НЕКОММЕРЧЕСКОЕ  АКЦИОНЕРНОЕ  ОБЩЕСТВО

АЛМАТИНСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

 

 

 

РЕЖИМНАЯ АВТОМАТИКА В СИСТЕМАХ  ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Методические указания и задания по расчетно-графической работе №1, №2 для магистрантов электроэнергетического факультета специальности 6М0718 «Электроэнергетика»

 

 

Алматы 2010

    СОСТАВИТЕЛИ: М.В. Башкиров, К.М. Асанова «Режимная автоматика в системах электроснабжения». Методические указания и задания по расчетно-графической работе №1, №2  для магистрантов электроэнергетического факультета специальности 6М0718 «Электроэнергетика»- профильная магистратура. –Алматы: АИЭС, 2010, 25  с.

Данная разработка включает методические указания и задания по расчетно-графической работе №1, 2 для магистрантов электроэнергетического факультета специальности 6М0718 «Электроэнергетика» профильная магистратура. Согласно учебному плану магистранты специальности 6М0718  «Электроэнергетика» изучают дисциплину  «Режимная автоматика в системах электроснабжения», включающую следующий объём часов: аудиторные занятия -30 часов, СРМП- 30ч. и СРМ 60ч.

Курс «Противоаварийное оперативное и автоматическое управление электроэнергетических систем» для специализации «Релейная защита электроэнергетических систем» также предусматривает 2 РГР  объёмом:  аудиторные занятия -30 часов, СРМП - 30ч. и СРМ - 60ч. РГР №1, №2 выполняются также по дисциплине «Противоаварийное оперативное и автоматическое управление электроэнергетических систем» магистрантами

специальности 6М0718  «Электроэнергетика»  по направлению «Релейная защита электроэнергетических систем»

                                         Содержание

   Введение                                                                                                                4

  1.   Задание к расчетно -  графической работе №1                                             4

       1.1 Содержание задания на РГР №1                                                                8

  2.  Методические указания к изучению теоретических вопросов

       расчётно - графической работы №1                                                                8

      2.1 Выбор уставок АЧР                                                                                      8

      2.2 Пример  расчета параметров настройки АЧР                                           13

  3.  Задание к расчетно -  графической работе №2                                             15

       3.1 Содержание задания на РГР №2                                                               17

  4. Методические указания к изучению теоретических вопросов

       расчётно - графической работы №2                                                               17

       4.1  Выбор уставок АВР                                                                                   17

      4.2 Пример выбора уставок защиты минимального напряжения                21

Список литературы                                                                                                  25

 

Введение

         По данной дисциплине предусмотрено  два РГР, предполагающие самостоятельное закрепление магистрантами пройденных разделов дисциплины.

           1.   Задание к расчетно -  графической работе №1

Рисунок 1.1- Схема участка энергосистемы

 

 

 

 

Рисунок 1.2 – Схема замещения прямой последовательности участка

энергосистемы

 

         Для моделирования процессов при возникновении дефицита мощ­ности в качестве основного исходного режима рекомендуется режим, в котором:

два блока генератор-трансформатор (№12 и 13) на электростанции отключены со стороны высокого напряжения и работают только на собственные нужды (отключены ветви 12-13   и 13-30, код в узлах 12 и 13 - 1100). Мощность включенных блоков (генераторы №10 и №11) в доаварийном режиме устанавливается равной номинальной — 200мВт. Резерв отсутствует, то есть перегрузочная способ­ность агрегатов не учитывается;

         нагрузки во всех нагрузочных узлах максимальные. Дефицит мощности возникает в результате отделения рассматри­ваемого района энергосистемы от энергообъединения (шины беско­нечной мощности), из-за отключения автотрансформатора АТ-11 (ветвь 48-38).

        Таблица 1.1 - Исходные данные к расчетно-графической работе № 1

Первая буква фамилии

 

А, Б, В, Г, Д, Е, Ж, З, И, К, Л, М, Н

Последняя цифра  зачетки

 

 

1

 

2

 

3

 

4

 

5

 

6

 

7

 

8

 

9

 

0

Обозначение на схеме, активная мощность,  РН (МВт)

Н1.1; Н1.2;

Н1.3;

Н1.4

75

73

70

77

72

74

76

75

73

72

Н2.1; Н2.2;

Н2.3;

Н2.4

 

17,5

16

15,5

18

17

15

18,5

16,5

17,5

16

Н3.1; Н3.2;

Н3.3;

Н3.4

 

10

8

7

9

10

8

7

10

11

9

Н4

 

100

90

80

110

115

95

85

105

100

90

Мощность, потребляе-мая на собственные нужды двух работающих

агрегатов

 

28

32

30

28

29

30

32

34

32

28

Начальная уставка по времени АЧРII

7

5

6

5

7

6

8

5

6

5

     

