14. Частотная статическая характеристика потребителей и генерирующей части эс

Определяет изменение суммарной мощности потребителей ∑ПР энергосистемы в зависимости от изменения частоты f

При постоянстве других факторов, влияющих на мощность (напряжения и т.п.).

Потребители большой энергосистемы могут быть условно подразделены на группы, в

Пределахт которых потребителиболее или менее одинаково реагируют на изменение

частоты. Наиболее характерные группы потребителей приведены в

В общем случае частотная характеристика потребителей энергосистемы может быть

Представлена выражением:

ΣРг −ΣРп = 0(36)

15) АРС и АРЧМ.

Любое нарушение соответствия между выработкой электроэнергии и её потреблениемнемедленно отражается на качестве электроэнергии. Критерием такого соответствия являетсяналичие баланса мощности между генераторами энергосистемы и её потребителями приноминальной частоте электрического тока.

Как будет показано ниже, и нагрузка генераторов, и нагрузка потребителей изменяются при изменении частоты. Характер этой зависимости таков, что при небольших нарушениях баланса (35), вызванных изменением нагрузки генераторов или потребителей, соответствие между выработкой и потреблением электроэнергии (36) восстанавливается автоматически1 при новой частоте. Это свойство саморегулирования энергосистемы обеспечивает устойчивость её работы. При сильных нарушениях баланса возможно нарушение саморегулирования, что может привести к возникновению аварийной ситуации в энергосистеме.

Частота в энергосистеме является показателем состояния баланса мощности; задачаподдержания баланса сводится к поддержанию номинальной частоты.

Регулирование режима энергосистемы по частоте сводится к постоянному поддержанию баланса мощности путем ручного или автоматического (а чаще и того, и другого одновременно) изменения нагрузки генераторов электростанций таким образом, чтобы частота все время оставалась близкой к номинальной. Стандартом на качество электроэнергии предусмотрено поддержание частоты в энергосистеме в пределах 50±0,1 Гц.

При возникновении небаланса (ΔР ≠0) частота изменяется таким образом, чтобы при

новом её значении восстановилось равенство между суммарными нагрузками генераторов и

потребителей.

Рассмотрим общую функциональную схему АРС, приведенную на рис. 38.

Вращающий момент турбоагрегата ТА определяется расходом через турбину Т энергоносителя (пара), зависящим, в свою очередь, от положения регулирующего органа РО (регулирующие клапаны парового ТА), от его фактического открытия ZФ. Угловая частота вращения ωротора ТА неизменна при соответствии вращающего момента турбины электрической мощности генератора и изменяется при нарушении такового соответствия до тех пор, пока соответствие не будет вновь восстановлено. Изменение положения РО на холостомходу ведет к изменению частоты вращения ТА, а при работе ТА под нагрузкой – к изменениюмощности ТА.

Открытие РО задается задатчиком открытия ЗО, называемым механизмом измененияскорости вращения МИСВ.

Величина заданного открытия ZЗ, корректируется сигналом ΔZf, пропорциональнымотклонению частоты вращения от номинальной. Складываясь с сигналом – заданием насумматоре Σ, сигнал коррекции ΔZf увеличивает заданное открытие при частоте вращения ниженоминальной и уменьшает при повышенной частоте вращения.

Величина дополнительного открытия по отклонению частоты ΔZf зависит от величиныотклонения частоты от установленного на задатчике ЗС статизма. Статизмом АРС и ТА в целомназывают величину, характеризующую взаимосвязь изменения частоты и дополнительногооткрытия РО за счет сигналакоррекции по частоте ΔZf, выраженного в соответствующемприращении мощности ΔРг,f турбоагрегата:

Сигнал _______заданного открытия ZЗ, скорректированный по частоте, сравнивается насумматоре с сигналом фактического открытия ZФ, поступающим по каналу обратной связи ОСс РО. При их равенстве навыходе сумматора сигнал отсутствует и РО не изменяет своегооткрытия. При изменении любого из трех поступающих на сумматор сигналов появляетсясигнал регулирования, поступающий с сумматора на усилительно-преобразовательный элементУПЭ и далее – на силовой элемент СЭ, изменяющий открытиеРО таким образом, чтобы былоудовлетворено равенство:

ZЗ + ΔZf = ZФ.

