8 сем (станции+реле) / Лекции / Перепечатанные лекции с видосов прошлых лет

Лекция 6 Определение параметров срабатывания устройств АПВ

Основным параметром устройства АПВ, который обеспечивает его правильную работу, является выдержка времени на повторное включение выключателя. Мы говорили, что это время как раз и является временем срабатывания устройства АПВ:

- время срабатывания устройства АПВ (tАПВ) – выдержка времени на повторное включение выключателя/

Есть ещё второй параметр:

- время деблокировки устройства АПВ – время автоматического возврата схемы АПВ в исходное положение

Как вы понимаете, по условиям бесперебойности питания потребителей и исходя надёжности работы энергосистемы, время срабатывания устройств АПВ стремятся сделать минимальным.

tАПВ → min

Вместе с тем, минимально возможное время восстановления схемы действия АПВ ограничивается рядом факторов:

-время полного отключения места повреждения от всех источников питания. Здесь речь идёт о линиях с двусторонним питаниям и о линиях кольцевой сети, где это актуально.

-номинальное напряжение сети. От этого зависит время, в течение которого восстанавливаются изоляционные свойства воздуха.

-конструкция привода выключателя. – Или же время готовности привода к последующей операции не только включения, но, и готовности к отключению, если АПВ окажется неуспешным и произойдёт включение на короткое замыкание.

Сейчас мы по очереди посмотрим, как осуществить выбор параметров срабатывания

для:

-одиночных линий;

-линий с двухсторонним питанием

-параллельных линий;

-шин распределительного устройства.

- время деионизации среды от момента отключения линии до момента повторного включения и подачи напряжения (tд – время деионизации, tзап – время запаса)

Мы уже говорили, что есть результаты испытаний, результаты статистической обработки; известно, что в сетях до 220 кВ время деионизации составляет 0,2 с при токе к.з. до 15 кА и до 0,4 с при токе к.з. больше 15 кА; на линиях 330-500 кВ время деионизации может составлять до 0,4 – 5,5 с. Поэтому, в зависимости напряжения, например для сетей выше 35 кВ время деионизации обычно принимается 0,3-0,4 с, для сетей 6-35 кВ принимается 0,2 с.

Время запаса tзап принимается до 0,5 с и его цель – учесть разброс времени деионизации, например, при разных атмосферных условиях (а также погрешность в реле времени).

- условие готовности привода выключателя к повторному включению после отключения.

В случае, если речь идёт о новом оборудовании, здесь время готовности привода tг.п будет в точности соответствовать указанному в заводской документации. Но в условиях эксплуатации подразумевается, что устройства АПВ устанавливаются надолго, поэтому время готовности привода может увеличиваться – это может быть вызвано многолетним периодом работы, износом отдельных деталей привода (ослабевают пружины, меняется вязкость смазки и т.д.).

Кроме самой механической конструкции на готовность привода будет влиять и качество сборки, качество регулировки и ряд других причин, которые сложно оценить количественно на данный момент. Поэтому, если у нас нет какой-то точной информации по этому вопросу, то чтобы удостовериться, что привод точно будет готов, нам нужно добавить время запаса tзап.

Время готовности привода выключателя можно найти в паспортных данных; время запаса здесь принимается, как правило, равным 0,3 с.

Очевидно, из этих двух величин (1) и (2) выбирается большее значение. Также в литературе можно встретить информацию о том, что для линий с односторонним питанием иногда для однократного АПВ время принимают около 3-5 с. Увеличение времени повышает успешность АПВ, особенно если повреждение было вызвано падением деревьев, касанием проводов каких-то движущихся механизмов, схлёстывания ветром и т.д., но есть и обратная ситуация. То есть если мы встретим время АПВ 3-5 с, то вроде как хорошо: у нас повысится успешность АПВ, и для бытовой нагрузки увеличение выдержки времени на срабатывание никак не повлияет на работу этих потребителей.