               Таблица 1.2 - Исходные данные к расчетно-графической работе № 1

Первая буква фамилии

 

О, П, Р,С, Т,У, Ф, Х, Ц, Ч, Ш, Щ, Э,Ю, Я

Последняя цифра  зачетки

 

1

 

2

 

3

 

4

 

5

 

6

 

7

 

8

 

9

 

0

Обозначение на схеме, активная мощность,  РН (МВт)

Н1.1; Н1.2;

Н1.3;

Н1.4

75

73

70

77

72

74

76

75

73

72

Н2.1; Н2.2;

Н2.3;

Н2.4

 

17,5

16

15,5

18

17

15

18,5

16,5

17,5

16

Н3.1; Н3.2;

Н3.3;

Н3.4

 

10

8

7

9

10

8

7

10

11

9

Н4

 

100

90

80

110

115

95

85

105

100

90

Мощность, потребляе-мая на собственные нужды двух работающих

агрегатов

 

28

30

32

29

28

30

32

34

32

28

Начальная уставка по времени АЧРII

5

6

7

5

7

6

9

5

6

5

 

        Активная мощность нагрузок в доаварийном режиме приведена в таблице

Мощность, потребляемая на собственные нужды двух работающих агрегатов - 32 МВт (узлы 15,16, 18,19).    

 

          1.1 Задания к РГР №1:

  1. Выбрать номер варианта задания по двум признакам: первой буквы фамилии и последней цифре зачетной книжки по таблицам 1.1- 1.2.

          2. Определить суммарную мощность нагрузки и генераторов отделившейся части энергосистемы в предшествующем режиме PH0Σ.

          3. Рассчитать максимальный расчетный дефицит ΔРд .

          4. Рассчитать уставки по частоте АЧРI и АЧРII , а также число очередей АЧРI и АЧРII.

 

2       Методические указания к изучению теоретических вопросов 

     расчётно - графической работы №1

 

     2.1   Выбор уставок АЧР

 

          Как правило сходными данными для расчета АЧР служат:

          1. Количество независимых линий связи, их характер («сильные» или «слабые»), наличие двухцепных линий связи.

          2.  Возможность отделения электростанции или энергорайона с электро­станцией от системы или возможность разделения энергосистемы на части.

          3.  Суточные графики в различные периоды года с указанием макси­мальных и минимальных нагрузок при плановой работе и работе в режиме ремонта и соответствующих им перетоках мощности по линиям связи внутри энергосистемы.

          4.  Сведения об имеющемся вращающемся резерве мощности, наличии систем регулирования активной мощности на электростанциях.

          5.  Информация о возможных асинхронных режимах работы.

          6.  Информация о возможном наложении аварийных режимов при работе энергосистемы по ремонтным схемам, и, прежде всего, отключения:

          -  наибольшего по мощности генератора или блока;

          -  обеих систем шин для мощной подстанции;

          -  мощной электростанции для энергосистемы и т. д.

          7.  Расчетные значения максимального и минимального дефицита актив­ной мощности для разных случаев частотных аварий - от местной до систем­ной.

Суммарная мощность подключенных к АЧР нагрузок должна быть не менее 60% от потребления.

Для распределения объема разгрузки по отдельным районам, необходимо принять:

         - объем разгрузки по сигналу АЧР-1 должен превышать максимальный дефицит активной мощности на 5% от мощности нагрузки в предшествую­щем режиме принимаемым в запас, рассчитанного отдельно для каждого энерго­района;

          - объем разгрузки по сигналу АЧР-2, не совмещенной с разгрузкой по сигналу АЧР-1, превышающим мощность нагрузки района не менее чем на 10 %.

Затем распределяют максимальный объем разгрузки в энергорайоне и во всех частях энергосистемы по очередям АЧР-1.

         Уставки по частоте выбирают через 0,1 Гц в диапа­зоне от 48,8 Гц до 47,5 Гц. Объемы разгрузки по очередям распределяют по возможности равномерно. Такой подход позволяет оптимизировать объемы разгрузки при частотных авариях с различными дефицитами мощности.