В настоящее время широко распространено автоматическое регулирование частоты с использованием так называемых вторичных регуляторов частоты. Подключаемые к ним электростанции оснащаются системами автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ). Системы АРЧМ электростанций обеспечивают автоматическое поддержание заданной мощности со статизмом по частоте, что необходимо для их участия наряду с прочими электростанциями в первичном регулировании частоты. Кроме того, эти системы позволяют автоматически изменять мощность электростанции на заданное значение и в нужном направлении по командам от вторичных регуляторов. Последние могут быть установлены на самих электростанциях либо в ином месте (например, на диспетчерском пункте энергосистемы) и называются системными устройствами АРЧМ в отличие от ранее упомянутых станционных устройств.

Система АРЧМ тепловой электростанции

Изменение мощности турбоагрегата требует соответствующего изменения производительности котла, для чего требуется скоординированное управление подачей топлива, воды, воздуха, поддержание оптимального режима в топке и открытия регулирующих клапанов турбины, а также многое другое.

Ввиду тепловой инерционности котла результаты регулирования реализуются с задержкой, что требует применения сложных законов регулирования. Возникают также дополнительные осложнения, связанные с инерционностью и задержками при регулировании подачи топлива и др.

Изменение мощности турбоагрегата связано с изменением расхода пара, следовательно, его давления и температуры, что приводит к возникновению дополнительных напряжений в металле турбины и котла. В современных высокоиспользованных конструкциях, не имеющих излишних запасов прочности, эти напряжения могут привести к преждевременному износу оборудования, для предотвращения чего необходимо ограничение темпа изменения мощности.

Устойчивая работа котла со всем комплексом его технологической автоматики без участия человека в регулировании режима возможна лишь в сравнительно узком интервале нагрузок, вследствие чего требуется организация сложной системы технологических ограничений и блокировок, не позволяющих котлу и турбоагрегату войти в зону опасных режимов в процессе автоматического изменения нагрузки.

Система управления современной крупной тепловой электростанции строится таким образом, что весь объем необходимой для управления энергоблоками информации концентрируется на так называемых блочных щитах управления и отсутствует на центральном щите. В результате автоматическое управление тепловой электростанцией как единым комплексом встречает серьезные трудности.

В настоящее время на системы АРЧМ тепловой электростанции возлагаются следующие

функции:

•обеспечение устойчивого несения турбоагрегатом (энергоблоком на блочной ТЭС) заданной графиком нагрузки;

•автоматическое изменение нагрузки в соответствии с ПТЭ при изменениях частоты в целях обеспечения первичного регулирования частоты в энергосистеме;

•автоматическое изменение мощности в заданном направлении на заданное значение и в заданном темпе в целях автоматического регулирования режима энергосистемы;

•автоматическое экстренное изменение нагрузки по командам технологических защит турбоагрегата, котла и противоаварийной автоматики энергосистемы;

•возможность внесения коррекции в распределение нагрузки между турбоагрегатами (энергоблоками) в целях оптимизации режима по командам от АСУ ТП электростанции или энергосистемы;

•сохранение устойчивого несения нагрузки, возможно более близкой к заданной, при возникновении внутренних возмущений на котле (в энергоблоке), например, при резком снижении теплотворной способности топлива;

•предохранение турбоагрегата (энергоблока) от недопустимо быстрого изменения нагрузки в чрезмерно большом диапазоне, опасного с точки зрения тепловых напряжений в металле турбины и другого оборудования.

Схема

16) Регулирование напряжения и реактивной мощности

При выработке и потреблении энергии на переменном токе равенству вырабатываемой и потребляемой электрической энергии в каждый момент времени отвечает равенство вырабатываемой и потребляемой не только активной, но и реактивной мощности. Эти условия можно записать так:

ΣR_Г=ΣR_П=ΣR_Н+ΣΔR,

ΣQ_Г=ΣQ_П=ΣQ_Н+ΣΔQ,

где ΣR_Г и ΣQ_Г – генерируемые активные и реактивные мощности станций за вычетом собственных нужд; ΣR_Н, ΣQ_Н – активная и реактивная мощности потребителей; ΣΔR, ΣΔQ – суммарные потери активной и реактивной мощностей в сетях; ΣR_П, ΣQ_П – суммарное потребление активной и реактивной мощностей.