Тут можно сказать, что ряд электродвигателей (как правило, если говорить о бытовой нагрузке) всегда оснащается магнитными пускателями с удерживающими обмотками, и напряжение возврата пускателей достаточно высокое, поэтому если к.з. происходит на питающей линии, то эти электродвигатели отключатся из-за понижения напряжения ещё до того, как сработает релейная защита. Остальные электродвигатели отключатся в цикле АПВ уже при любом времени ТАПВ, поскольку время впадания (чего блять?) электромагнита не будет превышать 0,1 с. Для повторного включения этих двигателей могут выполняться устройства АПВ двигателей, либо эти двигатели могут быть включены персоналом вручную, а увеличение времени АПВ до 3-5 с практически не повлияет на их работу.

Но если речь идёт о линии с односторонним питанием каких-то промышленных предприятий, то по соображениям надёжности и непрерывности технологического процесса увеличение времени АПВ здесь не является целесообразным. Но здесь есть особенность: если мы говорим об одиночных линиях с односторонним питанием, то вероятно, что потребители, получающие электроснабжение по рассматриваемой линии, не предъявляют высоких требований к надёжности электроснабжения (потребители могут быть неответственными), поэтому можно встретить в документации на реальных объектов такое вот увеличение выдержки однократного АПВ. [тут имеется в виду, что вряд ли

ответственные потребители будут получать питание по одиночной линии с односторонним питанием].

Кроме времени срабатывания ещё нужно определить время возврата – то время, по истечении которого схема вернётся в исходное положение и будет готова для дальнейшей работы – время деблокировки устройства АПВ.

Время автоматического возврата АПВ в исходное положение после срабатывания:

-это время обеспечивает однократность действия АПВ (што?). Для того, чтобы обеспечить нужную кратность (а раз мы говорим об однократном, то подразумеваем, что в случае неуспешного АПВ не должно происходить срабатывание АПВ), это время должно быть больше, чем время срабатывания защиты [см. (3.1)].

Для того, чтобы при повторном включении на устойчивое к.з. не происходило последующего срабатывания АПВ, возврат АПВ в исходное положение должен происходить только после того, как выключатель, повторно включенный от АПВ, вновь отключится релейной защитой, имеющей наибольшую выдержку времени (tзащ макс). tоткл – время отключения выключателя; tзап – время запаса.

Но эта формула будет справедлива в том случае, если время срабатывания защиты определяется независимо от величины тока (зависима с независимой от тока характеристикой выдержки времени).

Если же речь идёт об устройстве защиты, в которой применяются зависимые характеристики выдержки времени, то в этой формуле необходимо учитывать выдержку времени при токе срабатывания. И выдержка времени при токе срабатывания в реальных условиях может достигать 20 и более секунд. Встречаются защиты с инверсной характеристикой. В терминалах РЗ существует выбор характеристики независящей от тока либо выбор зависимой характеристики в соответствии с одной из заданных типовых.

В то и другом случаях будет два варианта при использовании выражения (3.1):

-в одном случае мы будем просто выбирать то время, которое задано для защиты (если независимая от тока характеристика срабатывания);

-в другом случае будем выбирать ту выдержку времени, которая соответствует току срабатывания и в реальных условиях время может быть весьма немаленьким (если зависимая характеристика выдержки времени).

Вместе с тем, есть схемы, в которых используется отдельный орган (реле времени), осуществляющий возврат схемы в исходное положение. Этот случай иллюстрирует выражение:

Мы встречали ситуацию, когда одновременно с отключением выключателя начинается отсчёт выдержки времени и по истечении этой выдержки времени осуществляется возврат схемы в исходное состояние. Отсчёт начинается в самом начале, когда отключается выключатель, поэтому нужно сначала подождать время действия АПВ t (- время от пуска до формирования команды на включение выключателя), подождать время, необходимое на включение выключателя tвкл (то есть на перемещение его контактов), затем подождать время срабатывания защиты tзащ, затем дождаться отключения выключателя tоткл (если АПВ действительно неуспешно) и чтобы учесть разброс во всех этих временах добавить время запаса tзап. И только после этого можно осуществлять возврат схемы в исходное состояние. Т.о. мы рассмотрели те схемы, в которых возврат производится засчёт выдержки времени, отсчёт которой начинается с отключением выключателя.