При ограниченном количестве частотных реле к первым очередям АЧР-1 целесообразно подключать большие объемы нагрузки, учитывая при этом раз­личия между Р max и Р min. Минимальный объем нагрузки может быть полностью подключен к первой очереди АЧР-1

                Таблица 2.1- Рекомендуемые значения уставок для системы  частотной разгрузки

Очередь

Уставки АЧР-1

Уставки АЧР-2

 

 

Частота, Гц

Время, с

Частота пуска (возврата), Гц

Время, с

1-1

48,8

 

от 0,15 до 0,3

 

 

 

 

 

 

 

 

49,0  (49,1)

 

 

13

1-2

48,7    

15

1-3

48,6

48,9  (49,1)

 

 

 

17

1-4

48,5

19

1-5

48,4

21

1-6

48,3

48,8  (49,1)

 

 

 

 

23

1-7

48,2

25

1-8

48,1

27

1-9

48,0

29

1-10

47,9

48,7  (49,1)

 

 

 

 

 

31

1-11

47,8

33

1-12

47,7

35

1-13

47,6

37

1-14

47,5

39

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

         

 

 

           АЧР должна удовлетворять следующим требованиям:

          1. АЧР не должна допускать снижения частоты ниже определен­ного уровня на время, большее, чем некоторое допустимое (tдоп) для этого уровня частоты, то есть должна обеспечиваться некоторая предельно допустимая частотно-временная зона.

          2.Суммарная мощность потребителей, отключенных АЧР, долж­на быть по возможности минимальной. АЧР должна вступать в действие после того, как полностью или частично реализуется вращающийся резерв на тепловых и атомных электростанциях. Если реализуемых вращающихся резервов нет, то мощность отключаемых потребителей не должна превосходить возник­ший аварийный дефицит мощности.

          3. АЧР должна обеспечить подъем частоты до значений, при ко­торых энергосистема может длительно работать. В том случае, если дефицит возник из-за отделения части энергосистемы от энергообъединения, то к АЧР предъявляется требование вос­становления частоты до значений , при которых срабатывает АПВУС (с улавливанием синхронизма) и возможна успешная ресинхронизация.

          4. Экономический ущерб при отключении потребителей должен быть по возможности минимальным. Для выполнения этого требования, в первую очередь, отключаются менее ответствен­ные потребители.

          5. АЧР не должна работать при процессах, отличающихся от пе­реходных процессов в энергосистеме при дефиците мощности, но также сопровождающихся изменением частоты.

          Основные способы выполнения АЧР

          Базовым вариантом выполнения АЧР в настоящее время явля­ется одновременное применение трех видов устройств, которые принято называть категориями.

          1. АЧР I - быстродействующая разгрузка, действующая на от­ключение потребителей очередями с различными постепенно снижающимися уставками по частоте.

          2. АЧР II - медленно действующая разгрузка, действующая на отключение потребителей очередями, имеющими одну или не­сколько близких уставок по частоте и различные постепенно увеличивающиеся уставки по времени.

          3. Дополнительная разгрузка, действующая при возникновении дефицита мощности, превышающего максимальный расчет­ный дефицит. Фактором запуска дополнительной разгрузки, как правило, может быть, возникшее возмущение, например, отключение линии связи с контролем по параметрам предше­ствующего режима.

         Выполнение АЧРI и АЧРII состоящими из большого числа очере­дей, отключающих нагрузку сравнительно небольшими долями прида­ет АЧР свойство системы автоматического регулирования с обратной связью.

Такая система, как известно, может выполнять свои основные функции при изменении параметров объекта и интенсивности возму­щений. Применительно к АЧР это означает, что она способна выпол­нять задачу предотвращения недопустимого снижения частоты и по­следующего восстановления частоты в условиях, когда в зависимости от текущего состояния энергосистемы изменяется коэффициент регу­лирующего эффекта нагрузки по частоте, постоянная механической инерции, а также  значение возникающего дефицита мощности.

Параметры настройки (уставки) по частоте и времени для АЧРII принимаются следующими.

          Верхний уровень уставок по частоте

          f ВАЧРII =48,8 ÷48,6Гц

          Нижний уровень уставок по частоте f НАЧРII     принимается на 0,3 Гц меньше верхнего уровня. Интервал по частоте между очередями АЧР II -0,1Гц.

          Таким образом, разные очереди АЧРII могут иметь до 3 уставок по частоте. При использовании для всех очередей АЧРII одной уставки по частоте она принимается из указанного выше диапазона.

          Начальная уставка по времени АЧРII

f НАЧРII = 5÷10с.

          Конечная уставка по времени АЧРII

f КАЧРII =60с.

Если возможна мобилизация мощности на ГЭС, то

f КАЧРII = 70÷90с.

          Если для очередей АЧР II используется более одной уставки по час­тоте, то очереди с более низкими уставками по частоте должны иметь большие уставки по времени.

         Параметры настройки (уставки) по частоте и времени для АЧРI принимаются следующими.

         Верхний уровень уставок по частоте

f ВАЧРI =f ВАЧРII -0,2Гц.

         Нижний уровень уставок по частоте

f ВАЧРI = 46,5 Гц.

 Интервал по частоте между очередями АЧР I — 0,1 Гц.

          Выдержка времени очередей АЧРI, выполненных на базе полу­проводникового реле частоты или на базе других современных техни­ческих средств, для отстройки от режима синхронных качаний, прини­мается не более 0,1÷0,15с. Введение выдержки времени в действие очередей АЧРI повышает вероятность глубокого снижения частоты. Поэтому, если возможно возникновение значительных дефицитов мощности, то допускается вообще не вводить выдержку в действие АЧРI.