Эти уравнения являются уравнениями баланса активной и реактивной мощностей. Баланс реактивной мощности по всей системе в целом определяет некоторые уровень напряжения.

Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой (ΣQ_Г>ΣQ_П), то напряжение в сети повышается. При дефиците реактивной мощности (ΣQ_Г<ΣQ_П) напряжение в сети понижается. Для пояснения указанной связи напомним, что например, емкостной ток линии на х.х. повышает напряжение на ее конце. Соответственно избыток реактивной мощности приводит к повышению, а ее недостаток – к понижению напряжения.

В дефицитных по активной мощности энергетических систем уровень напряжения, как правило, ниже номинального. Недостающая для выполнения баланса активной мощности передается в такие системы из соседних энергетических систем, в которых имеется избыток генерируемой мощности.

Обычно энергетические системы дефицитные по активной мощности и по реактивной мощности. Однако недостающую реактивную мощность эффективнее не передавать, а генерировать в компенсирующих устройствах в данной энергетической системе.

Регулировании напряжения осуществляется путем:

а) регулирования реактивной нагрузки генераторов и синхронных компенсаторов (Синхронные компенсаторы позволяют поддерживать и регулировать напряжение в пределах ±5 % в точке подключения за счет изменения тока возбуждения).;

б) изменения под нагрузкой коэффициента трансформации трансформаторов;

автотрансформаторов и вольтодобавочных трансформаторов всех видов (Вольтодобавочный Трансформатор - электрический трансформатор с переменнымкоэффициентом трансформации, включаемый своей вторичной обмоткойпоследовательно в цепь вторичной обмотки другого (основного)трансформатора для регулирования или стабилизации напряжения в цепинагрузки.);

в) перевода в часы минимальных нагрузок части генераторов и СК в режим недовозбуждения;

г) изменения количества включенных шунтирующих реакторов на ВЛ 750 кВ;

д) изменения количества включенных статических конденсаторов у потребителей и в сети энергосистемы;

е) отключения в резерв линий 330 кВ.

17) Автоматическое регулирование возбуждения генератора

Регулировать значение UЭС и изменять значение Q можно путем изменения тока возбуждения генераторов станции, а также синхронных компенсаторов и двигателей системы электроснабжения. Эту задачу выполняют устройства автоматического регулирования возбуждения (АРВ) синхронных машин.

Устройства АРВ могут быть выполнены на основе двух различных принципов автоматического управления. Первый принцип предусматривает создание разомкнутой автоматической системы управления, т.е. системы управления по возмущающему воздействию. Применительно к АРВ синхронных машин это означает, что возбуждение машины автоматически изменяется в зависимости от значения параметра возмущающего воздействия, влияющего на напряжение на зажимах машины. Если, например, в качестве возмущающего воздействия на вход АРВ подается значение тока статора Iст, то АРВ носит название токового компаундирования. Если в качестве возмущающих воздействий учитываются ток статора и фазовый сдвиг тока статора по отношению к напряжению статора, то имеет место фазовое компаундирование синхронной машины.

В соответствии со вторым принципом АРВ выполняется в виде замкнутой автоматической системы управления и представляет собой регулятор по отклонению напряжения, который реагирует на разность фактического и заданного значений напряжения статора синхронной машины и, воздействуя на систему возбуждения машины, стремится свести эту разность к нулю.

АРВ синхронной машины представляет собой, как правило, совокупность устройства компаундирования и регулятора (или корректора) напряжения.

