По ПМ 02 «эксплуатация электрооборудования электрических

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ

Краевое государственное бюджетное

профессиональное образовательное учреждение

«Дивногорский гидроэнергетический техникум имени А.Е. Бочкина»

 

 

МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ

Для студентов дневного и заочного отделений

специальности 13.02.03 “Электрические станции, сети и системы”

По ПМ 02 «Эксплуатация электрооборудования электрических

Станций, сетей и систем»

МДК-02.03 “Противоаварийная автоматика электрических станций сетей и систем”

Г.

 

Рассмотрена и одобрена                         на заседании комиссии профессионального цикла специальностей ГЭЭУ, СиЭИС, ЭССиС Протокол № ____               от «____» ________ 2020г. Председатель комиссии _____________ Е. Л. Филина

УТВЕРЖДАЮ: Заместитель директора по учебной работе ___________ Е.А. Боровенко «____» ___________2020 г

 

 

Рабочая программа профессионального модуля ПМ-03. “Контроль и управление технологическими процессами” разработана на основе Федерального государственного образовательного стандарта по специальностям среднего профессионального образования 13.02.03 «Электрические станции, сети и системы»

 

Организация-разработчик: Краевое государственное бюджетное

профессиональное образовательное учреждение

«Дивногорский гидроэнергетический техникум имени А.Е.Бочкина»

 

Разработчик: Докин В.В. преподаватель ДГЭТ.

 

Содержание

	Введение	6
1	Раздел 1. Общие сведения о противоаварийной автоматике	8
1.1	Назначение и основные задачи противоаварийной втоматики	8
1.2	Состав ПАА	9
1.3	Состав энергетической системы	11
1.4	Виды электрических сетей	14
1.5	Технология получения электроэнергии на электростанциях	15
1.6	Баланс активной мощности и его связь с частотой	19
1.7	Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением	20
1.8	Качество электроэнергии	21
2	Раздел.2. Статическая устойчивость параллельной работы синхронных генераторов и электростанций	23
2.1	Угловые характеристики активной мощности синхронных генераторов	23
2.1.1	Принцип выдачи активной мощности синхронным генератором в сеть	23
2.1.2	Угловая характеристика неявнополюсной машины	25
2.1.3	Угловые характеристики явнополюсных машин	26
2.2	Асинхронные режимы синхронных машин	27
2.3	Понятие о статической устойчивости	29
3	Раздел 3. Регулирование напряжения в электрических сетях	31
3.1	Причины изменения напряжения в электрических сетях	31
3.2	Средства регулирования напряжения в электрических сетях	33
3.2.1	Средства регулирования напряжения	33
3.2.2	Виды регулирование напряжения	34
3.2.3	Автоматический регулятор напряжения трансформатора на подстанции	35
3.2.4	Автоматическое регулирование мощности конденсаторных установок	37
4	Раздел 4. Динамическая устойчивость энергосистемы	39
4.1	Причины нарушения динамической устойчивости	39
4.2	Понятие о динамической устойчивости энергосистемы	40
4.3	Способы повышения динамической устойчивости	44
5	Раздел 5. Ликвидация аварийного режима	46
5.1	Структура противоаварийной автоматики	46
5.2	Предупредительная подсистема	47
5.2.1	Состав предупредительной системы	47
5.2.2	Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ) синхронных генераторов	47
5.2.2.1	Автоматика, действующая при резком снижении напряжения	47
5.2.2.2	Компаундирование возбуждения синхронного генератора полным током	49
5.2.2.3	Компаундирование возбуждения синхронного генератора в сочетании с корректором напряжения	51
5.2.2.4	Система высокочастотного возбуждения энергоблока  300 МВт	54
5.2.3	Автоматическое повторное включение линии (АПВ)	55
5.2.4	Автоматическое включение резервной линии	58
5.2.5	Автоматика предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы энергосистем (АПНУ)	59
5.3	Локализующая подсистема	64
5.3.1	Назначение и состав	64
5.3.2	Устройства ограничения снижения напряжения АОСН	65
5.3.3	Устройство автоматического ограничения повышения напряжения на линии АОПН	66
5.3.4	АЛАР (автоматика ликвидации асинхронного режима)	71
5.3.5	Защита от асинхронного режима	73
5.4	Восстановительная подсистема	73
5.4.1	Автоматическая частотная разгрузка	74
5.4.2	Автоматический пуск гидрогенераторов при снижении частоты в энергосистеме	76
6	Раздел 6. Комплекс аппаратуры для телепередачи аварийных сигналов автоматики	78
6.1	Высокочастотная связь по линиям электропередач	78
6.2	Устройство высокочастотного канала связи по высоковольтной линии	79
6.3	Назначение и принцип действия аппаратуры АНКА-АВПА	81
6.4	Устройство передачи аварийных сигналов и команд (УПАСК)	85
6.4	Дифференциально-фазная высокочастотная защита ЛЭП	85
7	Раздел 7. Применение АСУТП в противоаварийной автоматике	89
7.1	Управление и противоаварийная защита технологического объекта (УПАЗ)	89
	Список используемой литературы	92

