. 3. Защита от замыкания на землю в обмотке статора. Первичный расчетный ток срабатывания защиты от замыкания на землю в обмотке статора электродвигателя определяется по условию отстройки от броска собственного емкостного тока присоединения при внешнем замыкании на землю , где Котс =1,8 – коэффициент отстройки; Кб – коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока присоединения в начальный момент внешнего замыкания на землю; – для цифровой защиты, но эту величину следует уточнить по инструкции фирмы-изготовителя; Ic – утроенное значение собственного емкостного тока присоединения. , где Ic дв – емкостной ток электродвигателя; Ic л – емкостной ток кабельной линии. 4. Защита от перегрузки Защита от перегрузки на цифровых защитах выполняется либо по току, либо по нагреву. Методика расчета излагается в материалах фирмы-изготовителя защиты. Принципиальная электрическая схема цифровой защиты электродвигателя мощностью до 5000 кВт на примере защиты ТЭМП 2501-4Х показана на рис. 2.16. Это комплектное устройство защиты и автоматики электродвигателей напряжением 6-10 кВ. Устройство может применяться для асинхронных и синхронных электродвигателей и реализует полный набор функций защиты и автоматики, кроме дифференциальной защиты. Раздел 6. Устройства автоматики электрических сетей В разделе рассматриваются две темы: - автоматическое повторное включение (АПВ); - автоматическое включение резерва (АВР). Для закрепления теоретического материала по темам этого раздела предусмотрено проведение практического занятия «АПВ и АВР в распределительной сети» и двух лабораторных работ: - Моделирование работы автоматики в программно-логической модели терминала ТЭМП 2501; - Изучение системы централизованного АПВ и АВР подземной части системы электроснабжения угольной шахты. В результате проработки материала этого раздела завершается выполнение курсовой работы. После проработки теоретического материала следует ответить на вопросы тренировочного теста № 6. Правильные ответы на вопросы тренировочных тестов приведены на с. 217. При появлении затруднений по тестовым заданиям следует обратиться к теоретическому материалу [1] или проконсультироваться у преподавателя. При эффективной проработке материала данного раздела можно набрать с учетом выполнения курсовой работы 32 балла из 100 возможных. 6.1. Автоматическое повторное включение 6.1.1. Автоматическое повторное включение линий Системы электроснабжения (СЭС) представляют собой сложные энергетические комплексы, состоящие из десятков подстанций, линий и огромного количества разнотипных потребителей электроэнергии. Управление такими комплексами представляет собой большие трудности. Следует учитывать и такую особенность энергосистем и систем электроснабжения как непрерывность выработки электрической энергии – в каждый момент времени необходимо вырабатывать столько, сколько требуется потребителю. Кроме количественного требования к продукции СЭС предъявляются весьма высокие требования в отношении качества. Такие качественные показатели электроэнергии как частота и напряжение должны поддерживаться на строго заданном уровне. Весьма существенно требование в отношении надёжности и бесперебойности электроснабжения, поскольку имеются потребители, которые не допускают даже кратковременного перерыва в электропитании. Всем этим требованиям, а также требованию экономичности производства электроэнергии невозможно удовлетворить без широкого использования средств автоматизации в СЭС. Опыт эксплуатации электрических сетей показывает, что в большинстве случаев КЗ, вызванные нарушением изоляционных свойств воздушных промежутков, успешно самоликвидируются после снятия напряжения. Это объясняется способностью воздуха восстанавливать свои изоляционные свойства после погашения электрической дуги в месте пробоя. Следовательно, можно восстановить нормальную работу сети, выполнив следующие операции: - отключить поврежденную линию от источника питания и оставить ее на некоторое время без напряжения; - после паузы, в течение которой происходит деионизация среды в месте возникновения КЗ, подать напряжение на отключенную линию. Отключение поврежденной линии, трансформатора, шин и т. д. осуществляется релейной защитой. Их повторное включение может быть выполнено как вручную, так и средствами автоматики. Комплекс автоматики, обеспечивающий повторное включение линии (трансформатора, шин и т. д.) называется устройством автоматического повторного включения (АПВ). Согласно требованиям ПУЭ АПВ должно предусматриваться: - на воздушных и кабельно-воздушных линиях; - шинах электростанций и подстанций; - трансформаторах с запретом действия при срабатывании защит от внутренних повреждений; - ответственных электродвигателях. Если после повторного включения элемент системы электроснабжения остается в работе, то говорят, что цикл АПВ был успешным, если отключается вновь, то цикл АПВ был неуспешным. Опыт эксплуатации АПВ на линиях показывает, что приблизительно в 65÷70% случаев действие АПВ является успешным. Это означает, что в большинстве аварийных случаев действием АПВ линии сохраняются в работе. Устройства АПВ выполняются однократными и многократными. В многократных АПВ цикл повторного включения осуществляется несколько раз. Из многократных АПВ обычно используются двукратные и трехкратные циклы АПВ. Эффективность последующих циклов АПВ ниже, чем эффективность первого цикла (однократного АПВ). Так, статистические данные показывают, что успешность восстановления линии в работе за счет второго цикла составляет около 15 %, а третьего – около 2 %. В энергосистемах России наибольшее распространение получило АПВ однократного действия. За счет многократного действия успешность АПВ повышается. Однако необходимо иметь в виду, что осуществление многократного АПВ усложняет схему автоматики и утяжеляет режим работы выключателей. Даже при однократном цикле АПВ выключатель работает в более тяжелых условиях, чем в режиме обычного отключения. В масляных выключателях под действием электрической дуги, возникающей между контактами выключателя в режиме отключения, масло в дугогасительной камере в какой-то степени теряет свои изоляционные свойства. Ухудшение свойств масла сказывается на отключающей способности выключателя в цикле неуспешного однократного АПВ. В случае многократного АПВ ухудшение свойств масла проявляется в большей степени. В воздушных и элегазовых выключателях с воздушным приводом готовность к повторному включению определяется давлением воздуха в резервуаре. При установке устройства АПВ однократного или многократного действия должны быть предусмотрены запасы сжатого воздуха для обеспечения действия выключателя в нескольких циклах, а также технологическая автоматика, контролирующая давление элегаза и запас энергии привода. В цикле АПВ линия некоторое время находится без напряжения. С точки зрения потребителей, а также устойчивости параллельной работы энергосистемы, время отключенного состояния линии желательно иметь наименьшим. Для этого повторное включение должно осуществляться как можно быстрее. В то же время длительность отключенного состояния линии должна быть достаточной для деионизации среды в месте повреждения. Опытным путем установлено, что минимальное время деионизации электрической дуги при снятии напряжении с линии составляет, в частности, для ЛЭП-110 кВ 0,150,2 с. Поэтому повторное включение линии под напряжение должно производится не ранее указанного времени. Время включения масляных выключателей составляет 0,51,2 с. Таким образом, собственного времени включения масляного выключателя вполне достаточно для деионизации среды в месте повреждения линии. Время включения быстродействующих воздушных и элегазовых выключателей меньше времени деионизации, и это необходимо учитывать при настройке устройств АПВ. Обычно подачу импульса на включение выключателя при однократном АПВ осуществляют с задержкой в 0,32,0 с. Отсчет времени задержки начинается с момента отключения выключателя. Время задержки при двукратном АПВ может составлять 1015 с. В течение этой паузы линия находится без напряжения. В случае трехкратного АПВ время третьей паузы доходит до 60120 с. Учитывая высокую эффективность автоматического повторного включения, ПУЭ предусматривается обязательная установка АПВ на линиях всех напряжений. 6.1.2. Основные варианты устройств АПВ В зависимости от конкретных условий используются различные варианты устройств АПВ. Чаще всего на ЛЭП происходят однофазные КЗ. Двухфазные, а тем более трехфазные КЗ происходят значительно реже. В случае однофазного КЗ имеет смысл отключать, а затем повторно включать только поврежденную фазу. Автоматические устройства, которые выполняют такой селективный цикл, называются устройствами однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ). Из-за необходимости выбора поврежденной фазы схема ОАПВ усложняется. К тому же для его реализации необходимо иметь выключатели с раздельным приводом фаз. Многие выключатели такого привода не имеют. Поэтому значительно чаще применяется трехфазное автоматическое повторное включение (ТАПВ), при котором независимо от числа поврежденных фаз отключаются, а затем повторно включаются все три фазы одновременно. Существенное влияние на устройство АПВ оказывает схема питания линии. С этих позиций различают линии с односторонним и двусторонним питанием. На линиях с двусторонним питанием дополнительные усложнения возникают из-за необходимости соблюдения синхронности работы источников питания по концам линии. Для этого применяют устройства АПВ с ожиданием или улавливанием синхронизма (АПВОС или АПВУС). В некоторых случаях синхронность работы возможно восстановить за счет сочетания автоматического повторного включения с самосинхронизацией генераторов. Комплекс автоматики, осуществляющий такой цикл, сокращенно обозначают АПВС. Следует иметь в виду, что элементы автоматики по контролю или улавливанию синхронизма затягивают цикл повторного включения. Поэтому применять эти типы АПВ следует только в случаях действительной необходимости. При использовании быстродействующих выключателей весь цикл отключения поврежденной линии с последующим повторным включением может быть осуществлен весьма быстро. Такое АПВ называется быстродействующим (БАПВ). За короткий промежуток времени нарушения связи между источниками питания последние, как правило, не выходят из синхронизма, в связи с чем в схемах БАПВ не требуется иметь дополнительные элементы по контролю или улавливанию синхронизма. Если сопротивление линии связи между источниками питания велико, то при повторном включении допустимо несинхронное включение. Расчетным путем определяются условия, при которых части энергосистемы входят в синхронизм. Такое включение осуществляется с помощью несинхронного АПВ. Наиболее простыми являются схемы АПВ однократного действия для линий с односторонним питанием. В зависимости от принципа пуска различают схемы АПВ с пуском от релейной защиты и с пуском от несоответствия положения ключа управления и выключателя. Особую разновидность составляют устройства АПВ для выключателей с пружинным или грузовым приводом. Для этих выключателей применяются так называемые механические устройства АПВ. 6.1.3. Схема АПВ с пуском от релейной защиты. В случае однократного АПВ допускается единственное повторное включение. Если такое включение не приводит к восстановлению нормальной работы, то линия должна отключаться. Последующих включений не должно быть. При ручном отключении линии автоматическое повторное включение не допускается. В схемах АПВ с пуском от релейной защиты программа однократного действия автоматики осуществляется с помощью реле времени КТ2 с проскальзывающим контактом (рис. 6.1). Схема работает следующим образом. При повреждении на линии срабатывает релейная защита, которая подает сигнал на отключение выключателя. Последовательно с катушкой отключения YАТ включено промежуточное реле КТ1 так, что при подаче сигнала на отключение это реле срабатывает и запускает схему повторного включения – реле KL1 (контактом КТ1.2), КТ2 (контактом КL1.3) и KL2 (проскальзывающим контактом КТ2.2 с задержкой на включение). Реле времени КТ2 является программным устройством схемы, обеспечивающим однократность действия АПВ. Оно имеет три пары контактов. Контакты КТ2.1 предусмотрены для его самоудерживания. Проскальзывающий контакт КТ2.2, замыкающийся с выдержкой времени t2, создает импульс на повторное включение. Выдержка времени t3 замыкания КТ2.3 больше выдержки времени t2 замыкания второго контакта КТ2.2. Реле времени возвращается в