Всё это было справедливо для АПВ однократного действия.

Время срабатывания устройства АПВ двухкратного действия

tг.п – с учётом подготовки выключателя к отключению третьего к.з. в случае включения на устойчивое повреждение.

Когда-то мы уже говорили, что второй цикл АПВ происходит через 10-20 секунд после вторичного отключения выключателя и говорили, что такая большая выдержка времени во втором цикле с одной стороны диктуется необходимостью подготовки выключателя к отключению тока короткого замыкания в третий раз (в случае включения на устойчивое повреждение). За это время (10-20 с) из дугогасительной камеры удаляются разложившиеся и обуглившиеся частицы, отключающая способность выключателя восстанавливается, и он готов к отключению тока короткого замыкания в случае неуспешного АПВ.

Рассмотренные здесь формулы справедливы не только для одиночных линий с односторонним питанием, но справедливы ещё и для линий, входящих в сеть более сложной

Здесь кроме условий (1) и (2) появляются ещё дополнительные параметры, которые необходимо учитывать. В первую очередь, речь идёт о линии с двусторонним питанием; также эти соображения будут применимы и для параллельных линий, а в некоторых случаях и для шин.

Очевидно, эти дополнительные условия связаны с наличием напряжения на обоих концах линий, поэтому время срабатывания определяется с учётом времени отключения короткого замыкания устройствами РЗ с противоположной стороны линии.

На рисунке ↑ рядом с каждым из выключателей указаны времена, которые потребуются для определения времени срабатывания устройства АПВ, расположенного со стороны левой подстанции.

Для того, чтобы рассмотреть наихудший случай, при расчёте выдержки времени АПВ потребуется время срабатывания не основной защиты, а время срабатывания резервных защит (например, в случае, если быстродействующая защита выведена из работы или имеет место её отказ). В качестве расчётного случая принимаем, что с той стороны, где установлено устройство АПВ срабатывает первая ступень токовой защиты или первая зона дистанционной защиты, т.е. время срабатывания будет составлять около 0,1 с. А с противоположной стороны пусть выключатель отключается с выдержкой времени второй или даже третьей ступени (потому что мы хотим, рассматривая АПВ левого выключателя,

по времени отсчитать столько, чтобы гарантированно знать, что с противоположной стороны к этому времени выключатель точно отключился). Поэтому слева мы учитываем время срабатывания первой ступени токовой защиты, а справа учитываем выдержку времени второй или даже третьей ступени. Если коэф чувствительности второй зоны дистанционной защиты не меньше 1, 2 , а второй зоны токовой защиты 1,5 , то в расчёте используются времена срабатывания вторых ступеней …(нихуя не понял слово). Если же у защит меньшие коэффициенты чувствительности, то учитывают выдержку времени третьих ступеней резервных защит линий.

[сейчас вам может быть не ясно, почему так, но более подробно эти вопросы вы будете рассматривать в курсе релейной защиты – ааага, охуенно рофлит, с Ваниным блять рассматривать будем, и с Поповым тоже].

Нам важно проследить логику, как образуется выражение (4.1).

tАПВ1 = tс.з.2 – tс.з.1 + tоткл.2 – tоткл.1 + tд – tвкл.1 + tзап (4.1)

Для этого нам надо рассмотреть последовательность действий, которая при этом выполняется. Кроме условий (1) и (2), которые мы уже рассмотрели, нам необходимо находясь со стороны левой ПС убедиться, что с противоположной ПС выключатель точно отключился (иначе условие, связанное с временем деионизации окажется бесполезным). Во-первых, мы определились слева защита срабатывает быстрее, чем справа – худший случай (ещё потому, что отсчёт времени срабатывания устройства АПВ осуществляется после отключения выключателя в месте установки устройства).