 

 

Введение

Содержание данного методического пособия включает в себя материал из разных учебников по автоматике в электроэнергетических системах, список которых прилагается в конце данного пособия.

Издание данного пособия было вызвано тем, что по данной рабочей программе нет конкретного учебника. Существующие учебники содержат учебный материал, восприятие которого доступно лишь техническим специалистам, работающим в электроэнергетике или студентам энергетических ВУЗ-ов, прошедших специальную теоретическую подготовку. Содержание этих учебников сложно для восприятия учащимися колледжа энергетического направления, не имеющим такой базовой теоретической подготовки как переходные процессы в электрических машинах в энергетических ВУЗ-ах.

Содержание данного пособия соответствует рабочей программе МДК-02.03 “Автоматика электрических станций сетей и систем” и предназначено для использования преподавателями и студентами по специальности 13.02.03 “Электрические станции, сети и системы”.

Автор данного пособия, используя свой многолетний практический опыт работы на Красноярской ГЭС, а также опыт преподавания в колледже энергетического направления, систематизировал и упростил материал до понимания его учащимися энергетического колледжа. В пособии рассмотрены общие вопросы противоаварийной автоматики, такие как:

причины аварий в энергосистеме; назначение и структура противоаварийной автоматики; зависимость частоты и напряжения от балансов активной и реактивной мощностей; теоретический материал по статической и динамической устойчивости синхронных генераторов и электростанций; способы повышения статической и динамической устойчивости энергосистем; применяемые на электростанциях и подстанциях устройства противоаварийной автоматики.

Автор учёл замечания начальника ЦТАУ Красноярской ГЭС Полякова Д. Г. и благодарен ему за это.

Данное методическое пособие разработано в соответствии с ФГОС по специальности 13.02.03 «Электрические станции, сети и системы» (базовой подготовки) и рабочей программой профессионального модуля «МДК 02.03 Автоматика электрических станций сетей и систем» по ПМ 02 «Эксплуатация электрооборудования электрических станций, сетей и систем».

Данное пособие является частью основной профессиональной образовательной программы.

 

Цели и задачи данного методического пособия:

Обучения указанным видом профессиональной деятельности и соответствующими профессиональными компетенциями.

Обучающийся, в ходе освоения профессионального модуля, должен:

знать:

- основные принципы работы противоаварийной автоматики в энергосистеме;

- принцип работы устройств противоаварийной автоматики;

- способы регулирования напряжения на электростанциях и подстанциях.

уметь:

- включать и отключать системы контроля управления и противоаварийной автоматики;

- пользоваться средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля.

 

Автоматике

Противоаварийной автоматики

Причины нарушений нормальных режимов работы энергосистемы:

а) изменения балансов активных мощностей генераторов и нагрузок, приводящих к опасным отклонениям частоты:

- при перегрузках ЛЭП между электростанциями и энергосистемами;

- при опасных набросах мощностей на электропередачи при отключении генераторов или нагрузок;

б) изменения балансов реактивных мощностей генераторов и нагрузок, приводящих к опасным отклонениям напряжения электроэнергии;

в) нарушение динамической устойчивости при внезапном отключении одной из двухцепных или кольцевых электропередач, при резких нарушения балансов активных и реактивных мощностей.

 

Назначение противоаварийной автоматики.