исходное положение только после замыкания контакта КТ2.3, т. е. тогда, когда вся программа цикла выполнена. Рассмотрим действие схемы при успешном и неуспешном цикле АПВ. 6.1.4. Успешный и неуспешный циклы АПВ При повреждении на линии срабатывает релейная защита и отключает линию. Одновременно запускаются элементы схемы АПВ. Если на отключенной линии повреждение самоликвидируется, то релейная защита, а также реле КТ1 и KL1 возвращаются в исходное положение. Однако реле КТ2 самоудерживается и обеспечивает выполнение программы повторного включения. По истечении выдержки времени t2, порядка 0,5 с, подается сигнал на реле KL2, которое в свою очередь подает сигнал на включение выключателя. Реле KL2 имеет дополнительную, последовательную обмотку, за счет которой якорь удерживается до момента включения выключателя. По истечении выдержки времени t3 замыкается третий контакт реле КТ2.3 и реле КТ2 возвращается в исходное положение. Релейная защита отключает линию, а устройство АПВ подает сигнал на включение выключателя. В случае устойчивого повреждения релейная защита вторично отключает линию. Выдержка времени t3 выбирается больше времени срабатывания релейной защиты и равняется обычно 810 секундам. Поэтому реле времени КТ2, запущенное при первом срабатывании защиты, продолжает работать. Действие проскальзывающего контакта КТ2.2 было использовано, поэтому сигнала на включение не будет. При замыкании контакта КТ2.3 схема возвращается в исходное положение. Проскальзывающий контакт КТ2.2 реле КТ2 может застревать, что является недостатком этой схемы. При этом получается затянувшийся импульс на включение, а, следовательно, возможно многократное включение выключателя. Для устранения этого явления цепь включения дополнительно заводится через нормально закрытый контакт реле KL1.1. При очередном отключении выключателя реле KL1 срабатывает и самоудерживается контактом KL1.2. В результате контакты KL1.1 будут удерживаться в разомкнутом состоянии и сигнал на включение не пройдет. При отключении линии от ключа управления схема АПВ не запускается и повторного включения не будет. 6.1.5. Схема АПВ с пуском от несоответствия положения ключа управления и выключателя Пуск схемы АПВ производится от несоответствия положения ключа управления и выключателя. Так, если ключ управления SA находится в положении «включено», а выключатель по какой-либо причине отключился, то устройство АПВ будет запущено и подаст сигнал на повторное включение. Напомним алгоритм действия автоматики повторного включения. При КЗ на линии срабатывает релейная защита и отключает ее. Через некоторое время автоматика повторно включит линию. Выдержка времени необходима для того, чтобы погасла дуга в месте КЗ. Если КЗ было проходящим, то после повторного включения линия сохранится в работе. На этом действие релейной защиты и АПВ заканчивается. При устойчивом КЗ на линии за время бестоковой паузы повреждение не ликвидируется. Повторная подача напряжения на линию не приведет к желаемому результату – сохранению линии в работе. Релейная защита повторно отключит линию. Поскольку АПВ однократное, то линия останется в отключенном состоянии. Схема автоматики, реализующая рассмотренный алгоритм, показана на рис. 6.2. Прежде всего, обратим внимание на ручное управление линией, которое осуществляется ключом SA. Рукоятка этого ключа может занимать три положения – нейтральное, левое и правое. Поворот ключа влево соответствует команде «отключено». В правом положении подается команда на включение. При возвращении ключа SA в нейтральное положение поданная команда может исчезнуть или сохранится. Сохранение (запоминание) команды на схеме ключа SA отмечено точкой на средней пунктирной линии. Контакты 1-2 замыкаются при повороте ручки ключа вправо и после возврата ручки в нейтральное положение остаются замкнутыми. Рис. 6.2. Схема АПВ с пуском от несоответствия между положениями выключателя и ключа управления Рассмотрим действие схемы по рис. 6.2. При включенном положении SA его контакты 1-2 замкнуты и конденсатор С заряжается через сопротивление 1R. Если выключатель отключился, то его вспомогательные контакты В1.1 замыкают цепь реле KL1. Это реле является пусковым реле схемы АПВ. При пуске устройства АПВ срабатывает реле КТ1, которое контактом КТ1.2 с выдержкой времени подключает конденсатор С к параллельной обмотке реле KL2. Срабатывание этого реле за счёт тока разряда конденсатора обеспечивает подачу сигнала на включение выключателя. В случае успешного АПВ линия сохраняется в работе. Однократность повторного включения обеспечивается за счет цепочки 1R-С. При включении реле KL2 замыкается контакт КЛ2.1 и конденсатор С разряжается за заданное время. Время заряда конденсатора через сопротивление 1R выбирается в пределах 1520 с. При неуспешном АПВ действием релейной защиты линия вновь отключается. Однако, поскольку конденсатор к этому времени не успевает зарядиться, то очередного повторного включения не произойдет. В отключенном состоянии выключателя конденсатор не может зарядиться, так как он шунтирован обмоткой реле KL2. В случае ручного отключения выключателя повторное включение не произойдет, поскольку контакты 1 и 2 ключа управления SA разомкнуты и, несмотря на возможное срабатывание реле KL1, КТ1 и KL2, сигнала на включение не будет. Следует заметить, что при очередном включении линии устройство АПВ становится готовым к действию через 1520 с, т. е. после того как зарядится конденсатор. Поэтому при ручном включении выключателя на поврежденную линию повторного включения не последует. Реле KL3 обеспечивает доминирующее действие сигнала на отключение. Так, если релейная защита подаст сигнал на отключение, то это реле сработает. Если при этом существует импульс на включение (например, приварились контакты реле KL2), то он не пройдет через разомкнутые контакты KL3.2 реле KL3, а будет переведен на обмотку этого реле. Таким образом, несмотря на наличие импульса на включение, линия будет отключена. Рассмотренная схема положена в основу устройств автоматического повторного включения с реле типа АПВ-1 и РПВ-58. На схеме дополнительно показаны цепочки ускорения защиты, запрета действия АПВ и некоторые другие детали устройства. Схема АПВ с пуском от несоответствия может быть использована и на телеуправляемых подстанциях. Наличие телеуправления привносит некоторую специфику в условия работы устройства АПВ. Так, при отключении выключателя с помощью средств телемеханики, ключ управления на самой подстанции остается в положении «включено». Это обстоятельство приводит к несоответствию положения выключателя и ключа управления и служит пусковым импульсом к повторному включению. Однако повторного включения не должно быть, поскольку телеотключение соответствует ручному отключению с помощью ключа управления. Для устранения повторного включения в рассмотренной ситуации предусмотрен запрет действия устройства АПВ. При срабатывании реле телеуправления ТУ одновременно с сигналом на отключение подается минус в точку а. Конденсатор разряжается, и повторное включение не происходит. Рассмотренный способ запрета может быть использован и в любом другом случае, когда при отключении выключателя повторное включение не требуется. 6.1.6. Механические устройства АПВ Для выключателей малой и средней мощности напряжением до 35 кВ используют грузовые и пружинные приводы. Рабочее усилие пружины не остается постоянным. К концу хода включения усилие уменьшается. Для улучшения тяговой характеристики пружинный привод дополняют маховиком. Вначале процесса включения избыточная энергия пружины идет на разгон маховика. К концу хода включения энергия, накопленная в маховике, передается механизму включения. Получается своего рода пружинно-грузовой привод. Время отключения выключателя с пружинным приводом составляет 0,10,15 с, время включения 0,20,4 с. Грузовой привод имеет встроенное механическое устройство АПВ, которое осуществляет однократное повторное включение выключателя без каких-либо дополнительных электрических элементов. Встроенное АПВ работает следующим образом. При КЗ на линии действует релейная защита и подает сигнал в отключающую катушку выключателя. Происходит расцепление защелки, удерживающей выключатель во включенном положении, и выключатель отключается. С некоторой задержкой сердечник отключающей катушки воздействует и на другую защелку, удерживающую груз в верхнем положении. Освобожденный груз производит включение выключателя. Время автоматического повторного включения с механическим пуском составляет 0,30,6 с. В случае устойчивого КЗ релейная защита повторно отключает линию. Однако теперь включение выключателя не произойдет, поскольку груз находится в своем нижнем положении. Для его подъема требуется время около 10 с, к тому же в результате действия встроенного АПВ шкив привода дополнительно запирается. Возможно дистанционное управление грузовым приводом. Для этого имеется катушка включения и дистанционная отключающая катушка. При подаче питания в дистанционную отключающую катушку выключатель отключается, однако повторное включение не происходит. Пружинный привод может изготавливаться как со встроенным механическим АПВ, так и без него. В последнем случае АПВ может быть осуществлено с помощью электрической схемы. 6.1.7. АПВ трансформаторов На однотрансформаторной подстанции АПВ трансформатора является обязательным. Осуществление АПВ трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции рекомендуется, если при отключении одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор не может обеспечить питание нагрузки без отключения части, потребителей. Запрет АПВ при повреждении внутри бака трансформатора осуществляется с помощью сигнального контакта газового реле. Для осуществления АПВ трансформатора используются те же устройства, что и для АПВ линии. При этом АПВ должно действовать с выдержкой времени для исключения его срабатывания при внутренних КЗ, сопровождающихся бурным газообразованием, когда отключающий контакт газового реле замыкается раньше, чем сигнальный. 6.2. Автоматическое включение резерва (АВР) 6.2.1. Назначение и область применения АВР Одним из основных требований потребителей электрической энергии является требование надежности. Подключение потребителей к одному источнику питания через одиночную линию не обеспечивает высокой надежности электроснабжения. В случае выхода из строя источника или линии электроснабжение прекращается. Надежность питания может быть повышена как за счет повышения надежности самих элементов схемы – генераторов, линий электропередачи, выключателей и т. д., так и за счет резервирования, сущность которого заключается в том, что при выходе из строя какого-либо элемента схемы сети в работу вводится резервный элемент. Схемы резервирования показаны на рис. 6.3. В схеме, представленной на рис. 6.3,а, питание потребителей в нормальном режиме осуществляется от генератора G1 через линию W1, которая является рабочей. Линия W2 является резервной – она находится под напряжением (выключатель QЗ включен), но ток по ней не проходит (выключатель Q4 отключен). При выходе из строя рабочей линии питание потребителей переводится на резервную. Для этого поврежденная линия отключается, а выключатель Q4 резервной линии включается. Перерыв в питании оказывается вполне допустимым практически для всех потребителей. а) б) с) Рис. 6.3. Схемы резервирования линий В рассмотренной схеме резерв представлен в явном виде: в нормальном режиме резервная линия стоит под напряжением без нагрузки. На схеме рис. 6.3,б) резервирование выполнено в неявном виде. Здесь обе линии являются рабочими. В нормальном режиме выключатель Q5 отключен, и каждая линия обеспечивает питание потребителей, подключенных к соответствую­щей секции. При КЗ на одной из линий, например на W1, последняя отключается. После этого включается выключатель Q5, установленный на перемычке между секциями. В результате такого переключения потребители левой секции начнут получать питание по линии W2. Для того, чтобы оставшаяся в работе линия W2 могла дополнительно обеспечивать питание потребителей и левой секции, она должна быть рассчитана на суммарную нагрузку потребителей обеих секций. В нормальном режиме линия W2 оказывается недогруженой, т. е. содержит в себе скрытый (неявный) резерв, который может быть использован в аварийном режиме. В обеих схемах потребители, питающиеся в нормальном режиме от одного источника питания, в аварийном режиме подключаются к другому источнику, который должен быть рассчитан на дополнительную нагрузку. Так как в нормальном режиме