          Верхняя уставка АЧРI принимается около 49Гц, чтобы обеспечи­вались условия реализации резерва на тепловых электростанциях до отключения потребителей. При этом исходят из того, что максимально возможный резерв мощности составляет 50% (обычно он значительно меньше). Тогда, при статизме около 5% и снижении частоты на 2% (1Гц), регулирующие клапаны турбины полностью открываются. Если при этом частота продолжает снижаться, то это означает, что резерв на тепловых электростанциях полностью исчерпан.

          Верхняя уставка АЧРII также принимается около 49 Гц, чтобы час­тота восстанавливалась до уровня, при котором допустима длительная работа электростанций.

          Суммарная мощность потребителей, подводимых под АЧРI, рас­считывается по следующему выражению

                                            РАЧР1>∆РД+0,05РН0 - ∆РРЕЗ  ,                      (2.1)

          где ΔPд - максимальный расчетный дефицит;

0,05PH0 - пять процентов от мощности нагрузки в предшествую­щем режиме принимается в запас;

          ΔP    - вращающийся резерв тепловых электростанций.

          В большинстве случаев ΔPрез    не учитывается и относится в запас.

Если же возникает необходимость учитывать вращающийся резерв, то он должен быть гарантирован парапроизводительностью котлов.

          Суммарная мощность PАЧРI может быть распределена между оче­редями АЧРI различными способами. Наиболее распространенным способом является по возможности равномерное распределение в пре­делах реальных фактических значений мощности нагрузок.

          Суммарная мощность потребителей, подводимых под АЧРII, опре­деляется по следующим условиям:

                            Р АЧРII  ≥ 0,4 РАЧР I ,   Р АЧРII  ≥ 0,1РНО ,                   (2.2)

           где PH0 - мощность нагрузки в предшествующем режиме. Суммарная мощность PАЧРII также распределяется между очере­дями АЧРII по возможности равномерно.

 

           Число очередей АЧРII:  NАЧРII =                        (2.3)

        

            Число очередей АЧРI:            NАЧРI =                   (2.4)

 

            Мощность PАЧРI , PАЧРII  распределяется между очередями равномерно

                                ∆РАЧРI = ,   ∆РАЧРII = .                                 (2.5)

 

             2.2 Пример  расчета параметров настройки АЧР.

        Суммарная мощность нагрузки и генераторов, отделившейся части энергосистемы в предшествующем режиме.

    PH0Σ = (75*4 узлы 41,42,54,55) + (17,5*4 35,36,56,57 узлы ) + (10*4 узлы    

   45,46,58,59) +(100узел 30) +32 = 542 МВт.

   Мощность включенных блоков (генераторы №10 и №11) в доаварийном 

   режиме устанавливается равной номинальной — 200мВт

            PА0Σ =2*200= 400 МВт.

   Максимальный расчетный дефицит

            ΔРд =  PH0Σ - PА0Σ =542-400=142 МВт или 26% от мощности  

   предшествующей нагруз­ки.

    Для очередей АЧРI и АЧРII конкретно принимаем следующие па­раметры 

    настройки:

               1.  Для всех очередей АЧРII - f   =48,7Гц.

             2. Уставки по времени АЧРII
               
tНАЧРII  = 6с. (первая очередь)

           tВАЧРII =   60с. (последняя очередь).

             3. Разница уставок по времени соседних очередей АЧРII

                ∆tАЧРII =3с.

            4.Число очередей АЧРII

                NАЧРII = , NАЧРII =19

 

           5. Уставки по частоте АЧРI
            
tВАЧРI = 48,7-0,2=48,5Гц (первая очередь)

              tНАЧРI =46,5Гц (последняя очередь).

           6. Разница уставок по частоте соседних очередей АЧРI

         fАЧРI =0,1Гц.

    7.   Число очередей АЧРI

               NАЧРI = , NАЧРII =21

 

          Суммарная мощность потребителей, подводимых под АЧРI, опре­деляется без учета вращающегося резерва в соответствии с исходными условиями

                     РАЧРI =∆Рд + 0,05РH0Σ =169МВт.

          Мощность PАЧРI  распределяем между очередями равномерно

                                ∆РАЧРI = , 00МВт

         8.    Суммарная мощность потребителей, отключаемых очередями АЧРII

                РАЧРII = 0,4PАЧРI = 67,6 МВт,     РАЧРII = 0,1 • 542 = 54,2 МВт.

                Принимаем большее значение - 67,6 МВт.