При нарушении нормального режима работы энергосистемы аварийные процессы протекают очень быстро так, что оперативный персонал не успевает их ликвидировать. Поэтому для предотвращения системных аварий применяют специальные устройства противоаварийной автоматики (ПАА).

Система противоаварийной автоматики предназначена для уменьшения последствий для энергосистемы, вызванных отключением повреждённого оборудования.

Противоаварийная автоматика формирует управляющие воздействия на источники генерации и отключение нагрузки у потребителей.

Основные задачи ПАА.

1. Предотвращение возникновения и развития аварий в энергосистеме.

2. Локализация и ликвидация аварий путём управления режимами.

3. Недопущения аварийной ситуации и повышения надёжности энергосистем.

Тема 1.2. Состав ПАА

Подстанция 500 кВ.

Технологическая схема ТЭС.

 

ТЭС-тепловая электростанция. Вода в котле нагревается от сгорания горючего материала, в качестве которого могут использоваться каменный уголь, газ, торф, ядерное топливо. Образующийся в котле пар высоких температуры и давления приводит во вращение паровую турбину, которая вращает синхронный генератор, Генератор вырабатывает электроэнергию.

 

 

Паровая турбина

Мощность паровой турбины определяется по формуле:

Рт= D р· H ·η_Т, где D р-расход пара (м³/сек), Н- перепад тепла.

Н=к(tвх-tвых), где tвх-температура пара на входе турбины, tвых-температура пара на выходе турбины.

 

Турбогенератор.

Обычно турбогенератор имеет пару неявно выраженных полюсов и поэтому для получения электроэнергии с частотой 50 Гц скорость вращения ротора должна быть 3000 об/мин.

Турбогенератор в разрезе.

С частотой

Электрические станции должны вырабатывать мощность, рав-ную мощности потребителей, и покрывать потери в сети. Должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощностей:

∑Рг=∑Рп+∑∆Р

где ∑Рг - суммарная генерируемая активная мощность электростанций;

∑Рп - суммарная активная мощность нагрузки потребителей;

∑∆Р - суммарные потери активной мощности в сетях.

При нарушении баланса активной мощности частота в сети отклоняется от номинальной частоты 50 Гц.

Снижение генерируемой активной мощности ∑Рг<∑Рп приводит к уменьшению частоты, а её возрастание ∑Рг>∑Рп обусловливает рост частоты.

Причинами нарушения баланса мощности могут быть:

а) аварийное отключение генератора;

б) неожиданный (неплановый) рост потребления мощности, например увеличение потребления мощности электронагревателями в результате сильного снижения температуры;

в) аварийное отключение линий или трансформаторов связи.

 

Способы сохранения баланса активной мощности:

а) повышение частоты из-за избытка генерируемой мощности в энергосистеме ∑Рг>∑Рп можно ликвидировать, уменьшая мощность генераторов или отключая часть из них;

б) понижение частоты из-за дефицита мощности в энергосистеме ∑Рг<∑Рп требует подключения резерва генерируемой мощности или автоматической частотной разгрузки (АЧР) потребителей;   в противном случае понижение частоты может привести не только к браку продукции у потребителей, но и к повреждению оборудования станций и развалу системы.

г) во всех режимах должен быть определенный резерв мощности; резерв может быть горячим (генераторы загружаются до мощности меньше номинальной и очень быстро набирают нагрузку при внезапном нарушении баланса Р) или холодным, для ввода генерируемой мощности.

   д) Кроме резерва мощности на электростанциях системы необходим резерв по энергии. На ТЭС должен быть обеспечен соответствующий запас топлива, а на ГЭС — запас воды. Если резерв станций исчерпан, а частота в системе не достигла номинального значения, то в действие вступают устройства АЧР, которые предназначены для быстрого восстановления баланса мощности при ее дефиците путем отключения части менее ответственных потребителей.

   Все потребители электрической энергии по надежности их электроснабжения делятся на три основные категории. В первую очередь АЧР отключает потребителей третьей категории. В последнюю очередь отключаются наиболее ответственные потребители.

Вывод: чтобы частота тока в электрической сети была постоянна необходимо соблюдать баланс активной мощности. В нормальном режиме соблюдение баланса активной мощности обеспечивается соблюдением графиков отпуска электроэнергии потребителям электростанциями.