оба источника несут определенную нагрузку, то имеющийся у них резерв для покрытия дополнительной нагрузки является скрытым. На схеме рис. 6.3,в показана кольцевая схема питания потребителей на подстанциях В, С, D и Е. В нормальном режиме питание осуществляется по разомкнутой схеме – выключатель Q5 отключен. Потребители подстанций В и С получают питание по линиям левой части кольца. Электроснабжение подстанций Е и D осуществляется по правой части кольца. Линия WЗ между подстанциями С и D находится под напряжением, но без нагрузки. В данном случае имеется явный резерв. При КЗ в точке К1 на линии W1 релейная защита отключит поврежденную линию выключателями Q1 и Q2. Сборные шины подстанций В и С останутся без напряжения. Для восстановления их питания необходимо включить выключатель Q5 линии WЗ. Такое переключение возможно, если линии WЗ, W4, W5 имеют достаточную пропускную способность для питания этих потребителей, т. е. имеют неявный резерв. При явном резерве возникает вопрос: почему он не используется в нормальном режиме? Ведь сооружение резервной линии или любого другого резервного элемента требует определенных затрат и, если затраты сделаны, то желательно такой элемент эксплуатировать и в нормальном режиме. Параллельное подключение резервного элемента, например, линии, в нормальном режиме уменьшает потери энергии и падение напряжения в линиях, а при выходе из строя рабочей линии резервная воспринимает на себя всю нагрузку без перерыва. Эти преимущества вполне очевидны и их следует иметь в виду при выборе схемы питания потребителей. Однако параллельная работа приводит и к иным условиям: увеличиваются токи короткого замыкания, и, следовательно, утяжеляется аппаратура, усложняется релейная защита. Как следствие указанных условий, сооружение питающих линий и распределительных подстанций становится дороже. Расчеты показывают, что в распределительных сетях 6-10 кВ целесообразно применять разомкнутые схемы, а надежность электроснабжения повышать за счет введения имеющегося резерва. Замкнутые схемы рекомендуется применять только в случаях питания особо ответственных потребителей большой мощности. Эффективность введения резерва тем выше, чем меньше перерыв в питании с момента отключения рабочего элемента до включения резервного. Быстрое же включение резервного элемента возможно только с помощью средств автоматического включения резерва (АВР). Согласно требованиям ПУЭ устройства АВР обязательно должны применяться для потребителей первой категории. Для потребителей второй категории в большинстве случаев целесообразно также применять АВР. 6.2.2. Выбор параметра пуска схемы АВР. Схема автоматического включения резерва должна производить включение резервного элемента при вполне определенных условиях. Правильность выбора пусковых параметров во многом определит успешность АВР и простоту схемы. Рассмотрим схему, в которой рабочая линия W1 резервируется линией W2 (рис. 6.4). Казалось бы, схема АВР должна приходить в действие только при авариях на самой рабочей линии. Однако при этом требуются весьма избирательные пусковые органы, которые бы четко фиксировали место аварии. Наличие такого пускового органа усложняет схему АВР. Возможен другой подход в выборе пускового параметра схемы АВР, когда схема приходит в действие при аварии не только на самой рабочей линии, но и при авариях в других точках сети. Если же авария происходит вне рабочей линии, схема блокируется, и переход на резервную линию не происходит. Преимуществом такого подхода является простота пускового органа, который может быть выполнен на базе реле напряжения. При исчезновении по любой причине напряжения на резервируемых шинах, а также при уменьшении напряжения до определенной величины, схема АВР запускается. При КЗ на отходящих линиях в точках К2, КЗ или К4 переходить на питание по резервной линии не имеет смысла. В этих случаях неправильное действие схемы АВР, запускаемой по напряжению, может быть устранено временной задержкой и правильным выбором уставки срабатывания пускового реле. Особым случаем является КЗ на шинах в точке К5. Отстроить защиту по напряжению или за счет выдержки времени от такого повреждения нельзя. На начальном этапе применения АВР это служило основным препятствием для использования простых пусковых органов по напряжению. Опыт эксплуатации показал, что не следует отстраивать действие АВР от КЗ на сборных шинах, которое в ряде случаев после снятия напряжения самоликвидируется. Переход с рабочей линии на резервную сопровождается кратковременным отсутствием напряжения на шинах. Иногда это приводит к восстановлению нормального питания, но уже с помощью резервной линии. Согласно требованиям ПУЭ (п. 3.3.31) устройство АВР, как правило, должно обеспечивать возможность его действия при исчезновении напряжения на шинах питаемого элемента, вызванном любой причиной, в том числе КЗ на этих шинах (последнее при отсутствии АПВ шин). Устройство АВР должно быть однократного действия. Согласно п. 3.3.40 при действии устройства АВР, когда возможно включение выключателя на КЗ, как правило, должно предусматриваться ускорения действия защиты этого выключателя. При устойчивом КЗ на сборных шинах резервная линия включается кратковременно. Последующее ее отключение осуществляется действием релейной защиты. В силу отмеченных преимуществ способ пуска схемы АВР по напряжению получил наибольшее распространение. 6.2.3. Настройка элементов схемы АВР Пусковым органом схемы АВР является реле напряжения, реагирующее на понижение напряжения в аварийных режимах. Селективное действие схемы достигается за счет правильного выбора напряжения срабатывания пускового реле. Для отстройки от КЗ за реактором или трансформатором отходящей линии (рис. 6.4, точки КЗ и К4) напряжение пуска должно быть меньше остаточного напряжения на сборных шинах при КЗ в указанных точках: Uпуск < В момент самозапуска происходит снижение напряжения. В это время схема АВР не должна приходить в действие. Для этого напряжение пуска проверяется по условию Uпуск < где Uс.з – напряжение на шинах в момент самозапуска; kН =1,21,3 – коэффициент надежности. Практически напряжение срабатывания реле выбирается равным 0,30,4Uном. Отстройка от неправильного действия схемы АВР при КЗ на отходящей нереактированной линии (рис. 6.4, точка К2) осуществляется за счет выдержки времени. Время отключения рабочей линии выбирается больше времени срабатывания защиты отходящей линии: tАВР=tс.з+t, где Δt – ступень селективности. Переход на резервную линию оправдан в случае, если последняя готова принять нагрузку. Для этого резервная линия должна в случае явного резерва находиться под напряжением. Наличие напряжения на резервной линии контролируется с помощью реле максимального напряжения (реле контроля напряжения), уставка которого выбирается по условию: Uс.р = где Uраб.min – минимальное значение напряжения в рабочем режиме; kв= 0,85 – коэффициент возврата; kн = 1,11,2 – коэффициент надежности. При неявном резерве ток самозапуска двигателя накладывается на рабочий ток резервной линии. В этом режиме релейная защита резервной линии не должна срабатывать. Селективное действие защиты достигается за счет выбора тока срабатывания Iс.р по условию Ic.р > (1,31,4)Iс.з, где Iс.з. – ток нагрузки с учетом самозапуска двигателей. 6.2.4. Схемы АВР линий Принципиальная схема автоматического ввода резерва линии показана на рис. 6.5. Линия W1 является рабочей. Линия W2 в нормальном режиме не работает и находится в резерве. Соответственно выключатели Ql, Q2 и QЗ включены, а выключатель Q4 отключен. Для повышения надежности резервная линия питается от другого источника. Схема управления автоматикой (рис. 6.5,б) содержит большое число замкнутых и разомкнутых контактов. При срабатывании элементов разомкнутые контакты становятся замкнутыми и наоборот. Во избежание неправильного чтения схем, необходимо принять изображение контактов для вполне определенного состояния элементов. Контакты изображаются, как и в схемах релейной защиты, для обесточенного состояния элемента. а) б) Рис. 6.5. Принципиальные схемы АВР Выключатель имеет электромагнитный привод. Катушка включения YАС включена последовательно с контактами Q1.2. В цепь катушки отключения YАТ включены контакты Q1.1. Это сделано для того, чтобы разрыв цепи включения или отключения осуществлялся вспомогательными контактами выключателя, а не контактами пускового элемента, которые имеют сравнительно небольшую разрывную мощность. Рассмотрим процесс включения выключателя Q1. Для этого ключом управления должно быть подано питание в цепь катушки включения YАС. Как только выключатель включится, его вспомогательные контакты в этой цепи Q1.2 разомкнутся и разорвут цепь питания. Аналогичное замечание относится к изображению контактов реле. На схемах они изображаются для состояния, когда их обмотки обесточены. Пуск схемы АВР (рис. 6.5,б) осуществляется с помощью реле минимального напряжения KV1 и KV2, контакты которых включены последовательно. Напряжение срабатывания этих реле выбирается равным 0,3÷0,4Uном. Использование двух реле напряжения, включенных на разные фазы, исключает возможность ложного пуска схемы из-за перегорания одного предохранителя в цепи трансформатора напряжения. Одновременное перегорание двух предохранителей маловероятно. При снижении напряжения на сборных шинах подстанции ниже 0,3÷0,4 Uном реле срабатывают и запускают схему. Выдержка времени осуществляется с помощью реле времени КТ. Если на рабочей линии установлено АПВ, то уставка реле времени должна быть больше времени, необходимого для отключения рабочей линии с последующим ее включением действием АПВ. Реле времени подает сигнал на отключение выключателя Q3. Через вспомогательные контакты этого выключателя Q3.3 снимается напряжение с реле KLT, имеющего выдержку времени. Вспомогательные контакты Q3.4 подают сигнал на включение выключателя Q4. В случае успешного цикла АВР резервная линия W2 остается в работе. Если запуск схемы АВР произошел при устойчивом КЗ на шинах подстанции, то действием релейной защиты линия W2 отключается. Повторного включения линии не произойдет, поскольку к этому времени якорь реле KLT отпускается и его контакты в цепи электромагнита YАС4 размыкаются. Даже однократное включение резервной линии на устойчивое КЗ на сборных шинах достаточно опасно. Для того чтобы сократить время включения на устойчивое КЗ, применяется ускорение действия релейной защиты. Если на линии установлена максимальная токовая защита, то селективность ее действия создается за счет выдержки времени, которая выбирается больше выдержки времени защиты на отходящих к потребителям линиях. На время действия схемы АВР выдержку времени защиты резервной линии сокращают практически до нуля. При включении на устойчивое КЗ на сборных шинах резервная линия мгновенно будет отключена. Проверка напряжения на резервной линии осуществляется с помощью реле KV3. При нормальном напряжении на резервной линии контакты реле замкнуты. Если напряжение на резервной линии отсутствует, то контакты размыкаются, и питание с реле времени снимается. В этом случае схема АВР блокируется. На многих подстанциях распределительных сетей отсутствуют аккумуляторные батареи. На таких подстанциях релейная защита и автоматика выполняются на переменном оперативном токе, источником которого является трансформатор напряжения. Из-за ограниченной мощности источника оперативного тока не могут быть использованы выключатели с соленоидным приводом. На легких выключателях широкое распространение получили грузовые или пружинные приводы. В грузовых приводах для включения выключателя используется энергия падающего груза, в пружинном – энергия предварительно натянутой пружины. Подъем груза или натяжение пружины может осуществляться вручную или с помощью электродвигателя мощностью 50100 Вт. Для питания такого двигателя мощности трансформатора напряжения вполне достаточно. В принципе схема АВР с действием на выключатель с грузовым или пружинным приводом аналогична схеме АВР на постоянном оперативном токе. 6.2.5. АВР трансформаторов На распределительных подстанциях 6-10 кВ устанавливается, как правило, два трансформатора. Рассмотрим подстанцию с двумя трансформаторами (рис. 6.7,а). Проблема надежности здесь заключается в обеспечении автоматического введения в работу отключенного трансформатора при выходе из строя работающего. Возможен другой вариант построения схемы питания потребителей, когда в нормальном режиме секционный выключатель отключен, и каждый трансформатор питает свою нагрузку (рис. 6.7,б). Если в