УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Лекция 23

Устройства автоматического повторного включения. Большинство повреждений воздушных линий электропередачи обусловлено схлестыванием проводом при сильном ветре или гололеде, нарушении изоляции при воздействии молнии, падением деревьев, замыканием проводов движущимися механизмами и т.д. Такие повреждения являются неустойчивыми и поэтому при быстром отключении линии самоустраняются. Для выполнения этой задачи используются устройства автоматического повторного включения (УАПВ). Исследования статистических показателей свидетельствуют о том, что УАПВ в среднем имеют 60-75% успешных действий. Такими устройствами оснащаются следующие элементы: воздушные, смешанные кабельно-воздушные ЛЭП выше 1 кВ (при наличии соответствующих коммутационных аппаратов); шины; трансформаторы; ответственные электродвигатели.

Классификация УАПВ:

по числу фаз выключателей, включаемых устройством АПВ: трехфазное (ТАПВ), однофазное (ОАПВ);

по способу проверки синхронизма при АПВ для линий с двусторонним питанием: с проверкой, без проверки;

по способу воздействия на привод выключателя: механические и электрические устройства АПВ;

по кратности действия: однократные и многократного действия.

Все УАПВ должны соответствовать следующим требованиям:

1. Находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при всех случаях аварийного отключения выключателя за исключением случаев отключения выключателя релейной защитой после включения его дежурным персоналом. Не приходить в действие при оперативных отключениях выключателя дежурным персоналом. Функционирование УАПВ следует согласовывать с другими устройствами автоматики.

. Иметь минимально возможное время срабатывания с целью сокращения продолжительности перерыва питания потребителей. Возможность выполнения АПВ, действующего без замедления ограничивается рядом условий. Время действия АПВ должно быть больше времени восстановления готовности привода к работе на включение (для применяемых типов приводов ); времени , необходимого для деионизации среды в точке повреждения (для электроустановок напряжением до 220 кВ ); времени готовности выключателя , необходимого для восстановления отключающей способности выключателя после отключения им тока КЗ. Для однократного АПВ определяющим является условие , т.к. всегда меньше ( время включения выключателя). Поэтому время срабатывания УАПВ для линии с односторонним питанием определяется по выражению

время восстановления готовности привода к работе на включение; время запаса. В тех случаях, когда велика вероятность повреждения ВЛ вследствие падения деревьев и другим причинам, целесообразно принимать выдержку времени АПВ до нескольких секунд.

3. Должны автоматически с заданной выдержкой времени возвращаться в состояние готовности к новому действию после включения в работу выключателя. Выбор выдержки времени на возврат устройства АПВ в состояние готовности к действию производится с учетом двух требований:

устройство не должно производить многократные включения выключателя на неустранившееся КЗ, что выполняется, если РЗ с максимальной выдержкой времени успеет отключить выключатель, включенный на КЗ, быстрее, чем УАПВ вернется в состояние готовности к новому действию, таким образом

где принимается равным ступени селективности защиты линии, время отключения выключателя.

УАПВ должно быть готовым к действию не раньше, чем это допускается по условиям работы выключателя после успешного включения его в работу УАПВ.

Практический опыт показал, что требования, указанные в п.3., всегда выполняются если принять: для УАПВ однократного действия; для УАПВ двукратного действия.

Устройства автоматического включения резерва. В СЭС при наличии двух источников питания, как правило, работают по разомкнутой схеме, и каждый источник обеспечивает питание выделенных ему потребителей. Отсутствие связи между источниками позволяет уменьшить токи КЗ, упростить релейную защиту, снизить потери электроэнергии, создать необходимый режим по величине напряжения. Разомкнутая сеть по сравнению с замкнутой имеет недостаток, заключающийся в снижении надежности. Например, при отключении одного источника питания электроснабжение всех его потребителей прекращается. Для восстановления электроснабжения этих потребителей используются устройства автоматического включения резерва (УАВР).

К УАВР предъявляются следующие требования:

1. Должны находиться в состоянии готовности к действию и срабатывать в случае прекращения электроснабжения потребителей вне зависимости от причины при наличии нормального (требуемого) уровня напряжения на резервном источнике питания.

. Иметь минимально возможное время срабатывания. Это требование продиктовано необходимостью снижения продолжительности перерыва в электроснабжении потребителей и обеспечения самозапуска электродвигателей. При выборе выдержки времени УАВР следует согласовывать с другими средствами автоматики: быстродействующими защитами элементов, УАПВ, УАЧП.

. Обладать однократным действием, что предотвращает многократное включение резервного источника питания на устойчивое КЗ.

. Обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение резервного источника питания и его потребителей от поврежденной резервируемой секции шин и тем самым сохранять их нормальную работу. Для выполнения этой задачи предусматривается согласование защиты с АВР (ускорение после АВР). Рекомендуется исключить действие УАВР при КЗ на резервируемой секции шин.

. Не допускать опасных несинхронных включений синхронных двигателей и перегрузок оборудования.

. Разрешать возможно более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима после успешного действия.