 

Генератором в сеть.

Рис. 1. Функциональная схема синхронного генератора. 1 – статор, 2 – ротор, Т - турбина

Т

При вращении ротора синхронного генератора его магнитное поле наводит в обмотке статора э.д.с. Ег, поэтому вектор Ег вращается синхронно с ротором генератора (рис.1). В статоре синхронного генератора, работающего в сети, возникает вращающееся магнитное поле, задаваемое вращением роторов генераторов электростанций энергосистемы и соответствует частоте тока сети 50 Гц (рис.2). Это поле можно характеризовать вращающимся вектором напряжения сети U с. В итоге в генераторе взаимодействуют два магнитных поля, характеризуемые вращением векторов Uc и Ег (рис.3).

Рис.2. Образование вращющегося магнитного поля в статоре трёхфазной машины переменного тока.

 

U с

I 1

Ег

U с

Х d

N

вращающееся поле статора

ротор генератора

δ=0

I1=0

U с

Ег

ω 1

а)

б)

∆ U

I1>0

δ>0

Ег

ω 1

Рис. 3. а) генератор без нагрузки                  б) генератор с нагрузкой.

N

Схема замещения генератора

S

S

После включения генератора в сеть генератор работает на холостом ходу, при этом Ег= U с и ток генератора (рис. 3а). В это время турбина вращает ротор генератора и затрачивает мощность на потери холостого хода Р_ХХ=Рмех+Р_В  (механические Рмех, и в обмотке возбуждения генератора Рв).

 

Если увеличить вращающий момент турбины подачей энергоносителя (воды, пара), тогда мощность турбины станет больше мощности  генератора Рт>Рг, и ротор генератора  (вектор Ег) сместится, относительно своего положения без нагрузки на угол δ (рис.3б).

В результате в обмотке статора появится отклонение напряжения   ∆ U =Ег+(- U с), которое создаст в обмотке статора активный ток

и генератор начнёт выдавать в сеть электрическую активную мощность Рг, потребляя от турбины механическую мощность Рт.  

Вывод: при увеличении расхода энергоносителя (воды, пара) на турбину в обмотке статора генератора возникает активный ток I ₁, и генератор выдаёт в сеть активную мощность Рг. Активная мощность Рг, выдаваемая генератором в сеть зависит от величины угла δ. Мощность турбины Рт зависит только от давления энергоносителя (воды пара).

2.1.2. Угловая характеристика неявнополюсной машины (турбогенератор) Рг= f (δ)

Активная мощность, выдаваемая неявнополюсной генератором в сеть, определяется формулой:

Согласно этой формуле можно построить (рис.4) угловую характеристику генератора  по трём точкам:

а) δ=0, Р=0;

б) δкр=90⁰, Р=Рmax;

в) δ=180⁰, Р=0

 

Максимальная мощность Р max выдаётся в сеть когда магнитное поле ротора (вектор Ег) сдвинется на угол δкр=90⁰ относительно магнитного поля статора (вектор Uс). В этом случае турбина выдаёт максимальную мощность Рт=Рг.max.

Угол δкр=90⁰называется критическим, в этом случае турбина отдаёт генератору максимальную мощность Рт.max=Рг.max.

Рг

Режим двигателя

δнагр

Рис.4. Угловая характеристика неявнополюсного генератора

Рг. max

0^0

180^0

90^0

δ кр

Рт турбины

Рг  генератора

Режим генератора

Кз.ст (запас устойчивости)

Тогда даже при небольшом снижении напряжения U₁ мощность Рг.max становится меньше мощности турбины Рт турбина, получив облегчение, увеличивает скорость вращения генератора. В этом случае скорость вращения ротора станет больше скорости вращения поля статора, т.е. возникает асинхронный режим. Этот режим является аварийным. Говоря простым языком, асинхронный режим в работе энергосистемы возникает, если генераторы электростанций, работавшие параллельно, по какой-то причине начали вращаться с различной угловой скоростью.

Поэтому область изменения угла 0< δ <90⁰ является областью устойчивой работы генератора, а область угла 90⁰< δ <180⁰ является областью неустойчивой работы генератора.