Поскольку значение ЭДС Eq пропорционально току возбуждения, то, изменяя в соответствии с изменением тока статора ток ротора машины, можно поддерживать значение Uст приблизительно постоянным независимо от значения тока Iст. Эту задачу и выполняет устройство токового компаундирования (УТК) (рис.2.1), которое состоит из выпрямителя ВК, подключенного через трансформатор Т ко вторичным цепям трансформаторов тока ТТ, установленных в статорной цени регулируемой синхронной машины. Напряжение на выходе Т может изменяться путем изменения установочного сопротивления Ry. Выпрямленное напряжение UK на выходе устройства токового компаундирования, пропорциональное току статора, подводится к обмотке возбуждения овв возбудителя Вб

18) Интеллектуальные терминалы

Интеллектуальные терминалы присоединений (ИТП). Область применения – ячейки комплектных распределительных устройств напряжением 6-35 кВ тяговых и трансформаторных подстанций железных дорог электрифицированных на постоянном и переменном токе.

Терминалы предназначены для выполнения функций защиты и автоматики, контроля и сигнализации, местного и дистанционного управления коммутационными аппаратами присоединений, а также диагностики выключателей и самодиагностики.

Терминалы обеспечивают запись:

– осциллограмм аварийных событий;

– мгновенных значений тока в каждой из фаз и линейных присоединений;

– мгновенных значений выходных и входных дискретных сигналов;

– даты и времени аварийного отключения;

– действующих значений токов и напряжений;

– перечень сработавших защит;

Накопление информации:

– общее количество отключений;

– количество аварийных отключений;

– выработанный ресурс выключателя;

– параметры последнего аварийного отключения;

– время хранения накопительной информации не ограничено.

19) АЧР

Пока в энергосистеме имеется вращающийся резерв активной мощности, системы регулирования частоты и мощности будут поддерживать заданный уровень частоты. После того как вращающийся резерв будет исчерпан, дефицит активной мощности, вызванный отключением части генераторов или включением новых потребителей, повлечет за собой снижение частоты в энергосистеме.

Небольшое снижение частоты (на несколько десятых герца) не представляет опасности для нормальной работы энергосистемы, хотя влечет за собой ухудшение экономических показателей. Снижение же частоты более чем на 1-2 Гц представляет серьезную опасность и может привести к полному расстройству работы энергосистемы. Это в первую очередь определяется тем, что при понижении частоты снижается частота вращения электродвигателей, а следовательно и производительность приводимых ими механизмов собственных нужд тепловых электростанций. Так, например, снижение частоты на 3-5 Гц приводит к уменьшению на 20-40% подачи воды в конденсатор циркуляционными насосами. При таком снижении частоты питательные насосы почти полностью прекращают подачу воды в котел. Вследствие снижения производительности механизмов собственных нужд резко уменьшается располагаемая мощность тепловых электростанций, особенно электростанций высокого давления, что влечет за собой дальнейшее снижение частоты в энергосистеме. Таким образом, происходит лавинообразный процесс - «лавина частоты», который может привести к полному расстройству работы энергосистемы. Следует также отметить, что современные крупные паровые турбины не могут длительно работать при низкой частоте из-за опасности повреждения их рабочих лопаток.

Процесс снижения частоты в энергосистеме сопровождается также снижением напряжения, что происходит вследствие уменьшения частоты вращения возбудителей, установленных на одном валу с основными генераторами. Если регуляторы возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов не смогут удержать напряжение, то также может возникнуть лавинообразный процесс - «лавина напряжения» так как снижение напряжения сопровождается увеличением потребления реактивной мощности, что еще более осложнит положение в энергосистеме.

Аварийное снижение частоты в энергосистеме, вызванное внезапным возникновением значительного дефицита активной мощности, протекает очень быстро, в течение нескольких секунд. Поэтому дежурные персонал не успевает принять каких-либо мер, вследствие чего ликвидация аварийного режима должна возлагаться на устройства автоматики. Для предотвращения развития аварии должны быть немедленно мобилизованы все резервы активной мощности, имеющиеся на электростанциях. Все вращающиеся агрегаты загружаются до предела с учетом допустимых кратковременных перегрузок.