трансформаторе Т1 произойдет КЗ, то после отключения релейной защитой выключателей Q1 и Q3 необходимо включить секционный выключатель Q5. Потребители левой секции получат питание от трансформатора Т2. Конечно, это возможно, если трансформатор Т2 имеет достаточную мощность для питания потребителей двух секций. Автоматический ввод резерва широко применяется в схемах питания собственных нужд электростанций. Для повышения надежности трансформаторы собственных нужд резервируются. Каждый трансформатор собственных нужд может резервировать любой другой трансформатор, если это позволяет схема электрических соединений. Однако при таком подходе схема автоматики получается более сложной и менее надежной. Более простой является схема явного резервирования, когда функции резервирования закреплены за одним, не работающим в нормальном режиме трансформатором (рис. 6.7,в). а) б) в) Рис. 6.7. Схемы резервирования трансформаторов Рассмотренные примеры свидетельствуют о многообразии вариантов резервирования, что должно учитываться при разработке схем автоматики. Схема питания двух секций с резервным трансформатором показана на рис. 6.8. Общая идеология резервирования здесь аналогична той, которая рассмотрена на примере резервирования линии. В случае выхода из строя рабочего трансформатора, например Т1, последний отключается с двух сторон, а питание потребителей первой секции переводится на резервный трансформатор ТЗ. Отключение поврежденного трансформатора двумя выключателями устраняет возможность включения резервного трансформатора на поврежденный рабочий трансформатор. В нормальном режиме трансформатор ТЗ отключен и находится в явном резерве. Его включение в работу осуществляется выключателями Q5 и Q2 при резервировании трансформатора Т1 или выключателями Q6 и Q2 при резервировании трансформатора Т2. В нормальном режиме резервный трансформатор отключается с двух сторон – со стороны потребителей и дополнительно со стороны источника питания. Поэтому в режиме резерва трансформатор не находится под напряжением, что дает экономию на потерях холостого хода. Рис. 6.8. Схема питания двух секций с резервным трансформатором Пуск схемы АВР трансформатора можно осуществить по-разному. Возможен вариант пуска от релейной защиты рабочего трансформатора. При срабатывании газовой или дифференциальной защиты трансформатор отключается от сети, например, выключателями Q1 и Q4 в случае повреждения трансформатора Т1. Эта же защита запускает схему АВР для включения резервного трансформатора ТЗ. Возможен пуск схемы с помощью реле минимального напряжения, как это осуществлено в схеме АВР линии. Выбор варианта определяется дополнительными обстоятельствами. Схема АВР трансформатора для подстанции с двумя рабочими трансформаторами показана на рис. 6.9. Для упрощения показана схема резервирования одного трансформатора Т1. Для трансформатора Т2 схема АВР аналогична. Пуск схемы осуществляется с помощью контактов реле минимального напряжения KV1 и KV2. Контакт реле KV3 замкнут, так как на шинах резервного питания есть напряжение и это реле находится под током. По истечении выдержки времени реле времени КТ подается сигнал на промежуточное реле KL1 и далее через контакты KL1.1 и KL1.2 на отключающие катушки YАТ1 и YАТ4. Вспомогательные контакты выключателя Q4.3 снимают напряжение с промежуточного реле KLT. Это реле имеет задержку по времени на отпускание, что обеспечивает однократность включения резервного трансформатора. При отключении выключателя Q4 его контакты Q4.4 запускают реле KL2, которое в свою очередь подает сигналы на катушки включения YАС5 и YАС7. После выдержки времени, достаточной для однократного включения выключателей Q5 и Q2, контакты реле KLT размыкаются и разрывают цепь реле KL2. Если резервный трансформатор включился на устойчивое КЗ на сборных шинах секции 1, то действием релейной защиты он отключится. Повторного включения резервного трансформатора не произойдет, так как к этому времени контакты реле KLT разомкнутся и сигнал на катушки включения YАС5 и YАС2 не поступит. В случае неявного резерва до цикла АВР каждый трансформатор работает на нагрузку своих потребителей, подключенных к секции (рис. 6.10,а). Секционный выключатель QВ5 нормально отключен. В аварийном режиме оба трансформатора взаимно резервируют друг друга. На рис. 6.10,б показан фрагмент упрощенной схемы АВР. При отключении одного из трансформаторов, например Т1, вспомогательные контакты выключателя Q3.3 размыкают цепь реле KLT. Контакты Q3.4 замыкаются и подают напряжение на промежуточное реле KL1, которое срабатывает и своими контактами замыкает цепь питания катушек включения выключателей YАС2, YАС4 и YАС5. а) б) Рис. 6.10. Схема АВР трансформатора с действием на секционный выключатель Если трансформатор Т2 был включен, то включается только секционный выключатель QB. При исходно отключенном трансформаторе Т2 будут включаться три выключателя (Q2, Q4, QB). Для устранения перегрузки аккумуляторной батареи за счет одновременного включения нескольких выключателей предусматривается блокировка с помощью дополнительных контактов выключателя Q2. Выключатель Q4 включается только после того, как выключатель Q2 уже включен. В рассмотренных случаях после действия АВР на первую секцию подается напряжение от трансформатора Т2. Аналогичным образом трансформатор Т2 резервируется трансформатором Т1. Следует иметь в виду, что в случае неявного резерва трансформаторы оказываются перегруженными. В целях устранения перегрузки остающегося в работе трансформатора часть менее ответственных потребителей должна быть отключена. В том случае, если в теряющей питание части системы электроснабжения есть мощные двигатели, во время перерыва питания они за счёт запасённой энергии поддерживают напряжение на шинах. В этом случае АВР, действующее по потере напряжения, может не запуститься. В таких случаях запуск АВР осуществляется от реле понижения частоты. Раздел 7. Регулирование напряжения и частоты. Управление системой электроснабжения В разделе рассматриваются три темы: - регулирование напряжения и реактивной мощности; - регулирование частоты; - организация управления системой электроснабжения. Лабораторные работы и практические занятия в данном разделе не предусмотрены. После проработки теоретического материала следует ответить на вопросы тренировочного теста № 7. Правильные ответы на вопросы тренировочных тестов приведены на с. 217. При появлении затруднений по тестовым заданиям следует обратиться к теоретическому материалу [1] или проконсультироваться у преподавателя. При эффективной проработке материала данного раздела можно набрать 10 баллов из 100 возможных. 7.1. Регулирование напряжения и реактивной мощности Напряжение и потоки реактивной мощности в системах электроснабжения можно регулировать с помощью: - трансформаторов с регулируемым коэффициентом трансформации; - автоматического регулирования возбуждения синхронных машин; - конденсаторных установок регулируемой мощности и др. 7.1.1. Регулирование коэффициента трансформации понижающего трансформатора Одним из основных средств регулирования напряжения в системах электроснабжения является изменение коэффициентов трансформации трансформаторов на подстанциях. Известно, что коэффициент трансформации определяется отношением числа витков первичной w1 и вторичной w2 обмоток трансформатора или отношением первичного Uвн и вторичного Uнн напряжений трансформатора при его холостом ходе k=w1 /w2=Uвн /Uнн. Трансформаторы имеют специальные ответвления от обмоток, позволяющие изменять коэффициент трансформации и, следовательно, регулировать напряжение. Переключение ответвлений может осуществляться устройством переключения без возбуждения (ПБВ) при отключении трансформатора от сети или устройством регулирования под нагрузкой (РПН) без отключения трансформатора от сети. Регулировочные ответвления выполняют в обмотке высшего напряжения со стороны нейтрали. Трансформаторы с устройством РПН позволяют регулировать напряжение при изменении нагрузки в течение суток. Такие трансформаторы оборудуются автоматическими регуляторами напряжения (АРН), которые реагируют на изменения напряжения на вторичной обмотке трансформатора, давая команды на переключение ответвлений РПН согласно заданному закону регулирования напряжения. Для повышения надежности работы РПН следует исключить его срабатывания при незначительных отклонениях напряжения, а также при значительных, но кратковременных отклонениях напряжения. Для этого АРН имеет зону нечувствительности, несколько большую половины одной ступени регулирования. В этом случае АРН выдает сигнал на переключение, если напряжение ближе к следующей ступени регулирования, чем к той, на которой в данный момент работает трансформатор. Для отстройки РПН от срабатывания при кратковременных отклонениях напряжения в АРН предусматривается выдержка времени 13 минуты. 7.1.2. Автоматическое регулирование возбуждения синхронных машин Наиболее эффективным и часто применяемым способом регулирования напряжения и реактивной мощности является автоматическое регулирование возбуждения синхронных генераторов (САРВ). Функциональная схема САРВ включает в себя (рис. 7.1): - автоматический регулятор возбуждения AV; - тиристорный преобразователь UA, получающий сигнал управления от АРВ; - силовой элемент – возбудитель GE, от которого питается обмотка возбуждения главного генератора G (двигателя)). Рис. 7.1. Функциональная схема системы автоматического регулирования возбуждения генератора Возбудитель может быть прямого действия – тиристорный преобразователь, – и косвенного действия – машина постоянного тока, обращенный синхронный генератор, расположенный на валу агрегата, или высокочастотный генератор с неуправляемым вращающимся диодным преобразователем. В измерительном органе АРВ сигналы измерительных преобразователей преобразуются в сигналы постоянного тока или в цифровой код, и затем рассчитываются параметры регулирования. Вычислительный орган на основании этой информации и значения заданной уставки, которая вводится с помощью задатчика, формирует сигнал управления. Этот сигнал через усилительный и исполнительный органы управляет работой возбудителя GE, подающего ток возбуждения в обмотку ротора генератора G. Задатчиком можно управлять вручную или с помощью автоматической системы режимного управления (вторичный регулятор). Отрицательная обратная связь, показанная на рис. 7.1, компенсирует инерционность тракта усиления сигнала по мощности и стабилизирует процесс регулирования. 7.1.3. Автоматическое управление конденсаторными батареями Современным средством компенсации реактивной мощности в системах электроснабжения являются регулируемые конденсаторные установки. Автоматическое регулирование мощности конденсаторных батарей может выполняться по различным параметрам: времени суток, току нагрузки, напряжению, коэффициенту мощности. Самый простой и наиболее распространенный способ – регулирование по уровню напряжения. 