При δ >180⁰ генератор переходит в режим двигателя и начинает потреблять из сети энергию. Поэтому нельзя нагружать турбину до момента близкого к максимальному Рт. max, при δ кр,  т.е. должен быть некоторый запас мощности, называемый запасом статической устойчивости Кз.ст.

.

В обоих случаях значительное уменьшение мощности генератора Рг, выдаваемой в сеть, приводит к тому, что мощность генератора Рг становится значительно меньше мощности турбины Рт, при этом турбина разгоняет ротор генератора, и он выходит из синхронизма.

При асинхронном режиме (рис.6), генераторы,  выпавшие из синхронизма,  попеременно переходят из генераторного режима в двигательный, и наоборот, то выдают мощность в сеть, то потребляют её. Этот режим плох тем, что периодически снижается напряжение в сети и по ЛЭП между электростанциями возникают перетоки мощности, периодически меняющие своё направление (рис.7).

+ Рг

+ Рг

Рт

360^0

двигательный– потребление электроэнергии

δ нагр

Рис.7. Асинхронный режим синхронного генератора.

Рг

0^0

180^0

Генераторный – выдача электроэнергии

Генераторный – выдача электроэнергии

- Рг

2.3. Понятие о статической устойчивости.

Статической устойчивостью синхронного генератора называется такой режим работы, когда при наличии небольших отклонений напряжения и прекращения их действия, восстановится прежний режим работы.

В электрических сетях

Энергосистемы.

Устойчивости.

Способ 1. Одним из эффективных средств повышения статической устойчивости является применение форсировки возбуждения генераторов, так как согласно формуле угловой характеристики

резкое увеличение тока возбуждения вызывает увеличение э.д.с генераторов Ег, что приводит к увеличению выдаваемой мощности Рэс и соответственно увеличение предела мощности статической устойчивости.

 

На рис. 18 видно как увеличивается предельная мощность Рпр1 после форсировки возбуждения до Рпр2. Форсировка может быть полезной и после отключения КЗ, она способствует увеличению площадки торможения Sт.

Рис. 18.  I – характеристика до форсировки возбуждения, II - характеристика после форсировки.

 

   Способ 2. Отключение части генераторов на ГЭС приводит к снижению мощности турбин от исходного значения, а следовательно к увеличению площадки торможения.

Способ 3. Чтобы исключить нежелательное снижение частоты в энергосистеме, ограничение мощности генераторов в передающей части энергосистемы выполняется совместно с отключением части потребителей в приёмной её части. Такое комплексное управление, является наиболее эффективным средством повышения устойчивости, но требует значительных затрат на создание рассредоточенной системы автоматического отключения нагрузки (САОН).

Способ 4. Кратковременная импульсная разгрузка тепловых турбин может оказаться достаточной для сохранения динамической устойчивости. Импульсная разгрузка на ГЭС не применяется, так как она неэффективна из-за медленнодействующей системы регулирования частоты вращения гидравлических турбин.

Автоматическое регулирование возбуждения (АРВ)

Синхронных генераторов

Снижении напряжения

Для быстрого увеличения напряжения обычно используется автоматическое устройство релейной форсировки возбуждения синхронных машин, действующее при снижениях напряжения, обусловленных короткими замыканиями.

 

G – синхронный генератор

LG – обмотка возбуждения генератора

GE – возбудитель (генератор постоянного тока)

RR – реостат в цепи возбуждения

КМ – контактор

KV – реле минимального напряжения

ТV – трансформатор напряжения.

 

Рис. 20. Схема релейной форсировки возбуждения генератора.

 

Принцип действия схемы форсировки (рис.20) состоит в том, что при значительном снижении напряжения на шинах генератора (обычно ниже 85% номинального) реле минимального напряжения КV замыкает свои контакты и приводит в действие контактор форсировки КМ, который, закорачивает сопротивление шунтового реостата RR в цепи возбудителя GE. В результате ток возбуждения возбудителя резко возрастает до максимального значения и э.д.с. Ег генератора G также быстро возрастает, что приводит к увеличению предельной мощности генератора от Рпр.ст1до Рпр.ст2 согласно формуле:

Рис. 18. I – характеристика до форсировки возбуждения, II - характеристика после форсировки.