При отсутствии вращающегося резерва единственно возможным способом восстановления частоты в сети является отключение части наименее ответственных потребителей. Это и осуществляется с помощью специальных устройств - автоматов частотной разгрузки (АЧР), срабатывающих при опасном снижении частоты в сети.

Устройства АЧР должны устанавливаться там, где возможно возникновение значительного дефицита активной мощности во всей энергосистеме или в отдельных ее районах, а мощность потребителей, отключаемых при срабатывании АЧР, должна быть достаточной для предотвращения снижения частоты, угрожающего нарушением работы механизмов собственных нужд электростанций, что может повлечь за собой лавину частоты.

Действие устройств АЧР должно сочетаться с другими видами автоматики. Так, например, для того чтобы действие АЧР было эффективным, нагрузка потребителей, отключенных при аварийном снижении частоты, не должна подхватываться устройствами АПВ и АВР. Поэтому АПВ линии, отключенной действием АЧР, должно блокироваться. Линии и трансформаторы, обеспечивающие резервное питание в схемах АВР, должны отключаться теми же очередями АЧР, что и основные питающие линии и трансформаторы.

На рис. 47. а) приведена схема совмещенных АЧР1 и АЧРП. Действие АЧР1 осуществляется с помощью реле частоты KF1, промежуточного реле KL1 и выходного реле KL2 и реле времени KT1. Сигнализация срабатывания АЧР1 и АЧРП выполняется указательным реле KH1 и КН2 соответственно. При выполнении АЧР только одного вида (АЧР1 или АЧРП) часть реле исключается из схемы.

С целью экономии реле частоты для осуществления совмещенного АЧР используются специальные схемы, в которых предусматривается переключение уставки одного реле частоты. Одна из таких схем приведена на рис. 47. б). В схеме АЧР используется одно реле частоты KFтипа РЧ-1, на измерительных элементах которого настроены уставки, соответствующие АЧР: и АЧРП. В нормальном режиме до срабатывания KFзамкнут контакт KL2.1 двухпозиционного реле типа РП8, чем обеспечивается готовность к действию обоих измерительных элементов реле, настроенных на уставки АЧР: и АЧР::.

П ри снижении частоты до уставки АЧРП замкнется контакт KF.1 и реле KL1 контактом KL1.1 подаст плюс на верхнюю обмотку реле KL2, которое, переключив свои контакты, выведет из действия измерительный элемент с уставкой АЧРП. Если частота понизится до уставки АЧР:, контакт KF.1 при этом не разомкнется или, разомкнувшись кратковременно, замкнется вновь, после чего с небольшим замедлением сработает промежуточное реле KL3 и контактом KL3.1 подаст импульс через указательное реле КН1 на выходное промежуточное реле KL5. На этом работа схемы закончится.

Если частота не снизится до уставки АЧР1, схема будет продолжать работать. Реле времени КТ1, сработав при замыкании контакта KL2.3, будет самоудерживаться через свой мгновенный замыкающий контакт КТ1.1. Спустя выдержку времени, установленную на проскальзывающем контакте КТ1.2, будет подан плюс на нижнюю обмотку реле KL2, и оно переключит свои контакты, вновь вводя в действие измерительный элемент с уставкой АЧР11. В течение всего времени, пока не замкнется проскальзывающий контакт КТ1.2, схема будет готова к действию на отключение без выдержки времени в случае снижения частоты до уставки АЧР1. После замыкания проскальзывающего контакта КТ1.2 и переключения контактов реле KL2 цепь отключения от АЧР1 будет выведена и в работе останется только АЧР11. После переключения KL2 сработают вновь KF(если частота в энергосистеме будет ниже уставки срабатывания АЧР11) и реле KL1 и запустится реле времени КТ2, которое, сработав, через указательное реле КН2 подаст плюс на выходное реле KL5.

Промежуточное реле KL4, обмотка которого включена параллельно обмотке КТ1, будет держать своим контактом KL4.1 разомкнутый цепь верхней обмотки реле KL2, предотвращая его повторное срабатывание.