Устройства автоматической частотной разгрузки. Частота переменного тока определяется частотой вращения синхронных генераторов и является одним из основных показателей качества электрической энергии. При дефиците активной мощности возникает снижение частоты, а при избытке –увеличение частоты. Номинальное значение частоты напряжения электрической сети равняется 50 Гц. Согласно ГОСТ Р 54149-2010 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» для отклонений напряжения предусмотрены следующие нормы:

отклонение частоты в синхронизированных системах электроснабжения не должно превышать ± 0,2 Гц в течение 95% времени интервала в одну неделю и ± 0,4 Гц в течение 100 % времени интервала в одну неделю;

отклонение частоты в изолированных системах электроснабжения с автономными генераторными установками, не подключенных к синхронизированным системам передачи электрической энергии, не должно превышать ± 1 Гц в течение 95% времени интервала в одну неделю и ± 5 Гц в течение 100% времени интервала в одну неделю.

Для поддержания значения частоты на нормируемом уровне осуществляется изменение впуска пара в турбины турбогенераторов и воды в турбины гидрогенераторов. Такие операции могут выполняться как персоналом, так и автоматическим путем.

Установившееся значение частоты свидетельствует о равенстве вырабатываемой генераторами и потребляемой нагрузкой активных мощностей. Эффективное регулирование частоты возможно только в том случае, когда в энергетической системе существует резерв активной мощности, т.е. генераторы загружены не на всю мощность. Если в системе отсутствует резерв активной мощности, то отключение части генераторов или подключение новых потребителей вызовет снижение частоты. Длительная работа электрооборудования с пониженной частотой недопустима. На промышленных предприятиях снижается скорость вращения электродвигателей, падает их производительность, что вызывает нарушение технологического процесса и приводит к браку продукции. На электрических станциях снижается вырабатываемая синхронными генераторами мощность и ЭДС. Вследствие возрастания дефицита активной мощности появляется дефицит реактивной мощности, что может способствовать лавинообразному снижению частоты и даже напряжения. В результате нарушится функционирования всей СЭС. В случае дефицита активной мощности используют УАЧР, которые отключают часть наименее ответственных потребителей. УАЧР могут реагировать на снижение абсолютного значения частоты или на скорость изменения частоты, последние обладают преимуществами.

К УАЧР предъявляются следующие требования:

1. Обеспечивать нормальную работу энергосистемы вне зависимости от дефицита активной мощности и характера причин, приводящих к уменьшению частоты. Не допускать даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц, при этом продолжительность работы с частотой не должна превышать 20 с., 60 с.

2. Осуществлять отключение потребителей при возникновении дефицита активной мощности и не допускать возникновения лавины частоты и напряжения. В первую очередь должны отключаться наименее ответственные потребители. Восстановление частоты должно производиться до такого уровня, при котором система может длительно функционировать. Дальнейший подъем частоты энергосистемы возлагается на дежурный персонал.

3. Если восстановление нормального режима после действия УАЧР возлагается на устройства автоматики, то УАЧР должно обеспечить подъем частоты до уровня, необходимого для их срабатывания.

. Действовать согласованно с УАПВ и УАВР.

5. Не действовать при кратковременных снижениях частоты.

Устройства автоматики деления. УАД производят отделение генераторов с частью нагрузки, которая соответствует их мощности, от остальной нагрузки района. Такие устройства реагируют на снижение напряжения или частоты. В СЭС они применяются для следующих целей:

устранение асинхронного режима, предотвращение опасной перегрузки отдельных элементов СЭС, обеспечение селективной работы релейной защиты;

прекращение подпитки места КЗ;

предотвращение включения резервного источника питания на КЗ при действии сетевого УАВР.

Автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности в СЭС. Нормальные условия эксплуатации электрооборудования обеспечивается в том случае, когда напряжение на их зажимах практически не отличается от номинального напряжения сети. Отклонения напряжения от нормированных значений является основной причиной технологического ущерба и недопустимых потерь электроэнергии при транспортировке. Отклонения напряжения возникают вследствие изменения падения и потери напряжения, что обусловлено изменением электрической нагрузки в электрических сетях.

Рассмотрим электрическую сеть, представленную на рис.1.

Рис.1. Падение и потеря напряжения в электрической сети:

а –электрическая сеть;

б –векторная диаграмма токов и напряжения

На рис.1.а. представлен источник питания (ИП) с напряжением , электрическая сеть с напряжением , ток , протекающий по этой сети, напряжение в конце ЛЭП и нагрузка с полной мощностью . Рассмотрим соответствующую этой сети векторную диаграмму, изображенную на рис.1.б. Геометрическая (векторная) разность двух векторов и равная вектору AB () называется падением напряжения, а алгебраическая равная отрезку AD – потерей напряжения. Вектор падения напряжения раскладывается на две составляющие: продольную (отрезок AC) и поперечную (отрезок BC). Отрезок СD значительно меньше отрезка AC, поэтому в большинстве случаев допускается его не учитывать, а потерю напряжения принимать равной продольной составляющей:

Электрические сети выше 1 кВ преимущественно содержат индуктивное сопротивление, поэтому потеря напряжения в них во многом определяется величиной второго слагаемого этого выражения, т.е. реактивной мощностью Q. На рис.2. в виде статистических характеристик представлена зависимость между напряжением и реактивной мощностью электрической сети.