Ток ротора при форсировке должен быть не менее двукратного номинального тока.

Форсировка возбуждения генераторов ускоряет восстановление напря­жения после отключения коротких замыканий.

Положительным результатом форсировки возбуждения является также повышение надежности действия релейной защиты из-за увеличения напряжения генератора.

Вывод.

При снижениях напряжения, вызванных короткими замыканиями, форсировка возбуждения, повышает ту предельную мощность Рпр.ст, при которой в условиях короткого замыкания определенно­го вида и продолжительности не происходит нарушения устойчивости - выхода из синхронизма.

МВт

В нормальном рабочем режиме поддержание напряжения генератора осуществляется блоком AV (рис. 24). Блок AV реагирует на изменение тока генератора G, получаемого через трансформатор тока ТА. При увеличении тока нагрузки Iг генератора G происходит снижение напряжения генератора U г= E г- I г·Хг.

Где Ег - э.д.с. генератора G, а Хг-сопротивление обмотки статора генератора G. 

Рис. 24. Система высокочастотного возбуждения энергоблока 300 МВт.

 

G – синхронный генератор энергоблока;

LG – обмотка возбуждения синхронного генератора G;

GE – высокочастотный возбудитель, представляет собой трёхфазный генератор переменного тока с частотой 500Гц;

VS1 и VS2 – кремниевые выпрямители;

LE1 – основная обмотка возбуждения;

УБФ – устройство быстродействующей форсировки возбуждения;

LE2 – управляющая обмотка возбуждения, питается от блока УБФ;

AV – автоматический регулятор напряжения;

LE3 – управляющая обмотка возбуждения, питается от блока AV;

GEA – высокочастотный возбудитель для питания блоков AV и УБФ;

ТА – трансформатор тока;

ТV – трансформатор напряжения.

 

При увеличении тока нагрузки Iг генератора G блок AV увеличивает э.д.с. Ег генератора G путём увеличения тока в управляющей обмотке LE3. Тогда возбудитель GE также увеличивает ток в обмотке возбуждения LG генератора G и напряжение Uг восстанавливается. При уменьшении тока нагрузки напряжение Uг генератора G увеличивается и блок AV действует соответственно наоборот на уменьшение э.д.с Ег, что приводит к восстановлению напряжения Uг.

   Блок УБФ осуществляет форсировку напряжения на шинах генератора при резком снижении напряжения U г на шинах генератора G при внешних КЗ (обычно ниже 85% U ном).

При сильном понижении напряжения блок УБФ резко увеличивает ток в обмотке управления LE2 и возбудитель GE также резко увеличивает ток в обмотке возбуждения LG генератора G, что приводит к резкому увеличению э.д.с. генератора G. После чего напряжение генератора также увеличивается.

 

Автоматическое повторное включение линии (АПВ).

Назначение АПВ.

Устройства АПВ предназначено для быстрого восстановления питания потребителей или межсистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Назначение АВР.

Главное назначение устройства АВР заключается в обеспечении бесперебойного питания электроэнергией потребителей. Для этого система АВР должна питаться от основной линии и отслеживать её состояние, а при недопустимом снижении напряжения переходить на подачу электроэнергии потребителю от резервной линии. При этом процесс восстановления электропитания должен происходить максимально быстро.

Требования к АВР.

Обязательным условием является однократность выполняемого действия. То есть не должно быть повторных срабатываний в случае одной и той же неисправности (неустранённые токи КЗ и т.п.).

 Еще один важный момент - разрыв основной линии должен происходить до подключения резервной линии иначе она может быть включена на КЗ. Обо всех изменениях устройство АВР должно информировать с помощью индикации параметров.

Автоматическое восстановление питания должно обеспечиваться для:

·  потребителей первой и второй категории, питаемых от двух независимых источников питания.

 

Принцип действия АВР (рис.26).

Рис. 26. Схема АВР питающей линии на постоянном оперативном токе

Линия W1 является рабочей, линия W2 в нормальном режиме находится в резерве. Соответственно выключатель Q1 включен, а выключатель Q2 отключен и его блок контакт Q2 замкнут. Левые два блок-контакта выключателя Q1 замкнуты, а правый нормально замкнутый блок-контакт разомкнут. Пуск схемы АВР 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 TV1. Одновременное перегорание двух предохранителей маловероятно.