7.2. Регулирование частоты Для поддержания частоты в энергосистеме в заданных пределах все приводные двигатели генераторов оснащаются регуляторами частоты вращения (РЧВ), называемыми первичными. Функциональная схема РЧВ приведена на рис.7.2. В измерительном органе фактическая частота вращения сравнивается с уставкой, которая вводится с помощью механизма изменения частоты вращения МИЧВ. Полученный сигнал через усилительный и исполнительный органы управляет регулирующим органом (клапаном), то есть подачей энергоносителя и, следовательно, частотой вращения. МИЧВ управляется оператором или автоматически. Причины изменения частоты могут быть самыми различными: аварийное отключение генератора на электростанции, аварийное отключение линии или трансформатора связи между отдельными частями энергосистемы, резкое увеличение мощности потребителей и др. Отклонение частоты от ее номинального значения f = f – fном как один из показателей качества электроэнергии регламентируется ГОСТ 13109-97, который устанавливает нормально допустимые (+ 0,2 Гц) и предельно допустимые (+0,4 Гц) отклонения частоты. Рис. 7.2. Функциональная схема регулятора частоты вращения Жесткие требования к поддержанию частоты обусловлены значительным ее влиянием на технологические производственные процессы, на производительность механизмов потребителей, и в особенности на производительность механизмов собственных нужд электростанций, от режима работы которых в значительной мере зависит надежность работы электростанций и выдаваемая ими мощность. Регулирование частоты в нормальных режимах рассмотрено в УМК «Электроэнергетика. Часть 2» Достаточно сложной задачей является поддержание частоты на требуемом уровне при ее понижении, обусловленном дефицитом генерируемой мощности в энергосистеме. В этом случае увеличивают впуск энергоносителя в турбины, при недостаточности такого увеличения включают резерв мощности. При дальнейшем снижении частоты в энергосистеме и недостаточной мощности резерва выполняется автоматическое ограничение снижения частоты. Одной из основных функций автоматического ограничения снижения частоты является автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Она включает в себя две очереди разгрузки – АЧР1 и АЧР2. Рассмотрим подробнее работу АЧР. Пусть в момент времени t = 0 происходит аварийное отделение части системы (рис. 7.3), в которой начинается интенсивное снижение частоты. При достижении уставки f1 первой очереди АЧР реле, установленные в соответствующих точках системы, без выдержки времени формируют команду на отключение первой очереди потребителей (наименее ответственных). После отключения этих потребителей процесс снижения частоты прекращается, либо только замедляется. Во втором случае частота может снизиться до значения, соответствующего срабатыванию второй очереди АЧР (f2), в результате чего отключится следующая группа потребителей. И так далее, пока снижение частоты не прекратится. На рис. 7.3,а рассмотрен случай срабатывания 4-х очередей при уставках срабатывания f1, f2, f3 и f4, после чего процесс снижения частоты прекратился и началось некоторое её повышение. Если бы на этом действие АЧР прекратилось, то через некоторое время мог на длительное время установиться баланс мощностей при недопустимо низком уровне частоты. Для предотвращения такого «зависания» частоты кроме очередей, срабатывающих без выдержки времени по факту достижения частотой значения уставки, имеются дополнительные очереди, срабатывающие при одной уставке по частоте f0>f1, но с различными выдержками времени. Обычно уставка f0 принимается равной 48,5-49,5 Гц, а уставки по времени от 5 с до 1,5 мин. Отключением дополнительных очередей потребителей (на рис. 7.3,а в моменты t1, t2, t3, t4) частота постепенно восстанавливается до значения f0, после чего дальнейшее восстановление частоты может быть осуществлено эксплуатационным персоналом. а) б) Рис. 7.3. Работа АЧР в отделившейся части энергосистемы Таким образом, система АЧР имеет две составляющие, которые называются АЧР1 и АЧР2. Основная задача АЧР1 – предотвратить недопустимое снижение частоты, а задача АЧР2 – восстановить частоту до уровня, при котором энергосистема может работать достаточно долго для последующего корректирования режима диспетчерскими средствами. В рассмотренном примере (рис. 7.3,а) сначала последовательно срабатывают очереди АЧР1, а затем очереди АЧР2. При ином, менее интенсивном процессе снижения частоты срабатывание очередей АЧР1 и АЧР2 может перемежаться (рис. 7.3,б). Принципиально возможны и такие процессы, при которых действует только АЧР2. АЧР играет важнейшую роль в обеспечении живучести систем электроснабжения, т. к. предотвращает одно из наиболее опасных явлений – «лавину частоты», возникающую при снижении частоты до некоторого критического значения. Эту опасную границу можно характеризовать зависимостью минимального значения частоты от длительности существования fmin(t), определяющей предельные условия обеспечения собственных нужд агрегатов электростанций (рис. 7.4). Однако эта граница может быть различной для энергосистем с различными типами электростанций, и, кроме того, её определение представляет существенные трудности. Поэтому принимается некоторое предельное значение fmin, ниже которого частота не должна опускаться ни при каких обстоятельствах. Нормативными документами установлено значение fmin = 45 Гц. Рис. 7.4. Снижение частоты в системах электроснабжения 1 – авария без действия АЧР; 21 – при действии АЧР; 32 – граница допустимой зоны Для обеспечения этого условия должна быть обеспечена такая суммарная мощность отключаемых АЧР1 потребителей, при которой частота не снижается до fmin при любых возможных дефицитах мощности. С некоторым запасом эта мощность принимается на уровне РАЧР1 = 1,05ΔРр max, где ΔРр max – максимальный расчётный дефицит мощности для данной энергосистемы. Мощность РАЧР2 принимается по условию РАЧР2 ≥ 0,4РАЧР1. Такое соотношение, принятое на основе эксплуатационного опыта, объясняется необходимостью учёта дополнительных факторов, в частности, возможности отключения некоторых энергоблоков. Наряду с определением суммарной мощности потребителей, подводимых по действие устройств АЧР1 и АЧР2, важное значение имеет размещение этих устройств и распределение между ними потребителей. Необходимо таким образом сформировать комплекты очередей АЧР, чтобы обеспечивалась автономная работа АЧР в каждой из частей энергосистемы, которая может отделиться с дефицитом мощности, и при этом мощность подведенных под АЧР потребителей в каждой такой части должна соответствовать расчётным значениям. 7.2. Организация управления системой электроснабжения Система управления в энергетике характеризуется следующими факторами: - усиление концентрации и централизации функций управления; - усложнение системы управления; - информационная перегруженность системы управления; - противоречие между высоким уровнем механизации и автоматизации основных производственных процессов и низким уровнем механизации и автоматизации управленческого труда. Отсюда возникает задача совершенствования системы управления в энергетике, которая решается путем создания автоматизированных систем управления (АСУ) и автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУТП). Они представляют собой комплексы программных и технических средств, предназначенных для автоматизированного управления технологическим процессом выработки, распределения и потребления электроэнергии. Учитывая протяженность энергосистем, эти системы невозможно реализовать без широкого применения телемеханизации, то есть сбора большого количества информации от удалённых объектов и передачи управляющих сигналов на эти объекты. Телемеханизацию и автоматизацию целесообразно осуществлять комплексно для управления всеми видами энергохозяйства предприятия: электроснабжением, газоснабжением, теплоснабжением, водоснабжением, а также для управления освещением территории. Телемеханизацию следует применять в случаях, когда она часто и эффективно используется и дает возможность существенно улучшить ведение режима электроснабжения, ускорить ликвидацию аварий и других нарушений, установить контроль за поддержанием нормальных электрических параметров (уровень напряжения, нагрузки и т. д.), уменьшить обслуживающий персонал. В объем телемеханизации входят телеуправление, телесигнализация и телеизмерение. Телеуправление (ТУ) обычно предусматривается только для тех элементов электроснабжения, которые необходимы для быстрого восстановления режима или для переключений, например для управления выключателями на питающих линиях и линиях связи между подстанциями при отсутствии АВР или при необходимости частых оперативных переключений выключателями понизительных трансформаторов и т. п. Основу АСУТП составляет программно-технический комплекс (ПТК), работающий в режиме реального времени. В составе АСУТП он выполняет: - сбор и централизацию данных, - наглядное отображение полученной информации, - подготовку и передачу информации серверу баз данных, - контроль функционирования промышленных контроллеров. Вопросы построения систем диспетчерского управления и основные понятия информационной техники (несущий процесс, виды модуляции и т. п.) достаточно подробно освещены в п. 1.6.8 конспекта УМК «Электроэнергетика. Часть 2». Заключение Сегодня на смену традиционным релейным защитам на электромеханической элементной базе всё активнее приходят современные цифровые устройства, сочетающие в себе функции защиты, автоматики, управления и сигнализации. Использование цифровых терминалов дает возможность повысить чувствительность защит и значительно уменьшить время их срабатывания, что в совокупности с высокой надежностью позволяет существенно снизить величину ущерба от перерывов в электроснабжении. Кроме того, появляется возможность построения автоматизированной системы управления технологическим процессом подстанций на базе этих терминалов и интегрирования ее с АСУ ТП верхнего уровня. На основании этого можно говорить о перспективности перехода к использованию цифровых терминалов в качестве основных устройств релейной защиты и автоматики электрических сетей. Однако не все так радужно на горизонте цифровых устройств релейной защиты и автоматики. Обратимся, в частности, к фактору надежности защиты. Исследования, выполненные отделом Israel Electric Corporation, привели к выводу о том, что надежность микропроцессорных реле ниже, чем электромеханических и полупроводниковых статических реле. Компоненты микропроцессорных реле выходят из строя чаще, чем элементы реле других видов. При этом отмечается, что имеющийся в сложных микропроцессорных реле внутренний мониторинг исправности не спасает дело, так как, во-первых, это мониторинг только основных режимов крупных функциональных блоков, а не исправности элементов, а во-вторых, информация о выходе из строя какого-то блока реле поступает к персоналу уже после того, как состоялся отказ реле. То есть наличие такой внутренней самодиагностики не увеличивает надежность реле. У цифровых защит есть и другие недостатки. Но дело не в этом. Главное для студента получить базовые знания в области релейной защиты и автоматики, а затем, став специалистом, самому определять направление развития этой области электроэнергетики. 3.3. Глоссарий (краткий словарь терминов) Термин Что обозначает Автоматическое включение резервного питания (АВР) Устройство для восстановления электроснабжения потребителей путем автоматического включения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания Автоматическое повторное включение (АПВ) Автоматическое включение аварийно отключившегося элемента электрической сети Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУТП) Комплекс программных и технических средств, предназначенных для автоматизированного управления технологическим процессом выработки, распределения и потребления электроэнергии. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) Автоматическое устройство, которое отключает часть нагрузки энергосистемы в случае снижения частоты ниже допустимого уровня Времятоковая характеристика защиты Зависимость времени срабатывания аппарата защиты от значения тока, протекающего через его измерительный элемент Дистанционная защита Защита, основанная на дистанционном принципе, суть которого состоит в измерении сопротивления до точки КЗ. Коэффициент чувствительности защиты Отношение минимального тока КЗ к току срабатывания защиты Лавина частоты Процесс непрерывного снижения частоты, возникающий при снижении частоты до некоторого критического значения Максимальная токовая защита (МТЗ) Защита, действие которой связано с повышением значения силы тока защищаемом участке электрической сети. Селективность защиты определяется уставкой по времени Микропроцессор Устройство, отвечающее за выполнение арифметических, логических и операций управления, записанных в машинном коде, реализованное в виде одной микросхемы или комплекта из нескольких специализированных микросхем Направленная токовая защита Защита, применяемая на линиях с двухсторонним питанием и в кольцевых сетях. Имеет орган направления мощности, который разрешает действие защиты при определенном направлении мощности КЗ. Поперечная дифференциальная защита Быстродействующая, абсолютно селективная защита, основанная на сравнении токов на разных линиях, отходящих от одного источника Продольная дифференциальная защита Быстродействующая (без выдержки времени), абсолютно селективная защита, основанная на сравнении токов на разных концах защищаемого участка электрической сети Простое замыкание на землю Замыкание на землю в сети с изолированной нейтралью Релейная защита (РЗ) Совокупность устройств, осуществляющих непрерывный контроль за состоянием элементов электроэнергетической системы и реагирующих на возникновение повреждений и ненормальных режимов. Селективность защиты Способность релейной защиты выявлять место повреждения и отключать только место повреждения ближайшими к нему выключателями. Ступень селективности защиты Выдержка времени, определяемая временем действия защиты Токовая защита Вид релейной защиты, действие которой связано с повышением силы