                Мощность РАЧРII  распределяем между очередями равномерно

                                  ∆РАЧРII = МВт

  

 

3.  Задание к расчетно -  графической работе №2

        Рисунок 3.1 -Схема участка электрической сети

 

 

 

     Таблица 3.1 - Исходные данные к расчетно-графической работе № 2

Первая буква фамилии

 

 

А, Б, В, Г, Д, Е, Ж, З, И, К, Л, М, Н

Послед-няя цифра  зачетки

 

1

 

2

 

3

 

4

 

5

 

6

 

7

 

8

 

9

 

0

tМТЗ1,с.

2,0

2,3

2,5

3,0

3,3

3,5

4,0

2,7

3,0

2,5

tАПВ1,с.

1,5

1,8

2,0

2,2

2.5

1,9

2.2

2,3

2,4

2,0

tОТК В1,с.

0,025

0,033

0,04

0,05

0,055

0,45

0,06

0,03

0,35

0,47

tВКЛ В1,с.

0,07

0,065

0,08

0.1

0,075

0,085

0,088

0,09

0,095

0,078

tОТК В2 ,

tОТК В3,с.

0,033

0,04

0,05

0,06

0,03

0,35

0,47

1,5

1,8

2,0

tВКЛ В2,

tВКЛ В3,с.

0,08

0.1

0,075

0,085

0,07

0,065

0,095

0,078

0,088

0,09

tОТК В5 ,с.

tОТК В6,с.

tОТК В7,с.

0,08

0,9

0,7

0,06

0,065

0,085

0,055

0,075

0,07

0,08

 

О, П, Р,С, Т, У, Ф, Х, Ц, Ч, Ш, Щ, Э, Ю, Я

 

 

1

 

2

 

3

 

4

 

5

 

6

 

7

 

8

 

9

 

0

tВКЛ В5 ,

tВКЛ В6,

tВКЛ В7

0,1

0,12

0,13

0,14

0,15

0,12

0,11

0.12

0.14

0.15

tМТЗ 4,с.

1,4

1,5

1,2

1,3

1,6

1,4

1,3

1,5

1,7

1,3

tАПВ2

4,0

3,8

3,5

3,7

3,8

3,5

3,3

3,8

3,7

3,9

tМТЗ 2,с.

3,0

2,5

2,7

3,2

3,4

2,8

3,0

3,2

3,3

2,7

  

        3.1 Задания к РГР №2:

  1. Выбрать номер варианта задания по двум признакам: первой букве фамилии и последней цифре зачетной книжки по таблице 2.1.

  2. Рассчитать  выдержки времени защиты минимального напряжения   устройства АВР секционного выключателя 35 кВ.

          3. Рассчитать выдержки времени защиты минимального напряжения устройства АВР секционного выключателя 10 кВ.

       4.  Рассчитать уставки реле в схеме возврата.

 

 

 

 

 

 

         4. Методические указания к изучению теоретических вопросов  

              расчётно - графической работы № 2

 

         4.1  Выбор уставок АВР

         Под установками устройства АВР, в первую очередь, имеются в виду установки защиты минимального напряжения, которые входят в состав практически каждого устройства АВР. Кроме того, в схемах АВР есть ряд вспомогательных реле (например, реле возврата схемы, реле ограничения длительности импульса и др.), для которых также необходимо выбрать уставки.

         Защита минимального напряжения. Для защиты минимального напряжения выбираются следующие установки:

- напряжение срабатывания, т.е. такое напряжение, при котором отпадает якорь реле, осуществляющего контроль исчезновения напряжения на защищаемом участке (система шин, секция шин и т.д.);

- время срабатывания, т.е. время между моментом исчезновения напряжения на защищаемом участке сети и подачей импульса на отключение выключателя основного питания;

- напряжение контроля, т.е. напряжения, при котором возвращается реле, осуществляющее контроль наличия напряжения на резервном источнике питания.

Реле, контролирующие исчезновение напряжения, должны отпадать при полном  исчезновении напряжения  или снижении его  до величины, при которой не обеспечивается нормальная работа потребителей. С этой точки зрения можно принять установку по напряжению около (0,5-0,6)Uном. Однако при выполнении защиты минимального напряжения стремятся обеспечить его, чтобы она по возможности не приходила в действие при повреждениях в питающей сети 35-220 кВ, а также, чтобы не срабатывала при перегорании одного из предохранителей в целях напряжения. Поэтому принято настраивать напряжение срабатывания реле порядка (0,25-0,4)Uном. Установку реле контроля наличия напряжения целесообразно принимать возможно ближе к номинальному напряжению, чтобы при подключении новой нагрузки к резервному источнику был обеспечен самозапуск заторможенных двигателей (питаемых от секции шин или линии, терявшей напряжение).