При снижении напряжения на сборных шинах подстанции ниже 0,3-0,4Uном реле минимального напряжения KV1 и KV срабатывают и подают  питание на катушку реле времени КQS  и катушку реле времени КТ. Реле времени КТ подаёт ток на катушку  YAT отключения выключателя Q1 через первый левый замкнутый блок контакт Q1. Если на рабочей линии установлено АПВ, то уставка реле времени должна быть больше времени действия АПВ.

Реле времени подает сигнал на катушку YAT отключения выключателя Q1. Оба левые блок-контакты выключателя Q1 разомкнутся, а правый блок-контакт Q1 замкнётся. Через замкнутый правый блок-контакт Q1 питание подведётся к замкнутым контактам реле KOS и питание через нормально замкнутый контакт Q2 поступит на катушку магнитного пускателя КМ, который сработает и своими контактами подаст питание к катушке YAС включения выключателя Q2. Таким образом, линия W1 будет отключена, а линия W2 будет введена в работу.

На время действия схемы АВР выдержку времени защиты резервной линии сокращают практически до нуля. При включении на устойчивое к.з. на сборных шинах резервная линия мгновенно будет отключена защитой минимального напряжения на реле KV3.

Напряжения)

Устройства АОСН предназначены для автоматического увеличения пропускной способности транзитных связей 500 кВ и действуют на отключение линейных или шинных реакторов 500 кВ.

Для предотвращения ложной работы АСН при потере цепей напряжения или при выводе в ремонт ВЛ, в устройствах АСН предусмотрена автоматическая блокировка по факту снижения напряжения до величины 0,2–0,4 Uн.

Локализующая подсистема

Назначение и состав

Назначение устройства АОСН.

АОСН предназначены для предотвращения снижения напряжения в узлах энергосистемы в послеаварийных режимах до опасного значения по условиям устойчивости нагрузки и надежности работы электростанций.

Устройства АОСН применяются с учетом зависимости потребления от напряжения, наличия РПН на понижающих трансформаторах, наличия конденсаторных батарей и длинных сильно загруженных линий электропередач.

Принцип действия устройства АОСН.

Устройства АОСН действуют непосредственно по признаку снижения напряжения с учетом его длительности. Для ускорения действия устройства АОСН могут содержать также цепи контроля производной напряжения. В тех случаях, когда при использовании местных сигналов по напряжению устройства не обеспечивают достаточной эффективности, применяются более сложные устройства, дополненные фиксацией повреждения с телепередачей сигналов.

Управляющее воздействие АОСН для ликвидации дефицита реактивной мощности выбирается в следующем порядке:

- отключение шунтирующих реакторов;

- форсировка компенсации реактивной мощности;

- деление сети для ликвидации потерь реактивной мощности от транзитных перетоков;

- применение отключения нагрузки допускается в случае невозможности или неэффективности применения других мероприятий; при отсутствии в данном узле потребителя, который может быть отключен, допускается применение отключения менее ответственных потребителей в смежных узлах.

Напряжения

При снижении напряжения в сети ниже предела реле минимального напряжения замыкает контакты КV (рис.28).

Обычно снижение напряжения происходит при КЗ или перегрузки линии, что приводит также к снижению частоты в энергосистеме.

При снижении частоты реле частоты замыкает контакты КF. Сочетание замкнутых контактов КV и КF приводит к пуску реле времени КТ.

Реле КТ с выдержкой времени, необходимой для отстройки от кратковременной перегрузки линии, замыкает свои контакты в цепи промежуточного реле КL. Промежуточное реле замыкает цепь для отключения нагрузки. Отключение нагрузки позволяет устранить перегрузку линии и напряжение и частота в энергосистеме восстанавливаются.

 

Рис. 28. Простейшее устройство отключения нагрузки при снижении напряжения.

Принцип действия АОПН.

Устройства АОПН реагируют на повышение напряжения на шинах подстанции или на примыкающем конце линии и контролируют значение и направление реактивной мощности на линиях электропередачи, отходящих от подстанции. Контроль реактивной мощности обеспечивает выявление линии электропередачи, зарядная мощность которой явилась причиной повышения напр