С огласно ПУЭ все потребители электрической энергии делятся на три категории: I категория — к потребителям этой группы относятся те, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный материальный ущерб, опасность для безопасности государства, нарушение сложных технологических процессов и пр. II категория — к этой группе относят электроприёмники, перерыв в питании которых может привести к массовому недоотпуску продукции, простою рабочих, механизмов, промышленного транспорта. III категория — все остальные потребители электроэнергии. Потребители I категории должны иметь постоянное электропитание, причем от двух независимых источников. Перерыв в питании от одного из источников допускается только на время действия АВР. Потребители II категории допускают работу от одного источника и перерыв питания не должен превышать время, необходимое для включения резервного источника дежурным персоналом или выездной бригадой. Потребители же III категории допускают перерыв в электропитании до суток (время ликвидации аварии выездной аварийной бригадой). Таким образом, действие АЧР направлено на отключение потребителей III категории, как наименее важных.

20. Логическая защита шин и УРОВ.

Логическая защита шин (ЛЗШ) может использоваться как в открытых, так и в комплектных распредустройствах. На первом рисунке приведена простейшая схема логической защиты шин в комплексе с МТЗ на вводе 10 кВ. При КЗ на шинах или на отходящей линии пускается защита на вводе от питающего трансформатора (срабатывает реле KA). МТЗ на вводе отстроена по времени от защит отходящих линий и действует на отключение выключателя в двух случаях:

-        отказе защит или выключателя отходящей линии;

-        коротком замыкании на сборных шинах.

Но отстройка по времени от защит отходящих линий затягивает отключение повреждения и приводит к излишнему повреждению оборудования. Для обеспечения достаточно быстрого и селективного отключения можно выполнить дополнительную цепочку из последовательно включенных контактов токовых реле отходящих линий.

При коротком замыкании на любой отходящей линии (КЛ1 – КЛn) срабатывает токовое реле KA1 в ее схеме и токовое реле KA в схеме ввода. Контактами KA1 блокируется действие защиты на реле KL.

При КЗ на шинах срабатывает реле KA в схеме ввода и нет срабатывания ни одного из реле KA1 в схемах отходящих линий. Реле KL срабатывает и действует на отключение выключателя ввода с запретом АПВ.

Схема достаточно простая, но имеет ряд недостатков:

1. При выводе в проверку защиты любого присоединения разрывается вся цепь, защита выводится из работы.

2. Большое количество последовательно соединенных элементов снижает надежность схемы в целом. Нарушение контакта в любом токовом реле или в соединительных проводах приводит к отказу защиты.

Более удобна и надежна схема, приведенная на следующем рисунке. Токовые реле всех отходящих линий соединены параллельно. Для исключения случайного срабатывания защиты при проверках РЗА присоединений включается последовательно с контактами собственных выключателей. В данном случае реле  KL выступает в роли блокирующего.

 Принцип действия логической защиты шин заключается в следующем. На вводном выключателе секции МТЗ (максимальную токовую защиту) выполняют либо с двумя выдержками времени (при применении электромеханических защит), либо используют два комплекта МТЗ (при применении цифрового терминала). Первая ступень («быстрый» комплект) имеет выдержку времени 0,15-0,2 с и выполняет функции ЛЗШ. Она вводится в работу, если через защиту протекает ток повреждения и нет блокирующего сигнала от пусковых органов защиты отходящих от шин линий. Этот блокирующий сигнал передается от защит отходящих линий к комплекту ЛЗШ с помощью общей шинки блокировки EBZ, расположенной вдоль всех ячеек секции. Если повреждена отходящая линия, то срабатывают пусковые органы защиты этой линии и ЛЗШ на вводе блокируется (не работает), а МТЗ ввода работает с обычной селективной выдержкой времени, резервируя защиту линии. Блокировка выполняется с помощью общего выходного реле. Если повреждены шины, то блокирующий сигнал со стороны отходящих линий отсутствует и срабатывает ЛЗШ («быстрый» комплект МТЗ), отключая через 0,15-0,2 с выключатель ввода.