Чтобы точно знать время деионизации, нужно знать, что выключатель справа точно отключился. Для этого нужно найти разницу выдержек времени tс.з.2 – tс.з.1. Эта разность нужна, чтобы знать, в какой момент начнётся восстановление изоляционных свойств воздуха. Далее есть времена отключения выключателей – пусть эти выключатели разных типов, и времена отключений разные – пусть с противоположной стороны выключатель отключится позже ( tоткл.2 – tоткл.1 - наихудший случай). И только после этого начинается отсчёт времени деионизации tд. Линия оказывается под напряжением только после того, как контакты выключателя оказываются замкнутыми. Поэтому можем вычесть время включения выключателя со стороны установки АПВ, потому что пока контакты будут замыкаться, линия будет без напряжения [и чтобы уменьшить время срабатывания tАПВ1, время tвкл.1 вычитается из общей суммы]. И для учёта разброса всех времён мы добавляем время запаса tзап (в первую очередь помогающее учесть разброс времён отключения выключателей, т.к. они отклоняются со временем эксплуатации, и времени деионизации).

В формуле (4.1) время деионизации tд будет около 3 с, а время запаса tзап может быть равно 0,5-0,7 с.

Если примем, что с противоположных сторон установлены выключатели одинакового типа, то их времена отключения одинаковы, то пропадёт слагаемое tоткл.2 –

tоткл.1, а если учесть, что со стороны установки устройств защита действует без выдержки времени, то пропадёт слагаемое tс.з.2 , и тогда в формуле останется только:

tАПВ1 = tс.з.2 + tд – tвкл.1 + tзап

Вместе с тем, точно также выполнив расчёты по формулам (1), (2) и (4.1) мы должны выбрать наибольшее из полученных значений.

Кроме того, необходимо вспомнить, что во многих случаях для линий с двусторонним питанием устройства АПВ оснащаются устройством контроля наличия напряжения на линии [вспомним поочерёдное АПВ: включение первого выключателя происходит с контролем отсутствия напряжения, а включение второго выключателя – с контролем наличия напряжения – значит, что выключатель от АПВ включился, защита не сработала и можно включать выключатель 2]. Так вот, если используется контроль наличия напряжения, то задача упрощается: нам не нужно учитывать время деионизации tд и время включения выключателя tвкл., поскольку мы контролируем положение выключателя, контролируя напряжение на линии.

Уставки для АПВ с контролем наличия напряжения принимают следующий вид:

- просто из формулы (4.1) исключили время деионизации и время отключения выключателя со своей стороны.

Вместе с тем точно так же можем говорить, что в месте установки устройства защита действует без выдержки времени и выключатели 1 и 2 одинакового типа, то получаем следующее упрощение:

tАПВ1 = tс.з.2 + tзап

АПВ с контролем синхронизма

Одновременно с контролем наличия напряжения мы говорили о контроле синхронизма. Если мы будем использовать контроль синхронизма то нам также необходимо будет кроме времени срабатывания АПВ произвести расчёт уставки органа, контролирующего синхронность. Если присутствуют довольно сильные обходные связи, то при отключении нарушения синхронизма не происходит, но одновременно с этим будет увеличиваться угол между напряжениями по концам отключившейся линии φд – действительный угол между напряжениями по концам ЛЭП. В этом случае угол срабатывания органа контроля синхронизма будет определяться по формуле (5.1).