В данном случае ограничивающим является требование обеспечить надежное срабатывание реле контроля в нормальных условиях. Учитывая, что kв реле минимального напряжения составляет 1,18-1,25, принимается

   .                       (4.1)

В настоящее время широкое распространение получили схемы, в которых и контроль исчезновения напряжения на защищаемом участке и контроль наличия напряжения на резервирующем источнике осуществляется одним и тем же реле. Для этих целей часто применяют не реле напряжения, а реле времени с отпадающим якорем. В таких схемам напряжение срабатывания и напряжение контроля защиты определяются параметрами возврата использованных реле и регулироваться практически не могут.

Реле времени серии ЭВ-215 – ЭВ-245 имеют напряжение отпадания по заводским данным в пределах (0,0 5-0,55)Uном. Обычно оно составляет (0,3 -0,4)Uном, что в общем случае удовлетворяет требованием, предъявляемым к защите минимального напряжения.

Реле прямого действия РНВ имеет напряжения отпадания 0,65 Uном, что значительно отличается от рекомендуемой величины напряжения срабатывания защиты.

Время срабатывания защиты минимального напряжения выбирается, как правило, таким образом, чтобы она не успела доработать и подействовать на отключение в цикле АПВ или АРВ питающего источника. Это делается для того, чтобы в каждом случае нарушения нормального энергоснабжения потребителей питание восстанавливалось с помощью минимального количества переключений и схема сети оставалась возможно ближе к нормальной. Так, например, при схеме сети по рисунку 3.1 и повреждении в точке К1, отключение линейного выключателя 35кВ на подстанции Б  с защитой минимального напряжения (для осуществления АВР на секционном выключателе 35 кВ подстанции Б) должно происходить только по после АПВ линии 35 кВ, в том случае, если оно оказалось неуспешным.

При это для восстановления питания с помощью АПВ (при устранившемся к.з.) потребуется включение только одного выключателя, электроснабжение сетевого района будет происходить по нормальной и более надежной схеме. В случае работы АВР секционного выключателя 35 кВ потребуется отключить секционный выключатель; питание потребителей будет осуществляться только одной линии 35 кВ. отключение выключателя 10кВ целесообразно производить только после истечения выдержки времени АВР 35 кВ. Если после этого времени напряжение на секции 10 кВ не восстановится, то, очевидно, произошел отказ или неуспешное включение секционного выключателя 35 кВ, и питание потребителей может быть восстановлено только выключением секционного выключателя 10 кВ. Если же защиту минимального напряжения АВР 10 кВ не согласовать по времени с АВР 35 кВ, и она отключит выключатель трансформатора раньше, чем включится секционный выключатель 35 кВ от своего АВР, то питание района сети будет осуществляться только по одному трансформатору. С одной стороны, это менее надежная схема, с другой – оставшийся в работе трансформатор может перезагрузиться. И то и другое при исправном втором трансформаторе весьма нежелательно. Точно так же защита минимального напряжения АВР на распределительных пунктах А и Б должна при повреждении линии 10 кВ срабатывать только после неуспешного АПВ линии 10 кВ, кроме того, время срабатывания этой защиты целесообразно принять больше времени действия АВР 10 кВ на подстанции Б, чтобы избежать большого количества переключений на РП и сохранить схему сети, более близкую к нормальной.

При согласовании выдержки времени защиты минимального напряжения с вышестоящим устройством АВР, также имеющим пуск от своей защиты минимального напряжения, необходимо обеспечить, чтобы рассматриваемая защита не успела сработать до подачи напряжения в результате успешного действия вышестоящего устройства АВР, запущенного своей защитой минимального напряжения.

Для этого достаточно ко времени действия вышестоящей защиты минимального напряжения прибавить время на работу выключателей и других аппаратов, участвующих в АВР, учесть возможный разброс времени срабатывания реле времени и дать некоторый запас. Тогда для АВР в схемах с выключателями

,           (4.2)

          где

          - t1 уставка рассматриваемой защиты;

  - tзаз2 уставка вышестоящей защиты, с которой производится согласование;

  - tоткВ1 время отключения выключателя основного питания на вышестоящей подстанции;

     -  tвклВ2  время включения выключателя резервного питания на вышестоящей подстанции;

     - ∆t1, ∆t2 максимальное отклонение времени срабатывания реле  

     времени от уставки на вышестоящей и рассматриваемой подстанциях  

     соответственно;

     - tсрРН время срабатывания реле, контролирующего наличие напряжения на рассматриваемой подстанции (РН-50, ЭВ-235 и др.),

     -   tзап    время запаса.

    Приведенная формула составлена для простейшей схемы АВР, в которой участвуют только выключатели основного и резервного питания.

    Подобная формула может быть составлена для каждой конкретной схемы АВР. Так, например, для устройства АВР на отделителях, когда при срабатывании АВР происходит отключение и затем обратное включение выключателей на стороне низшего напряжения, должны быть учтены времена включения и отключения выключателей, а вместо величин tоткВ1  и tвклВ2  должны быть подставлены время действия отделителей.