УРОВ

Отказ выключателя при отключении КЗ может иметь тяжелые последствия, связанные с длительным протеканием по оборудованию больших токов. Для отключения повреждений, сопровождающихся отказом выключателя, применяют специальные устройства резервирования УРОВ, отключающие выключатели других электрических цепей, продолжающих питать КЗ. Устройство резервирования подаст команду на отключение этих выключателей по истечении времени, достаточного для нормальной работы релейной защиты и отключения выключателя поврежденной цепи. Пуск устройства резервирования осуществляется защитой (основной и резервной) поврежденного элемента (линии, трансформатора, шин) одновременно с подачей команды на отключение выключателя. Если выключатель отключится нормально, схема устройства резервирования возвратится в исходное положение. Если выключатель откажет при отключении или операция его отключения затянется, устройство резервирования по истечении заданной ему выдержки времени (0,3-0,6 с) отключит выключатели присоединений той системы шин, от которой питается электрическая цепь с неотключившимся выключателем. Команда на отключение выключателей подается УРОВ через выходные промежуточные реле своих избирательных органов (или защиты шин соответствующей системы). При других схемах соединения, например многоугольником, УРОВ действует избирательно: отключает выключатели, ближайшие к отказавшему. В результате отключается не вся электроустановка, а только ее часть. Рассмотрим работу устройства резервирования в некоторых частных случаях. На подстанциях с двойной системой шин при КЗ на шинах и отказе шиносоединительного выключателя схемой устройства резервирования предусматривается отключение выключателей другой (неповрежденной) системы шин. При КЗ на шинах и отказе выключателя трансформатора устройство резервирования действует на отключение выключателей других его обмоток через выходное промежуточное реле защиты трансформатора. Если при КЗ на шинах откажет в отключении выключатель линии, защищенной дифференциально-фазной защитой, устройство резервирования сработает на временную остановку ВЧ передатчика защиты, защита мгновенно сработает и отключит выключатель линии на другом се конце. Эксплуатируемые на подстанциях (устройства резервирования представляют собой сложные устройства, связанные с оперативными цепями многих защит, что повышает вероятность неправильных срабатываний УРОВ при появлении неисправностей в цепях защит или ошибочном замыкании контактов выходных реле защит. Для предотвращения неправильных срабатываний УРОВ в их схемах помимо основного пускового органа предусмотрен дополнительный пусковой орган, контролирующий наличие КЗ в зоне действия УРОВ. Дополнительный пусковой орган запрещает (блокирует) работу УРОВ при отсутствии КЗ. Он выполняется с помощью реле тока, реагирующих на прохождение тока КЗ по цепи, выключатель которой не отключился. Если контакты этих реле остаются разомкнутыми, УРОВ не действует при ложном и излишнем срабатывании реле защит. Исправность цепей УРОВ автоматически контролируется специальным промежуточным реле. При появлении неполадок в схеме промежуточное реле снимает оперативный ток с выходных цепей УРОВ и действует на сигнальное устройство, оповещающее персонал о неисправности. Устройство резервирования может отключаться оперативным персоналом полностью, полукомплектами (на подстанциях с двойной системой шин) или отдельными цепями с помощью оперативных накладок. Кроме того, на панели каждой защиты, пускающей УРОВ, имеются накладки, переводом которых "на сигнал" прекращается пуск УРОВ от той или другой защиты. Операции с накладками персонал обязан выполнять при отключении защит для технического обслуживания, а также при опробовании действия защиты на отключение выключателя, при этом операция отключения цепи пуска УРОВ должна, как правило, предшествовать отключению защиты. Включение цепи пуска УРОВ производится после включения защиты в работу. Рекомендация оперативному персоналу. При отключении системы шин от УРОВ не следует опробовать шины напряжением вручную без их осмотра, так как при этом возможна подача напряжения на поврежденный трансформатор, выключатель которого не отключился, что исключено при АПВ шин за счет блокировки АПВ шин от защит трансформатора.

Собирает данные о работе защит всех выключателей. Если пришёл сигнал на работу какой либо защиты, то вместе с ней запускается и УРОВ и если через определённое время ток в этом присоединении не пропал (не отключился выключатель…) УРОВ даёт команду на отключение выключателя питающего отказавший выключатель.