(при наличии обходных связей):

kн = 1,2…1,3 – коэффициент надёжности

Более сложный случай – при отсутствии обходных связей – разделившиеся после отключения линии части энергосистемы могут работать несинхронно. В этих условиях при больших углах между напряжениями устройство АПВ блокируется для того, чтобы не произошло замыкание транзита с большим толчком тока или при возникновении асинхронного хода (здесь мы говорили об устройствах АПВ с ожиданием синхронизма и улавливанием синхронизма). Для того, чтобы замыкание происходило при угле, меньшем максимально-допустимого по расчёту значения φmax, полученного расчётным образом, (φmax

– максимально допустимый угол напряжения по концам линии). На самом деле, если мы говорим о напряжении, то это напряжение, которое контролируется ТН-ами, подключенными на шины и ТН-ами, подключенными на линии. Как правило, рачётом угол φmax устанавливается не более 60…70°. Для того, чтобы определить угол срабатывания (угол между напряжениями), используется формула (5.2).

tАПВ – время срабатывания АПВ, kн =1,1 – коэф надёжности, kв = 0,8 – коэф возврата, tвкл – время включения выключателя.

Кроме того, есть ещё ряд трудностей. В реальных условиях значение φс.р. может значительно отличаться от уставки по нескольким причинам. Ниже представлены векторные диаграммы реле контроля синхронизма.

Вектор напряжения на шинах построен вертикально. Диаграмма (а) иллюстрирует, как будет меняться угол φ (полученный расчётным образом). Угол равен 40° между напряжениями, каждое из которых равно номинальному. При этом мы рассматриваем ситуацию, что напряжение на шинах при отключении линии возросло, а напряжение в другой части энергосистемы снизилось – при этом меняется величина φ между векторами напряжений. Вторая диаграмма (б) иллюстрирует случай, когда напряжение на шинах не меняется, а в оставшейся части энергосистеме понижается. Диаграмма (в) иллюстрирует случай, когда происходит понижение обоих напряжений (и на шинах, и на линии).

Эти векторные диаграммы хорошо иллюстрируют ситуацию, когда угол срабатывания будет зависеть не только от расчётной формулы (5.2), но и ещё от значений напряжения на шинах и на линии. Здесь вы видите возможные диапазоны изменения угла φс.р. в зависимости от значений тех напряжений, которые подводятся к реле KSS. Эти диаграммы построены при соблюдении условия, что напряжение срабатывания остаётся величиной неизменной. Например, для реле, которое настроено при номинальном напряжении на угол срабатывания 40° при снижении обоих напряжений до 0,8Uном происходит увеличение угла срабатывания до 51° (диаграмма (в)). То есть мы будем включать выключатель при угле большем, чем мы рассчитали в (5.2), что плохо.

Если рассмотреть ещё более неблагоприятную ситуацию, когда одновременно возникнет погрешность и отклонение от нормы, угол срабатывания может увеличиться аж до 60°. Вместе с тем, при отклонении от номинального одного из подводимых напряжений в сторону повышения, а другого в сторону понижения, происходит уменьшение угла срабатывания и, как следствие, появляется ситуация с излишним запретом работы

устройства АПВ (диаграмма (а)). Здесь ситуация обратная: угол становится меньше, чем расчётный – излишний запрет АПВ.

АПВ шин распределительного устройства

Ещё более сложный случай – определение параметров срабатываний устройств АПВ шин. Мы говорили, что АПВ шин может осуществляться устройствами АПВ соответствующих линий, отходящих от распределительного устройства. Поэтому мы говорим, что необходимо учесть ряд следующих особенностей:

- время срабатывания устройства АПВ того выключателя, который включается вторым (пусть это будет В-II, а В-I включается первым) должно быть больше времени срабатывания устройства АПВ выключателя, включаемого первым (логично). Больше то больше, но на сколько? Для того, чтобы оценить эту величину количественно, нужно учесть, что после того, как устройство АПВ-I закончило отсчёт своей выдержки времени (tАПВ-I), это устройство подействовало на включение выключателя В-I (tв.в). tАПВ-I и

tАПВ-II включает разброс выдержек времени устройств АПВ. tзап = 0,5 с учитывает отклонение всех заданных времён.