тока в защищаемой цепи Токовая защита нулевой последовательности Защита, реагирующая на токи нулевой последовательности, возникающие при однофазных замыканиях на землю Токовая отсечка (ТО) Защита, действие которой связано с повышением значения силы тока защищаемом участке электрической сети. Селективность защиты определяется уставкой по току. Является первой ступенью токовой защиты и работает без выдержки времени Чувствительность защиты Способность защиты реагировать на возможные повреждения в минимальных режимах работы системы электроснабжения, когда изменение воздействующей величины минимально 3.7. Методические указания к выполнению заданий практических занятий 3.7.1. Задания и исходные данные При изучении дисциплины учебным планом предусмотрены практические занятия, основной целью которых является подготовка студентов к выполнению курсовой работы, а в перспективе – к выполнению соответствующих разделов ВКР. Занятие 1. Расчет токовых защит распределительной сети Применительно к схеме участка распределительной сети (рис. 3.7.1) рассчитать: - токи КЗ в точках К2…К5; - номинальные и максимальные рабочие токи; - максимальные токовые защиты. Варианты заданий приведены в табл. 3.7.1. Таблица 3.7.1 Параметр Номер варианта (последняя цифра шифра студента) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 I(3)КЗ max К1, кА 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 lW1(lW2), км 5 10 15 20 25 25 20 15 10 5 Тип трансформатора Т1(Т2) ТМН-2500 ТМН-6300 ТДН-10000 ТДН-16000 ТДН-25000 ТДН-25000 ТДН-16000 ТДН-10000 ТМН-6300 ТМН-2500 lW3(lW4), км 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 Тип трансформатора Т3 (Т4) ТМ-400 ТМГ-630 ТМЗ-1000 ТМ-1000 ТМГ-400 ТС-630 ТМ-630 ТМГ-1000 ТС-400 ТМЗ-630 IW5 (IW6), А 10 15 20 25 30 30 25 20 15 10 tQ13 (tQ14), с 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 tQFB, c 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 Автоматика Q1 QB1 QB2 Q1 QB1 QB2 Q1 QB1 QB2 Q1 Примечание. Расшифровка обозначений приведена в исходных данных примера расчета (см. п. 3.7.2). Занятие 2. Расчет защит трансформатора Выбрать и рассчитать защиты трансформатора Т1(Т2) (рис. 3.7.1). Тип трансформатора приведен в табл. 3.7.1. Занятие 3. АПВ и АВР в распределительной сети Для схемы участка сети (рис. 3.7.1) выбрать и рассчитать автоматику на выключателе Q в соответствии с данными последней строки табл. 3.7.1. 3.7.2. Пример расчета релейной защиты и автоматики участка распределительной сети Участок распределительной сети, схема которого приведена на рис. 3.7.1, включает в себя: - шины 110 кВ источника питания сети; - питающие воздушные линии W1 и W2 напряжением 110 кВ; - подстанцию ПС 110/10 кВ; - кабельные линии W3 и W4; - распределительный пункт РП-10 кВ, к шинам которого подключена ТП 10/0,4 кВ и другие потребители, получающие питание по линиям W5 и W6. По усмотрению преподавателя, ведущего практические занятия, структура участка распределительной сети и исходные данные могут изменяться. Рис. 3.7.1. Участок распределительной сети Исходные данные: - ток трехфазного КЗ на шинах источника питания 110 кВ I(3)КЗ max К1 = 10200 А; - средние напряжения ступеней приняты равными U1ср = 115 кВ; U2ср = 10,5 кВ; U3ср = 0,4 кВ; - длины линий W1 и W2 составляют lW1 = lW2 = 10 км; - данные трансформаторов Т1, Т2: тип – ТДН-10000/110, SТном = 10 МВ·А, UK = 10,5 %; - длины линий W3 и W4 составляют lW3 = lW4 = 0,2 км; - данные трансформаторов Т3, Т4: тип – ТМГ-1000/10, SТном = 1 МВ·А, UK = 5,5 %; - нагрузки линий W5 и W6 составляют IW5 = 20 А и IW6 = 15 А; - выдержки времени МТЗ на выключателях Q13 и Q14 соответственно равны tQ13= 0,9 с, tQ14 = 0,8 с; - выдержка времени выключателя QFB при кратности КQFB > 12 составляет tQFB = 0,8 c. . Расчет токов КЗ Схема замещения участка распределительной сети приведена на рис. 3.7.2. Расчет токов КЗ выполняем в именованных единицах. Все сопротивления приводим к напряжению 115 кВ. Токи КЗ также приведены к этому напряжению. Рис. 3.7.2. Схема замещения участка распределительной сети 1. Сопротивление энергосистемы 6,52 Ом 2. Сопротивление линии W1 при погонном сопротивлении худ = 0,4 Ом/км составит 4 Ом. 3. Сопротивление трансформатора Т1 = 138,9 Ом. 4. Сопротивление трансформатора Т3 727,4 Ом. 5. Сопротивление до точки K2 10,52 Ом. 6. Ток КЗ в точке K2 6,32 кА. 7. Сопротивление до точки K3 149,42 Ом 8. Ток КЗ в точке K3 0,445 кА 9. Сопротивление до точки K4 . Поскольку кабельная линия W3 короткая lW3 = 0,2 км, имеем соотношение xW3 <<. Поэтому с достаточной точностью можно считать, что == 0,445 кА. 9. Сопротивление до точки K5 876,82 Ом. 10. Ток КЗ в точке K5 0,076 кА. Расчет номинальных и максимальных рабочих токов 1. Номинальный первичный ток трансформатора Т1 50,3 А. 2. Номинальный вторичный ток трансформатора Т1 550,5 А. 3. Максимальный рабочий ток линии W1 (W2) определяется по режиму, когда один из трансформаторов Т2 (Т1) отключен. В этом случае оставшийся в работе трансформатор будет перегружен. Для масляного трансформатора средней мощности допустимый коэффициент перегрузки KП1 = 1,5. 75,45 А. 4. Номинальный первичный ток трансформатора Т3 55 А. 5. Номинальный вторичный ток трансформатора Т3 1445 А. 6. Максимальный рабочий ток линии W3 (W4) определяется по режиму, когда линия W4 (W3) отключена, а оставшаяся в работе линия несет на себе всю нагрузку РП-10 кВ. Учитывая, что распределительные трансформаторы Т3 и Т4 в нормальном режиме могут быть загружены до 90 % (Кзагр < 0,9), с учетом нагрузок линий W5 и W6 имеем Iраб max W3 = 2КзагрIТ3ном1 + IW5 + IW6 = 20,955 + 20 + 15 = 134 А. 7. Максимальные рабочие токи через секционные выключатели QB1, QB2 и QFB полагаем с запасом равными соответствующим номинальным токам трансформаторов с учетом нагрузок на шинах РП-10 кВ =550,5 А; = 55 + 20 = 75 А; =1445 А. Расчет релейных защит и автоматики участка В качестве автоматического выключателя QFB (рис. 3.7.1) выбираем выключатель серии Emax фирмы ABB типа E2B со следующими параметрами: - номинальный ток In1 = 1600 А; - номинальное напряжение 690 В; - номинальная отключающая способность 42 кА; - микропроцессорный расцепитель PR121/p с характеристиками, приведенными на рис. 3.7.3. Для выключателя QFB в соответствии с исходными данными выбираем характеристику, обозначенную QFB (рис. 3.7.3). Согласование автомата QF1 (QF2) c автоматом QFB 1. Приводим ток КЗ в точке K5 к напряжению 0,4 кВ 21,85 кА. 2. Определяем кратность тока КЗ по отношению к номинальному току автомата QFB 13,66. При этой кратности по характеристикам рис. 3.7.3 определяем зону (горизонтальный участок) и время срабатывания автомата tQFB = 0,8 с. 3. В качестве автоматических выключателей QF1 (QF2) целесообразно выбрать автомат той же серии, что и QFB. Это позволит эффективно согласовать выдержку времени, т. к. фирма гарантирует минимальное время отключения за счет высокой точности времятоковых характеристик микропроцессорных расцепителей. Ступень селективности этих автоматов принимаем Δt = 0,1 с. Автомат QF1 (QF2) выбираем так, чтобы номинальный ток автомата был бы не меньше рабочего максимального тока, т. е. , где 2601 А, где КП2 = 1,8 – допустимый коэффициент перегрузки для масляного распределительного трансформатора. Выбираем автомат серии Emax типа E3N с номинальным током In2 = 3200 А и номинальной отключающей способностью 65 кА. Рис. 3.7.3. Характеристики автоматических выключателей серии Emax фирмы ABB 4. Определяем кратность тока КЗ 6,83. 5. Выбираем время-токовую характеристику таким образом, чтобы во всем диапазоне токов КЗ, особенно при малых их значениях, характеристики не пересекались. При кратности тока KQF1 = 6,83 время срабатывания автомата QF1 должно быть не меньше, чем tQF1= tQFB + t = 0,8 + 0,1 = 0,9 c. На рис. 3.7.3 через точку с координатами (K=6,83 и t=0,9 c) проводим прямую, параллельную наклонной части характеристики автомата QFB. Поскольку кратности KQFB и KQF1 отличаются в два раза, выбранная характеристика QF1 обеспечит при одном и том же токе КЗ время срабатывания QF1 большее, чем время срабатывания QFB1. Расчет защит трансформатора Т3 (Т4) На трансформаторе Т3 (Т4) в соответствии с требованиями ПУЭ устанавливаются две защиты: - максимальная токовая защита (МТЗ); - токовая отсечка (ТО). 1. Приводим ток КЗ в точке K5 к напряжению 10,5 кВ = 0,83 кА. 2. Ток срабатывания токовой отсечки (ТО) на выключателе Q11 (Q12) Iсзо Q11 ==1,30,83=1,08 кА. 3. Ток срабатывания МТЗ на выключателе Q11 (Q12) Iсз Q11 ==187,6 А. 4. Время срабатывания МТЗ определяем, предварительно выбрав цифровой терминал защиты ТЭМП 2501. С точки зрения достижения селективности максимальную токовую защиту трансформатора Т3 (Т4) можно не согласовывать с защитой автомата QF1 (QF2), но для удобства эксплуатации лучше провести согласование. При кратности тока КЗ КТ3== 4,42 время срабатывания МТЗ трансформатора Т3 (Т4) должно быть на ступень выше времени срабатывания автомата QF1 (tQF1 = 0,9 с). Ступень селективности принимаем Δt = 0,3 с. Из семейства времятоковых характеристик терминала защиты ТЭМП 2501 (см. инструкцию по защите) выбираем такую, чтобы обеспечить tQ11 = tQF1 + Δt = 0,9 + 0,3 = 1,2 с. Рис. 3.7.4. Семейство характеристик RI-типа терминала защиты ТЭМП 2501 Выбираем характеристику RI-типа (рис. 3.7.4) с тем, чтобы не слишком сильно возрастало время срабатывания при снижении тока КЗ. При кратности тока КТ3=4,42 и времени срабатывания tQ11 =1,2 с получаем точку А на рис. 3.7.4. Из формулы для характеристики RI-типа , (1) где k – временной коэффициент от 0,005 до 1; I – входной ток; Iпуск – уставка по пусковому току (то же самое, что уставка по току Iуст), для нашего случая вместо Iпуск и I подставляем пропорциональные им значения тока срабатывания защиты и тока КЗ. Вычислим значение коэффициента k для координат точки A = 0,343. (2) Характеристика МТЗ на выключателе Q11 (Q12) определена – это кривая 1(МТЗ Q11) на рис. 3.7.4. Расчет МТЗ на выключателе QB2 1. Максимальный рабочий ток выключателя QB2 определим как больший из рабочих токов первой и второй секций РП-10 кВ =75 А. 2. Ток срабатывания МТЗ на выключателе QB2 следует отстраивать от тока срабатывания МТЗ на выключателе Q11 (согласование МТЗ по току) Iсз QВ2 = 1,1Iсз Q11 = 1,1187,6 = 206,4 А. 3. Приводим ток КЗ в точке K4 к напряжению 10,5 кВ = 4,87 кА. 4. Определяем кратность тока КЗ по отношению к току срабатывания защиты = 26. По кривой 1(МТЗ Q11) рис. 3.7.4 определяем время срабатывания МТЗ на выключателе Q11 при кратности K = 26, считая, что время срабатывания при этой кратности равно времени срабатывания при предельной кратности равной 20. С запасом принимаем tQ11 = 1,1 с. 5. На выключателе QB2 устанавливаем тот же терминал цифровой защиты ТЭМП 2501. Выбираем времятоковую характеристику RI-типа по условию согласования ее с характеристикой МТЗ на выключателе Q11 (Q12), т. к. из четырех присоединений обеих секций РП-10 кВ МТЗ на выключателе Q11 (Q12) имеет наибольшую выдержку времени (1,1 с). Согласование ведем по точке КЗ за местом установки МТЗ на выключателе Q11. Ток КЗ до этой точки равен току КЗ в точке K4. 6. Время срабатывания МТЗ на выключателе QB2 при КЗ в точке K4 должно быть на ступень селективности выше, чем tQ11 tQB2 = tQ11 + Δt = 1,1 + 0,3 = 1,4 с. 7. Этому времени срабатывания соответствует кратность =23,6. Попадаем в независимую часть характеристик (рис. 3.7.4), поскольку кратность КQB2 > 20. 8. Подставляем в формулу (2) вместо кратности 23,6 предельную кратность 20 и рассчитываем коэффициент k k = 1,4(0,339 – 0,236·1/20) = 0,458. Строим кривую 2 (МТЗ QB2) на рис. 3.7.4. Расчет МТЗ на выключателе Q9 (Q10) 1. Ток срабатывания защиты =254 А 2. Кратность тока = 19,2. 3. Попадаем в независимую часть характеристики, поскольку кратность КQ9  20. Рассчитываем выдержку времени МТЗ на выключателе Q9 tQ9 = tQB2 + Δt = 1,4 + 0,3 = 1,7 с. 4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k k = 1,7(0,339 – 0,236·1/19,2) = 0,55. 5. На рис. 3.7.4 строим характеристику 3 (МТЗ Q9). Расчет МТЗ на выключателе Q7 (Q8) 1. Эту защиту по условию селективности можно не согласовывать с МТЗ на выключателе Q9 (Q10), но для удобства эксплуатации это требуется tQ7 = tQ9 + Δt = 1,7 + 0,3 = 2 с. 2. По тем же соображениям удобства эксплуатации согласовываем по току МТЗ на выключателе Q7 и МТЗ на выключателе Q9 = 279,4 А. 3. Кратность тока 17,4. 4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k k = 2(0,339 – 0,236·1/17,4) = 0,65. 5. На рис. 3.7.4 строим кривую 4 (МТЗ Q7). Расчет МТЗ на выключателе QB1 1. Ток срабатывания защиты 1043 А. 2. Кратность тока 4,7. 