    При согласовании в данном случае исходят из того, что обе защиты минимального напряжения запускаются одновременно.

    Оценим величины, входящие в формулу для согласования выдержек времени двух защит минимального напряжения. В настоящее время, в связи с отказом выполнения масляных или воздушных выключателей и переходом на вакуумные и элегазовые выключатели, время отключения может составлять 0,25- 0,08с., время включения 0,05- 0,1с. Ранее время отключения выключателя составляло примерно 0,1 сек,  время включения – 0,4-0,6 с. (для выключателей 6-10кВ) до 1 с. (для выключателей 35-110-220 кВ). Отклонение времени срабатывания от уставки реле времени для 9-секундных реле 0,125с., для 20-секундных реле 0,4с. Временем срабатывания реле, контролирующего напряжения (0,03сек), можно пренебречь. Время запаса – 1с.,

     тогда

      

                                                                   (4.3)

     Таким образом, по условию согласования защита минимального напряжения устройства АВР должна иметь уставку по времени на 2-3 сек больше, чем вышестоящее устройство АВР (для схем электрических соединений с выключателями).

     При согласовании выдержки времени защиты минимального напряжения с временем действия АПВ, установленного на линии высшего напряжения, необходимо обеспечить, чтобы рассматриваемая защита не успела сработать до подачи напряжения в результате успешного АПВ.

     Следовательно, время защиты обязательного должно быть больше времени успешного АПВ. Очевидно, что защита минимального напряжения может запуститься не тогда, когда поврежденная линия отключится своей защитой, а в момент возникновения повреждения. Следовательно, нужно учесть время работы защиты на линии основного питания. Кроме того, необходимо учесть время действия выключателя, на котором происходит АПВ, отклонение времени срабатывания от уставки у реле времени, входящих в схему, и время запаса.

 

     Тогда

    ,      (4.4 )

               где

          - t1      время срабатывания защиты минимального напряжения;

          -  tзащ  расчетное время действия защиты питающей линии;

          -  tАПВ  уставка АПВ на питающей линии;

            - tОТК В и tВКЛ В - время отключения и включения выключателя питающей линии;

          - ∆tзащ, ∆tАПВ, ∆t1 - наибольшие возможные отклонения от уставки  

защит питающей линии, АПВ питающей линии и рассматриваемой защиты  

минимального напряжения соответственно;

    - tзап      - время запаса.

          Порядок величин, входящих в формулу согласования, такой же, как и 

при согласовании с АВР. Время защиты минимального напряжения АВР 

должно быть на 2,5-3,5с. больше, чем сумма времени защиты и АПВ   

питающей линии.

    4.2 Пример выбора уставок защиты минимального напряжения.  

    Рассматривается участок сети, показанный на рисунке 3.1, где  

     указаны  времена действия защит сети и уставки АПВ. Принимается время  

     включения выключателей 10кВ – 0,4 с, выключателей 35 кВ – 0,6с. Время

     отключения всех выключателей 0,1 сек; время запаса 1,0с.

1.     Выбор выдержки времени защиты минимального напряжения   

     устройства АВР секционного выключателя 35 кВ.

             Защита согласуется с циклом АПВ питающей линии. 

              Поскольку питающая линия имеет две ступени защиты (t1=0,1с. и 

     t2=4,0с.) и конец линии защищается второй ступенью, принимаем  tзащ

     4,0сек. Такая выдержка времени может быть настроена только на 9-

     секундном реле времени - ∆tзащ= 0,125с.

             В устройстве АПВ типа РПВ-58 также применено реле времени на

     9с.–∆tАПВ=0,125с. Для рассматриваемой защиты минимального 

     напряжения предполагается применить реле ЭВ-235 с ∆tзащ= 0,125с.

             

   

   

    таким образом, принимается t = 8,6с.

2.     Выбор выдержки времени защиты минимального напряжения 

    устройства АВР секционного выключателя 10 кВ. Защита согласуется с 

    циклом АВР на секционном выключателе  35 кВ подстанции Б.

    Выдержка времени защиты минимального напряжения на секционном          

    Выключателе  35 кВ – 8,6 сек  (из предыдущего расчета).  В схеме 

    используются реле ЭВ-235, т.е. ∆t35= 0,125с. В схеме АВР 10 кВ

    предполагается использование реле времени ЭВ -245 (или другого 20 –

    секундного), так как ожидаемая выдержка времени больше 9 сек.

    

   

    Принимается t = 10,9с.

3.     Выбор времени срабатывания защиты минимального  напряжения        

    на   секционных   выключателях   распределительных пунктов    сети  10кВ                             

    (РПА, РПВ и др. ).