повторном действии защиты. Тогда необходимо согласовывать время срабатывания на включение первого и последующих выключателей присоединений по условию, приведённому ниже:

tз.ш – время срабатывания защиты шин.

для всех потребителей. В этой схеме резервный элемент (линия Л2) представлена в явном виде (т.е. в нормальном режиме она находится под напряжением, но без нагрузки), поэтому говорят, что это схема явного резервирования.

Есть вариант схемы 2. Здесь помимо выключателей линий имеется секционный выключатель В5. Здесь резервирование выполнено в неявном виде, обе линии являются рабочими; в нормальном режиме В5 отключен и каждая линия обеспечивает питание своих потребителей, подключенных к соответствующей секции. При к.з. на одной из линий (например, на Л1) она будет отключена. После этого включится В5. В результате потребители левой секции будут получать питание по линии Л2 и для того, чтобы оставшаяся в работе Л2 могла дополнительно обеспечивать питание и левой секции, она должна быть рассчитана на суммарную нагрузку потребителей обеих секций. В то же время в нормальном режиме линия Л2 будет оставаться недогруженной и будет содержать в себе скрытый (неявный) резерв, который может быть использован в аварийном режиме. Поэтому такую схему называют схемой неявного резерва.

Аналогично можно встретить неявный резерв с двумя трансформаторами так, как это показано на схеме 3, и явный резерв, как это показано на схеме 4.

В каждом из рассмотренных случаев (схемы 1–4) потребители в нормальном режиме получают питание от своего источника, а в аварийном режиме подключаются к другому источнику, который должен быть также рассчитан на дополнительную нагрузку. Т.к. в нормальном режиме оба источника несут вполне определённую нагрузку, то имеющийся у них резерв для покрытия дополнительной нагрузки также будет являться скрытым.

Также мы можем говорить и о резервировании в кольцевой сети (см. схему 5). Здесь показано питание потребителей на подстанциях B, C, D и E. В нормальном режиме питание осуществляется по разомкнутой схеме: выключатель В5 отключен, потребители на подстанций B и C получают питание по линиям Л1 и Л2, потребители подстанций D и E получают питание по линиям Л4 и Л5. Линия Л3 между подстанциями C и D находится под напряжением, но без нагрузки (тоже называется явным резервом). При к.з. в точке К1 на линии Л1 релейная защита отключит В1 и В2, сборные шины подстанций B и C останутся без напряжения, и для восстановления питания необходимо будет включить В5 на линии Л3. Такое включение возможно, если линии Л3, Л4 и Л5 имеют достаточную пропускную способность, т.е. для них имеется неявный резерв.

Когда мы говорим о явном резерве, например о линии Л3 схемы 5 или трансформатора для схемы 4, возникает разумный вопрос: почему этот резерв не используется в нормальном режиме (ведь если бы эти элементы были бы в работе, то было бы всё намного проще; ведь сооружая этот резерв мы произвели некоторые затраты и поэтому желательно этот элемент эксплуатировать в нормальном режиме). Если мы говорим о линиях, то в нормальном режиме у нас уменьшаются потери энергии и падение напряжение в линии, а при выходе из строя рабочей резервная будет воспринимать на себя всю нагрузку без перерыва – эти преимущества очевидны. Но вместе с тем, если мы говорим о кольцевой сети, то параллельная работа приводит к увеличению токов к.з. и, соответственно, все коммутационные аппараты должны быть сразу выбраны на совсем другую величину тока к.з.. Есть и более сложный аргумент: в кольцевой сети значительно сложнее добиться селективной работы устройств релейной защиты.

На напряжении 6, 10 кВ практически всегда применяются разомкнутые схемы, а повышение надёжности достигается за счёт введения резерва и применения устройств АВР.