3. Время срабатывания согласовываем с наибольшим из времен срабатывания всех присоединений обеих секций. Пусть наибольшее время будет tQ7 = 2 с. Тогда tQB1 = tQ7 + Δt = 2 + 0,3 = 2,3 с. 4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k k = 2,3(0,339 – 0,236 · 1/4,7) = 0,66. 5. Кривая 5(МТЗ QB1) строится аналогично другим пунктирным кривым рис. 3.7.4 (практически совпадает с кривой 4 (МТЗ Q7)). Расчет МТЗ на выключателе Q5 (Q6) 1. Ток срабатывания защиты 1564,7 А; 825,8 А. 2. Время срабатывания МТЗ на выключателе Q5 согласовываем с временем срабатывания МТЗ на выключателе QB1 tQ5 = tQB1 + Δt = 2,3 + 0,3 = 2,6 с. 3. Кратность тока . 4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k k = 2,6(0,339 – 0,236·1/3,1) = 0,68. 5. Кривая 6 (МТЗ Q5) строится аналогично другим пунктирным кривым рис. 3.7.4 (практически совпадает с кривыми 4 (МТЗ Q7) и 5(МТЗ QВ1)). Расчет МТЗ на выключателе Q3 (Q4) 1. Ток срабатывания защиты 157,3 A. В данной формуле коэффициент 1,1 вводится с целью согласования по току МТЗ на выключателе Q3 с МТЗ на выключателе Q5. 2. МТЗ на выключателе Q3 согласовывается по времени с МТЗ на выключателе Q5 tQ3 = tQ5 + Δt = 2,6 + 0,3 = 2,9 с. 3. Кратность тока = 40,18. 4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k k = 2,9 (0,339 – 0,236·1/20) = 0,95. 5. Кривая 7 (МТЗ Q3)строится аналогично другим пунктирным кривым, приведенным на рис. 3.7.4. Расчет дифференциальной защиты трансформатора Т1 (Т2) В соответствии с требованиями ПУЭ на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и выше, работающих раздельно (в нашем случае выключатели QB1, QB2 и QFB отключены) должна быть предусмотрена продольная дифференциальная защита. Цифровой терминал защиты трансформатора включает в свой состав и дифференциальную защиту. В п. 1.2.9 конспекта подробно изложены сведения о такой защите Sepam с числовым примером расчета. По аналогии с этим материалом проведем расчет дифзащиты трансформаторов. I. Выбор датчиков тока 1. Датчики тока допускают перегрузку 116%, связанную с работой РПН In > 50,31,16=58,3 А; I’n > 550,51,16=638,6 А, где In, I’n – первичные номинальные токи датчиков тока, установленных на сторонах высшего и низшего напряжений трансформатора Т1 (Т2). 2. Первичные токи датчиков должны находиться в пределах ; 0,1·50,3 = 5,03 А; 2,5·50,3 = 125,8 А; 5,03  In  125,8. 0,1·550,5 = 55,05 А; 2,5·550,5 = 1376,2 А; 55,05  I’n  1376,2. Стандартные значения In=100 A, I’n=1000 A. 3. Считая, что бросок тока намагничивания трансформатора Т1 (Т2) составляет 10IТ1 ном, получаем пиковые значения А; А. 4. Определяем предельные кратности этих токов по отношению к токам датчиков тока ; . Окончательно принимаем к установке датчики тока: - на стороне ВН: 100/1; 5Р20; - на стороне НН: 1000/1; 5Р20. Таким образом, по требованиям фирмы Sheneider Electric для дифференциальной защиты трансформатора Sepam (код ANSI 87T) следует выбрать датчики тока (например, трансформаторы тока) с первичными токами 100 А и 1000 А и вторичным током 1 А. Обозначение 5Р20 означает, что датчики тока имеют погрешность 10% при предельной кратности равной 20. II. Выбор параметров процентной характеристики защиты 1. При работе РПН относительное изменение дифференциального тока равно =%, где x = 0,16 – максимальное отклонение напряжения. 2. Минимальный ток срабатывания складывается из погрешности датчиков тока (10 %), относительного изменения дифференциального тока (19 %), погрешности реле (1 %) и запаса (5 %): Ids=10+19+1+5=35 %. Первый участок характеристики торможения – это, как известно, горизонтальная прямая – устанавливается на уровне 35 %. По рекомендации фирмы второй участок (наклонный) берется с наклоном также 35%. Кратность пускового тока равна 10. Если это значение больше, чем 8/=5,67, то выбирается вариант традиционного торможения по гармоникам. Третий участок характеристики также, как и второй – наклонный, он должен устанавливаться на 70%, начиная с 6In1, чтобы обеспечить надежную работу защиты при внешнем КЗ. 3. Уставка дифференциальной отсечки определяется по кратности броска тока намагничивания . Торможение по гармоникам: - уставка по 2-й гармонике – 20% при торможении всех трех фаз; - уставка по 5-й гармонике – 25% при пофазном торможении. Расчет защит линий W1 (W2) На воздушных линиях W1, W2 могут быть установлены следующие виды защит: - максимальная токовая (МТЗ) от междуфазных КЗ; - токовая отсечка (ТО); - максимальная токовая защита нулевой последовательности (МТЗ0). 1. Рассчитываем параметры срабатывания МТЗ от междуфазных КЗ Ток срабатывания защиты 143 А. Кратность тока КЗ . Время срабатывания МТЗ на выключателе Q1 tQ1 = tQ3 + Δt = 2,9 + 0,3 = 3,2 с. Кратность тока = 71,3. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k k = 3,2 (0,339 – 0,236·1/20) = 1,05. Так как коэффициент k не может быть больше единицы, принимаем k=1. При этом кривая 8 (МТЗ Q1) совпадет с верхней сплошной кривой рис. 3.7.4. 2. Токовая отсечка не может быть применена, т. к. линия короткая и спад тока КЗ вдоль линии незначительный: кА, кА. 3. МТЗ нулевой последовательности устанавливается на выключателе Q1 и в случае заземления нейтрали трансформатора Т1 будет основной защитой линии W1 от однофазных и двухфазных КЗ на землю. Защита мгновенного действия, т. к. заземленные нейтрали других трансформаторов оказываются выше по отношению к источнику питания (в энергосистеме). Ниже расположена распределительная сеть 10 кВ с изолированной нейтралью. Ток срабатывания защиты Iсз Q1(0) = Kн · Iнб max , где Kн = 1,3 – коэффициент надежности; Iнб max – ток небаланса при трехфазном КЗ в месте установки защиты. Ток небаланса 510 А, где Кодн = 0,5 – коэффициент однотипности трансформаторов тока; fi = 0,1 – величина погрешности по току трансформаторов тока. Величина тока срабатывания защиты Iсз Q1(0) = 1,3 · 510 = 663 А. В заключение следует отметить, что в приведенных расчетах отсутствуют расчеты чувствительности защит. Это объясняется тем, что все защиты работают с настолько большими кратностями тока КЗ, что чувствительности получаются также значительными. Для трансформаторов Т1 и Т2 следует указать, если это нужно, установку газовой защиты. Расчет автоматики I. АВР на секционном выключателе Полагаем, что от ПС 110/10 кВ получают питание потребители 1-й категории. В соответствии с ПУЭ в этом случае на выключателе QB1 должно быть установлено устройство АВР. Напряжение срабатывания реле минимального напряжения, установленных на секциях 1 и 2, полагаем равным Uср min=0,4Uном. Напряжение срабатывания реле контроля напряжения на рабочем источнике, установленных на секциях 1 и 2, рассчитываем по формуле Uс.р == =60 В, где Uраб.min = 0,8100 = 80 В – минимальное значение вторичного напряжения в рабочем режиме (100 В – номинальное вторичное напряжение); kв= 0,85 – коэффициент возврата; kн = 1,11,2 – коэффициент надежности. Время срабатывания АВР определяется путем отстройки от времени срабатывания защиты на выключателе Q5 (Q6) tАВР = tQ5 + t = 2,6 + 0,3 = 2,9 с, где Δt = 0,3 с – ступень селективности. АВР на выключателе QB2 рассчитывается аналогично. II. АПВ воздушной линии и трансформатора Рассмотрим АПВ воздушной линии 110 кВ на выключате6лях Q1 и Q2. АПВ трехфазное, однократного действия. Время срабатывания АПВ принимаем равным tАПВ = 2 с. АПВ трансформатора выполняется аналогично. Отличие в том, что это АПВ не должно срабатывать при действии защит от внутренних повреждений трансформатора, т. е. АПВ не должно работать после срабатывания дифзащиты (токовой отсечки) и газовой защиты трансформатора. 4. Блок контроля освоения дисциплины 4.1. Общие указания Блок контроля освоения дисциплины включает: 1. Задание на курсовую работу и методические указания к ее выполнению Курсовая работа состоит из одного индивидуального задания, порядок выбора которого заданий указан в пункте 4.2.1. «Задание и исходные данные». 2. Блок тестов текущего контроля Приводятся два теста текущего контроля (по разделам дисциплины). Тесты предлагаются студентам в качестве тренировочных (репетиционных). После работы с этими тестами можно проверить правильные ответы, приведенные на с. 217. Завершив работу с тренировочным тестом, студент должен пройти аналогичный контрольный тест. Задание для контрольного тестирования студент получает у преподавателя либо на учебном сайте СЗТУ. Время ответа и число попыток ответа для контрольного теста ограничены. 3. Блок итогового контроля Изучение дисциплины завершается сдачей экзамена. В данном блоке приводятся вопросы для подготовки к экзамену. Промежуточный контроль Тренировочные тесты Блок включает в себя тесты, охватывающие все разделы дисциплины. После завершения работы с тренировочным тестом студент получает у преподавателя либо на учебном сайте СЗТУ соответствующий контрольный тест. Время ответа и число попыток для контрольного теста ограничены. Тест 1 1. Назначение релейной защиты и автоматики – это a. Включение резервного оборудования при отказе рабочего. b. Снижение потерь мощности и энергии в электрической сети. c. Повышение качества электроэнергии в электрической сети. d. Повышение надежности электроснабжения потребителей. 2. Под устройством релейной защиты подразумевается a. Совокупность устройств, действующих при возникновении аварии или перегрузки оборудования на его отключение или на сигнал. b. Совокупность устройств, осуществляющих регулирование напряжения в электрической сети. c. Совокупность устройств, обеспечивающих устойчивость электроэнергетических систем. d. Совокупность устройств, действующих измерения режимных параметров оборудования электрических сетей. 3. Однофазные КЗ происходят в сетях а. С изолированной нейтралью. b. С нейтралью, заземлённой через катушку индуктивности. c. С эффективно заземленной нейтралью. d. В сетях 6-35 кВ. 4. Ввод дискретных сигналов в цифровые устройства защиты осуществляется с помощью a. Делителей напряжения. b. Преобразователей на основе оптронов. c. Промежуточных трансформаторов. d. Промежуточных контактов. 5. Собственное время срабатывания цифровых реле a. Стремится к нулю. b. Такое же, как у их электромеханических аналогов. c. Меньше, чем у их электромеханических аналогов. d. Больше, чем у их электромеханических аналогов. 6. Надёжность цифровых устройств релейной защиты a. Такая же, как у их электромеханических аналогов. b. Выше, чем у их электромеханических аналогов. c. Ниже, чем у их электромеханических аналогов. d. Намного выше, чем у их электромеханических аналогов. 7. Цифровые устройства обеспечивают a. Более высокий коэффициент возврата измерительных органов, чем их электромеханические аналоги. b. Такой же коэффициент возврата измерительных органов, как у их электромеханических аналогов. c. Меньший коэффициент возврата измерительных органов, чем у их электромеханических аналогов. d. Единичный коэффициент возврата измерительных органов. 8. Погрешность измерения тока в цифровых реле при насыщении трансформатора тока a. Не зависит от насыщения трансформаторов тока b. Такая же, как у их электромеханических аналогов. c. Существенно меньше, чем у их электромеханических аналогов. d. Существенно выше, чем у их электромеханических аналогов. 9. Реализовать самоконтроль и диагностику цифровых устройств релейной защиты a. Значительно проще, чем у их электромеханических аналогов. b. Значительно труднее, чем у их электромеханических аналогов. c. Цифровые устройства релейной защиты абсолютно надёжны и не нуждаются в самоконтроле и диагностике. d. Сложность реализации самоконтроля и диагностики примерно такая же, как у их электромеханических аналогов. 