Рис.2. Зависимость между напряжением и реактивной мощностью

в электрической сети

На этом рисунки кривые 1 и отражают зависимость напряжения от реактивной мощности, а кривые 2 и характеризуют уровни потребления реактивной мощности. Точка пересечения кривых 1 и 2 соответствует номинальному напряжению , а также балансу генерируемой и потребляемой реактивной мощности Q. В случае увеличения реактивной мощности до величины напряжение в узле электрической сети снижается до значения . Чтобы восстановить напряжения до прежней величины необходимо характеристику 1 сместить вверх, т.е. перейти на характеристику . В этом заключается задача автоматического регулирования напряжения. Это позволяет не только обеспечить потребителей требуемым количеством электроэнергии, но и снизить потери активной и реактивной мощности при транспортировке. Такие потери во многом определяются квадратом напряжения, что подтверждают зависимости

Следовательно, даже незначительное снижение напряжения вызывает значительное возрастание потери мощности. Поддержание напряжения на требуемом уровне и обеспечение рациональных потоков реактивной мощности в СЭС достигается автоматическими регулирующими устройствами обеспечивается. Объектами регулирования являются синхронные машины (генераторы, электродвигатели, компенсаторы), конденсаторные батареи и трансформаторы с устройствами РПН. Рассмотрим существующие устройства автоматики.

1. Автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности синхронных генераторов. На электростанции имеется несколько параллельно работающих генераторов, которые, как правило, снабжаются устройствами автоматического регулирования возбуждения (АРВ), что позволяет всем генераторам участвовать в регулировании напряжения на общих шинах. В СЭС может входить несколько электростанций, генераторы которых могут совместно участвовать в поддержании напряжения в контрольных пунктах системы. С некоторым допущением можно считать, что регулирование напряжения связано только с изменением реактивной нагрузки генераторов. Устройство АРВ должно работать так, чтобы в процессе совместного регулирования напряжения параллельно работающие генераторы загружались наиболее экономично.

2. Автоматическое регулирование реактивной мощности синхронных компенсаторов. Режим работы синхронного компенсатора определяется величиной тока возбуждения. При номинальном токе синхронный компенсатор генерирует реактивную мощность , а при токе равном нулю потребляет реактивную мощностью величиной . Таким образом, этот элемент позволяет как понижать, так и увеличивать напряжение на шинах (см. рис.1.а.). При наличии синхронного компенсатора потери напряжения описываются зависимостью

Возрастание генерируемой мощности будет способствовать снижению потери напряжения, т.е. напряжение будет возрастать, а также потери активной и реактивной мощности и наоборот. На синхронных компенсаторах устанавливаются автоматические регуляторы знакопеременного возбуждения, позволяющий регулировать ток возбуждения в широких пределах, включая изменение его полярности.

3. Автоматическое регулирование реактивной мощности синхронных электродвигателей. Синхронный электродвигатель по сравнению с синхронным компенсатором потребляет значительную активную мощность, но также могут потреблять и генерировать реактивную мощность. Синхронные электродвигатели имеют АРВ и используются для поддержания заданного напряжения на шинах, поддержания заданного коэффициента мощности, плавного регулирования отдаваемой реактивной мощности.

4. Автоматическое регулирование реактивной мощности конденсаторных установок. Конденсаторные установки используются при поперечной (параллельное включение) и продольной (последовательное включение) компенсации реактивной мощности (КРМ). В СЭС чаще всего используется поперечная КРМ. Конденсаторные установки могут только генерировать реактивную мощность. Таким образом, при подключении конденсаторных установок на шинах повышается напряжение, и уменьшаются потери напряжения в электрической сети. В том случае, когда необходимо снизить напряжение, например при малых нагрузках, отключают часть секций конденсаторной установки, т.е. регулирование генерируемой мощности производится дискретно. Эту задачу выполняют автоматические регуляторы.

5. Автоматическое регулирование коэффициента трансформации понижающих трансформаторов с устройством РПН. За счет изменения коэффициента трансформации можно регулировать напряжение на низшей стороне трансформатора U2 при определенном напряжении U1 на высшей стороне трансформатора. Такой процесс автоматизируется за счет снабжения трансформатора устройством для регулирования под нагрузкой. Известно, что коэффициент трансформации

Таким образом, коэффициент трансформации можно регулировать, изменяя число витков. Как правило, первичная обмотка выполняется с ответвлениями, число которых может быть более 10. Диапазон регулирования составляет порядка Изменение числа витков осуществляется с помощью электромеханического устройства РПН, которое управляется автоматическим регулятором коэффициента трансформации. Регулирование напряжения при этом также осуществляется дискретно.

УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