             а) По условию согласования с циклом АПВ линии 10 кВ. Принимаем,        

    что на защите линии 10 кВ применено реле времени на 3,5 сек -∆tзащ

   0,06с.; на АПВ линии 10 кВ – реле времени на 9с. ∆tАПВ=0,125с.; на защите 

   минимального напряжения АВР в РП – реле времени на 20 сек -∆tРП=0,4с.

   

       

             б) По условию согласования с защитой минимального напряжения 

  секционного выключателя 10 кВ подстанции Б.

             Параметры аппаратуры берутся из примеров, рассмотренных выше:

                .

                               

Принимается больше значение t=13,2с.

          Как видно из рассмотренного примера, значения времени действия АВР, выбранные по условиям селективности оказываются достаточно большими -10-15с. В некоторых случаях АВР с такими временами оказывается для потребителя практически бесполезным. Тогда следует принимать время действия АВР, исходя из требований потребителя, имея в виду возможность неселективного срабатывания автоматики.

При этом необходимо либо выполнить автоматический переход к нормальной схеме после неселективного срабатывания АВР, либо обеспечить возможность неселективного производства переключений оперативным персоналом.

       4.3 Выбор уставок реле в схеме возврата.

       В схемах возврата к нормальной первичной схеме при появлении ( после перерыва) напряжения на основном источнике питания уставки должны быть заданы на реле времени возврата.

После автоматического отключения питающей линии, как правило, производится ее опробование даже в том случае, если АПВ было неуспешным.

При этом отмечены случаи, когда после подачи напряжения на линию  проходит несколько секунд до того, как снова произойдет повреждение. Во время опробования то реле времени, которое контролирует напряжение на ТСН (т.е. фактически на линии), может подтянуться даже при не устранившемся повреждении (когда оно включено на другие, не поврежденные фазы). Подтягивание этого реле создаст условия для работы реле времени возврата. Чтобы не происходило лишних переключений, необходимо выполнить выдержку времени на  проскальзывающем контакте (включение выключателя ввода) обязательно больше времени работы защиты линии. Учитывая возможность возникновения повреждения через несколько секунд после подачи напряжения, следует выдержку времени на включения принять максимально возможной.

Разницу уставок на проскальзывающем (включение выключателя) контакте следует принять больше времени работы защиты при повреждении на шинах низшего напряжения силового трансформатора. Это делается на случай повреждения выключателя ввода при его включении во время возврата схемы.

При возникновении такого повреждения необходимо, чтобы оно было ликвидировано раньше, чем будет подан импульс на отключение секционного выключателя, т.е. раньше, чем замкнеться упорный контакт реле времени возврата.

Выбор уставок начинают с определения выдержки времени упорного контакта реле времени. Выдержку времени на нем следует принимать максимально возможной по реле (на реле типа ЭВ-248-20 сек). Затем определяется уставка на проскальзывающем контакте.

  (4.5)

 где

 - tуп  выдержка времени упорного контакта реле времени;

 - tзащ  уставка защиты, которая действует при повреждении на шинах низшего напряжения силового трансформатора;

 - tвкл время включения того выключения трансформатора, который включается схемой возврата;

 - tоткл время отключения того выключателя, который отключается защитой при возникшем во время отклонения от уставок на реле времени защиты и схемы возврата;

 - tзап  время запаса.

 Учитывая действительные значении, входящих в формулу, получим:

 

            

         

Следовательно, уставка на проскальзывающем контакте реле времени 

 возврата должна быть меньше уставки на упорном контакте на время tзащ +(2,5÷3,5с.)

Принимая все времена такими же, как в примере, рассмотренном выше, определим выдержки времени реле возврата в схеме АВР 10 кв. Принимается, что в схеме возврата использовано реле типа ЭВ-248. тогда tуп = 20с.

 

    

Список литературы

         1. Рабинович Р.С.Автоматическая частотная разгрузка энергосистем.   М.: Энергоатомиздат, 1989.-352с.

         2. Александров В.Ф., Езерский В.Г., Захаров О.Г., Малышев В.С. Частотная разгрузка в энергосистемах. Ч1,2 М.: НТФ «Энергопрогресс», 2007.- 176 с. ( Библиотечка электротехника, приложение к журналу «Энергетик». Вып. 8(104), 9 (105)       

         3. Овчаренко Н.И. автоматика электрических станций и электроэнергетических систем: Учебник для вузов / под. ред. А.Ф. Дьякова.- М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2000.- 504с.

        4. Хомяков М.Н. Реле частоты РЧ 1. - М.: Энергоиздат, 1982. -64с, - ( Б-ка электромонтера. Вып.545)

        5. Беркович М.А., Гладышев В.А., Семенов В.А. Автоматика энергосистем.- М.: «Энергоатомиздат»,  1991.-240с.