21. Противоаварийная автоматика. Функции и классификация.

Противоаварийная автоматика (Emergency Control) – устройство или

совокупность устройств ПА, выполняющих функции ПА.

Система противоаварийной автоматики – совокупность устройств

противоаварийного управления, состоящая из подсистем, предназначенных для

выполнения в пределах своего района управления (энергоузла, энергорайона,

энергосистемы, энергообъединения) следующих функций:

• предотвращения нарушений устойчивости параллельной работы (АПНУ);

• ликвидации асинхронных режимов (АЛАР);

• ограничения снижений частоты (АОСЧ);

• ограничения повышений частоты (АОПЧ);

• ограничения снижений напряжения (АОСН);

• ограничения повышений напряжения (АОПН);

• предотвращения недопустимых перегрузок оборудования (АОПО).

Подсистема ПА – часть системы ПА, представляющая совокупность устройств ПА,

выполняющих в системе ПА одну из функций ПА.

Автоматическая частотная разгрузка энергосистем (Automatic Load shedding) –

отключение заранее сформированных групп энергопринимающих установок потребителей

электроэнергии от питающей электрической сети при понижении частоты в

энергосистеме, осуществляемое устройствами автоматики в целях недопущения

дальнейшего снижения и обеспечения восстановления частоты в энергосистеме до

допустимого уровня.

Автоматическое отключение генератора (Generator automatic disconnection) –

отключение генератора (или нескольких генераторов) от электрической сети в результате

действия автоматических устройств в целях обеспечения статической, динамической,

результирующей устойчивости энергосистемы, ликвидации перегрузки основного

оборудования электрических станций и сетей.

Автоматическое отключение нагрузки (Load shedding) – отключение заранее

сформированных групп энергопринимающих установок потребителей электроэнергии от

питающей электрической сети в результате действия автоматики с целью сохранения

устойчивости параллельной работы электростанций и энергосистем в послеаварийном

режиме, предотвращения лавины напряжения, ликвидации перегрузки основного

оборудования электростанций и электрических сетей.

Автоматическое разделение энергосистемы (Automatic sub-division of power system) –

разделение энергосистемы на части в результате действия автоматических устройств в

целях:

• предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы электростанций и

энергосистем в послеаварийном режиме;

• предотвращение нарушения динамической устойчивости параллельной работы

электростанций,

• ликвидации асинхронного режима;

• предотвращения потери собственных нужд и останова генераторов

электростанций при аварийном снижении частоты и/или напряжения в

энергосистеме;

• предотвращения и ликвидации перегрузки основного оборудования

электростанций и электрических сетей.

Автоматика предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) энергосистемы

(района управления) – автоматика, предназначенная для предотвращения нарушения

устойчивости параллельной работы электростанций, энергосистем, устойчивости узлов

двигательной нагрузки при аварийных возмущениях (АВ) и обеспечения в

послеаварийных режимах нормативного запаса статической устойчивости,

осуществляющая контроль режима района управления, фиксацию АВ, выбор и

реализацию необходимых управляющих воздействий.

Централизованная автоматика предотвращения нарушения устойчивости

(ЦАПНУ) – автоматика, реализующая функции АПНУ для района управления с

использованием единого центра принятия решений, системы сбора и обработки

информации о режимных параметрах в различных точках электрической сети и

путем реализации управляющих воздействий на различных объектах района

управления.

Локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости (ЛАПНУ) −

автоматика, реализующая функции АПНУ для электростанции, узла двигательной

нагрузки, контролируемого сечения, с использованием системы сбора и обработки

информации о режимных параметрах на объектах, где располагаются устройства

ЛАПНУ, и реализации управляющих воздействий.

Противоаварийная автоматика энергосистем

По целям управления ПА делится на автоматики:

• предотвращения нарушений устойчивости в ЭС (АПНУ);

• предотвращения недопустимых для оборудования режимов и обеспечения

живучести энергосистемы (АЛАР, АОПЧ, АОСЧ, АОПН, АОСН, АОПО);

• восстановления электроснабжения (ЧАПВ)