10. Помехозащищённость цифровых защит a. Не зависит от внешних факторов. b. Ниже, чем у их электромеханических аналогов. c. Обеспечивается только при комплексном решении ряда вопросов. d. Обеспечивается за счёт применения специализированных микропроцессоров и АЦП. Тест 2 1. Релейная характеристика имеет вид а. Скачкообразный b. Плавной кривой c. Синусоидальной кривой d. Пилообразной линии 2. В сети с изолированной нейтралью устанавливаются а. Только защиты от междуфазных КЗ b. Только защиты от однофазных КЗ c. Защиты от междуфазных и однофазных КЗ d. Защиты от междуфазных КЗ и однофазных простых замыканий на землю 3. В распределительной сети КЗ а. Грозит нарушением устойчивости b. Сопровождается протеканием малых токов КЗ c. Не грозит нарушением устойчивости и сопровождается протеканием больших токов КЗ d. Сопровождается повышением напряжения в точке КЗ 4. Основной вид защиты в распределительной сети 10 кВ а. Дистанционная b. Дифференциальная c. Дифференциально-фазная d. Максимальная токовая 5. Токовая отсечка линии без выдержки времени а. Защищает всю линию b. Защищает всю линию и следующую c. Защищает только часть линии d. Защищает ровно 5% длины линии 6. Максимальная токовая защита линии а. Обладает свойством абсолютной селективности b. Работает всегда неселективно c. Обладает свойством относительной селективности d. Работает всегда селективно 7. Максимальная токовая защита и токовая отсечка а. Имеют одинаковый принцип действия b. Имеют одинаковые зоны действия c. Имеют одинаковые выдержки времени d. Обладают свойством абсолютной селективности 8. Ток срабатывания МТЗ отстраивается а. От минимального рабочего тока b. От максимального рабочего тока c. От тока КЗ d. От тока небаланса 9. Ток срабатывания ТО линии отстраивается а. От максимального рабочего тока b. От тока КЗ в месте установки защиты c. От минимального тока КЗ в конце защищаемой линии d. От максимального того КЗ в конце защищаемой линии 10. Кратность тока КЗ это а. То же, что и чувствительность защиты b. Отношение тока КЗ к току срабатывания реле c. Отношение тока КЗ к току срабатывания защиты d. Отношение тока КЗ к максимальному рабочему току защищаемой линии Тест 3 1. Токовая направленная защита выполняется, как правило, а. Одноступенчатой с относительной селективностью b. Двухступенчатой с относительной селективностью c. Трехступенчатой с относительной селективностью d. Трехступенчатой с абсолютной селективностью 2. Ток срабатывания направленной защиты отстраивается а. От тока КЗ в начале следующей линии. b. От тока КЗ в конце защищаемой линии c. От тока небаланса d. От максимального рабочего тока. 3. Токовая защита от замыканий на землю является а. Простой максимальной токовой защитой b. Фильтровой с фильтром тока обратной последовательности c. Фильтровой с фильтром тока прямой последовательности d. Фильтровой с фильтром тока нулевой последовательности 4. В сетях 6-35 кВ ток замыкания фазы на землю является а. Емкостным током. b. Индуктивным током. c. Активным током. d. Активно-индуктивным током. 5. При КЗ на землю чувствительность защиты можно повысить за счет а. Фильтра токов обратной последовательности b. Фильтра токов прямой последовательности c. Фильтра токов нулевой последовательности. d. Отстройки от тока небаланса Тест 4 1. Объект релейной защиты (РЗ) а. Зависит от вида РЗ b. Определяет виды РЗ всегда c. Не связан с видом РЗ d. Определяет виды РЗ в некоторых случаях 2. Дистанционная защита линии содержит дистанционный орган а. Тока b. Напряжения c. Мощности d. Сопротивления 3. Первая зона дистанционной защиты располагается а. От места установки защиты до шин противоположной подстанции b. От места установки защиты до точки установки следующей защиты c. От места установки защиты до 85% длины защищаемой линии d. От середины защищаемой линии до ее конца 4. Продольная дифференциальная защита линии обладает свойством а. Абсолютной селективности b. Относительной селективности c. Условной селективности d. Случайной селективности 5. Можно считать, что а. Дифзащита – это МТЗ с органом торможения b. Дифзащита – это дистанционная защита с торможением c. Дифзащита – это высокочастотная МТЗ d. Дифзащита – это вариант дистанционной защиты Тест 5 1. Регулирование напряжения трансформатора а. Повышает чувствительность дифзащиты b. Снижает чувствительность дифзащиты c. Заставляет вводить выдержку времени в дифзащиту d. Не влияет на чувствительность дифзащиты 2. Для трансформатора ток срабатывания дифзащиты с торможением а. Есть величина постоянная b. Есть величина переменная c. Определяется параметрами МТЗ трансформатора d. Зависит от выдержки времени МТЗ трансформатора 3. Погрешность трансформаторов тока а. Растет с увеличением тока b. Уменьшается с увеличением тока c. Не изменяется при изменении тока d. Не имеет значения для релейной защиты 4. Газовая защита трансформатора обычно применяется а. На трансформаторах типа ТМГ b. На сухих трансформаторах c. На трансформаторах без расширителя d. На трансформаторах с расширителем 5. Дифзащита применяется на электродвигателях, начиная с мощности а. 1000 кВт b. 4000 кВт c. 4500 кВт d. 5000 кВт 6. Дифференциальный ток дифзащиты электродвигателя рассчитывается как а. Сумма абсолютных значений токов b. Абсолютное значение векторной суммы токов плеч c. Абсолютное значение алгебраической суммы токов плеч d. Полусумма абсолютных значений токов плеч 7. Тормозной ток дифзащиты электродвигателя рассчитывается как а. Сумма абсолютных значений токов плеч защиты b. Абсолютное значение векторной разности токов плеч c. Полусумма абсолютных значений токов плеч d. Ток одного плеча 8. Чувствительность токовой отсечки электродвигателя рассчитывается по а. Току двухфазного КЗ на выводах электродвигателя в максимальном режиме системы b. Току двухфазного КЗ на нулевых выводах статорной обмотки в максимальном режиме системы c. Току трехфазного КЗ на выводах электродвигателя в минимальном режиме системы d. Току двухфазного КЗ на выводах электродвигателя в минимальном режиме системы 9. Ток сквозного КЗ трансформатора отключается а. Газовой защитой. b. Дифференциальной защитой. c. Максимальной токовой защитой. d. Защитой от перегрузки. 10. Дифференциальная защита трансформатора реагирует а. На перегрузку трансформатора b. На внешнее КЗ c. На КЗ на выводах трансформатора. d. На витковое замыкание в обмотке. Тест 6 1. В системах электроснабжения применяется а. Однократное трёхфазное АПВ. b. Двукратное трехфазное АПВ. c. Однократное однофазное АПВ. d. Многократное трёхфазное АПВ. 2 Успешность АПВ определяется а. Классом напряжения. b. Предшествующей нагрузкой линии. c. Деионизацией воздушного промежутка после снятия напряжения. d. Временем суток. 3. Запуск АПВ осуществляется по сигналу а. Диспетчерского персонала. b. Релейной защиты. c. Снижения напряжения. d. Снижения частоты. 4. АПВ трансформаторов не должно работать а. При глубоком снижении напряжения в сети. b. При внутренних повреждениях трансформатора. c. При повышении напряжения в сети. d. При снижении частоты в сети. 5. АПВ не предусматривается а. Для воздушных линий. b. Для кабельных линий. c. Для трансформаторах. d. Для шин электростанций и подстанций. 6. АПВ с улавливанием синхронизма применяется а. На линиях с односторонним питанием. b. На линиях с двусторонним питанием. c. Для трансформаторов. d. Для генераторов. 7. Назначение АВР – это а. Обеспечение поддержания требуемого напряжения на шинах узла нагрузки. b. Уменьшение потерь мощности и энергии в электрических сетях. c. Повышение качества электроэнергии в системах электроснабжения. d. Повышение надёжности электроснабжения ответственных потребителей при потере питания. 8. АВР запускается по сигналу а. Снижения частоты. b. Увеличения тока нагрузки. c. Снижения напряжения на шинах. d. Дежурного персонала. 9. Действие устройства АВР должно быть: а. Однократным. b. Двукратным. с. Трёхкратным. d. Многократным. 10. Время срабатывания устройства АВР должно быть согласовано: а. С временем срабатывания защиты. b. С временем срабатывания АЧРI. с. С временем срабатывания АЧРII. d. С временем срабатывания АЧРI и АЧРII. Тест 7 1. Регулирование коэффициента трансформации понижающего трансформатора предназначено для а. Уменьшения провалов напряжения на шинах при набросах нагрузки. b. Уменьшения пульсации напряжения на шинах. c. Регулирования напряжения и распределения реактивной мощности в переходных режимах систем электроснабжения. d. Регулирования напряжения и распределения реактивной мощности в установившихся режимах систем электроснабжения. 2. Для отстройки РПН трансформатора от срабатывания при кратковременных отклонениях напряжения предусматривается выдержка времени а. 13 минуты. b. 13 секунды. c. Не менее часа. d. Не менее получаса. 3. В установившихся режимах быстродействующее регулирование возбуждения синхронного генератора а. Повышает пределы и запасы статической устойчивости. b. Поддерживает напряжение, но увеличивает вероятность апериодического нарушения устойчивости. c. Улучшает качество напряжения на зажимах электроприемников. d. Обеспечивает поддержание частоты в энергосистеме. 4. В переходных режимах быстродействующее регулирование возбуждения синхронного генератора а. Повышает качество электроэнергии. b. Повышает предел динамической устойчивости. c. Обеспечивает поддержание частоты в энергосистеме. d. Уменьшает величину провала напряжения при близких КЗ. 5. Управление конденсаторными батареями применяется для а. Регулирования частоты. b. Компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения. c. Снижения скольжения двигателей при перерывах электропитания. d. Поддержания заданного значения активной мощности. 6. Снижение частоты в энергосистеме вызывается а. Дефицитом активной мощности. b. Дефицитом реактивной мощности. c. Отключением мощных потребителей. d. Понижением напряжения. 7. Дефицит активной мощности в системе приводит а. К снижению напряжения. b. К повышению частоты. c. К снижению частоты. d. К повышению напряжения. 8. АЧР предназначена для а. Предотвращения «лавины напряжения». b. Поддержания напряжения в процессе снижения частоты. c. Восстановления баланса активной мощности. d. Восстановления баланса реактивной мощности. 9. Количество очередей АЧР а. Одна – АЧР1. b. Две – АЧР1 и АЧР2. c. Три – АЧР1, АЧР2 и АЧР3. d. Четыре – АЧР1, АЧР2, АЧР3 и АЧР4. 10. АЧР действует а. На отключение генераторов электростанции. b. На включение мощных электродвигателей. c. На отключение неответственных нагрузок. d. На отключение синхронных компенсаторов. Итоговый контроль Вопросы для подготовки к экзамену 1. Современное состояние систем релейной защиты и автоматизации систем электроснабжения. 2. Классификация устройств релейной защиты и автоматизации систем электроснабжения. 3. Повреждения и ненормальные режимы работы системы электроснабжения и её отдельных элементов. 4. Векторные диаграммы токов и напряжений при КЗ в системе электроснабжения. 5. Основные требования к устройствам релейной защиты и автоматики. 6. Структура цифровых устройств релейной защиты. Входные и выходные преобразователи. Тракт аналого-цифрового преобразования. Блок питания. Дисплей и клавиатура. 7. Структура цифровых устройств релейной защиты. Порт связи с внешними цифровыми устройствами. Входное преобразование аналоговых сигналов. Тракт аналого-цифрового преобразования. 8. Структура цифровых устройств релейной защиты. Входные преобразователи дискретных сигналов. Выходные релейные преобразователи. Средства отображения информации. Органы местного управления реле. 9. Оптоволоконные каналы передачи информации. 10. Особенности обработки информации в цифровых реле. Собственное время срабатывания цифровых реле. Фильтрация сигналов в цифровых реле. 11. Работа реле при насыщении трансформатора тока. 12. Токовые защиты от межфазных КЗ линий с односторонним питанием. 13. Максимальная токовая защита. 14. Токовая отсечка. 15. Токовая защита со ступенчатой характеристикой выдержки времени. 16. Типовые схемы измерительных органов токовых защит. 17. Времятоковые характеристики защит. 18. Современные электронные реле тока. 19. Трансформаторы тока в устройствах релейной защиты. 20. Источники оперативного тока. 21. Измерительные органы релейной защиты. 22. Логические органы релейной защиты. 23. Токовая защита линий от замыканий на землю в сети с заземленной, изолированной и компенсированной нейтралью. 24. Релейная защита линий с двухсторонним питанием. Токовая направленная защита. 25. Токовые защиты с использованием предохранителей с плавкой вставкой и автоматических выключателей. 26. Дистанционная защита линии. 27. Продольная дифференциальная токовая защита линии. 28. Поперечная дифференциальная токовая защита сдвоенной линии. 29. Поперечная дифференциальная токовая направленная защита параллельных линий. 30. Защита трансформаторов. 31. Защита электродвигателей. 32. Автоматическое повторное включение (АПВ) линий. Требования к АПВ. 33. АПВ трансформатора. 34. Автоматический ввод резервного питания (АВР). Требования к АВР. 35. Автоматическое регулирование коэффициента трансформации понижающего трансформатора. 36. Автоматическое регулирование возбуждения синхронных машин 37. Основные принципы автоматического регулирования частоты в электроэнергетических системах. 38. Телемеханизация как основа автоматизации диспетчерского управления системой электроснабжения. 39. Виды телемеханической информации. Несущий процесс, виды модуляции, кодо-импульсная модуляция. Помехозащитные коды. 40. Принципы построения и структура кодо-импульсного устройства телемеханики.