Управление, защита и автоматика на электростанциях

1. Назначение систем управления, контроля и сигнализации на электростанциях

Для обеспечения требуемых режимов электрические станции и подстанции оснащаются системами и устройствами управления, контроля и сигнализации, представляющими собой в большей или меньшей степени автоматизированный информационно-управляющий комплекс.

Системы и устройства управления позволяют:

• разворачивать, синхронизировать с сетью и включать на параллельную работу с ней генераторы электростанций;
• включать в работу и отключать элементы электрических систем;
• производить переключения в РУ электроустановок, воздействуя на выключатели и разъединители;
• изменять режим работы электроустановки.

Системы и устройства контроля позволяют контролировать:

• режим работы элементов электроустановок (генераторов, синхронных компенсаторов, трансформаторов, электродвигателей, линий электропередачи, реакторов и т. п.), наличие перегрузок, допустимость перехода от одного режима к другому;
• положение коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей и т. д.);
• параметры режима электрической системы (напряжение в узлах, токи цепей, частоту в сети, температуру различных частей электрооборудования и т. д.);
• состояние изоляции силовых цепей переменного тока;
• состояние изоляции цепей оперативного тока. Системы и устройства сигнализации оповещают:
• об отклонении режима работы электроустановки или ее элементов от заданного режима;
• о перегрузках оборудования;
• нарушении изоляции цепей переменного и постоянного тока;
• неисправности предохранителей в цепях оперативного тока;
• положении коммутационных аппаратов.

В последнее время в связи с вводом на электростанциях мощного уникального оборудования с большим числом вспомогательных устройств функции управления, контроля и сигнализации все больше переходят от человека к различного рода системам автоматики, в том числе к системам с цифровыми вычислительными машинами и к системам с цифро-аналоговыми комплексами.

Щиты управления. Контрольно-измерительные приборы, устройства управления и сигнализации на электрических станциях и подстанциях обычно располагаются на щитах управления. Последние сооружаются, как правило, в отдельных помещениях. С помощью контрольных кабелей приборы и устройства щитов управления соединяются с управляемыми или контролируемыми объектами, образуя цепи и системы управления, контроля и сигнализации.

На электростанциях малой и средней мощности, как правило, выполняется один главный щит управления (ГЩУ) и несколько местных агрегатных щитов (местные щиты котла, турбины, генератора и т. п.). Управление основными агрегатами станции (турбиной, генератором) и станцией в целом осуществляется дежурным инженером станции с главного щита управления; отсюда же осуществляется оперативная связь с диспетчером энергосистемы.

На электростанциях большой мощности, выполненных по блочным схемам, помимо главного (или центрального) щита управления сооружаются также блочные щиты управления (БЩУ), обычно по одному на два смежных блока, при этом дежурный инженер блочного щита управляет всеми. Дежурный инженер станции руководит работой станции в целом, управляет коммутационной аппаратурой распределительных устройств повышенных напряжений; при острой необходимости в аварийных ситуациях берет на себя управление блоками.

На подстанциях, в зависимости от их мощности, размера, сложности и значимости, применяются следующие структуры управления: с постоянным дежурным персоналом; без постоянного дежурного персонала; с дежурством персонала на дому. При первой структуре управления на подстанциях сооружается главный щит управления, откуда дежурный персонал и осуществляет управление электроустановкой. При второй и третьей структурах большая часть функций управления и контроля передается на диспетчерские пункты предприятий и районов электрических сетей, которые связываются с подстанциями линиями связи, телесигнализации и телеуправления.

Контрольно-измерительная аппаратура. Измерение электрических величин на электростанциях и подстанциях производится с помощью показывающих и регистрирующих измерительных приборов, счетчиков, осциллографов и специальных измерительных устройств.

Объем измерений определяется требованиями технологического режима работы электроустановки. Он зависит также от типа, мощности и назначения электрической станции или подстанции. У генераторов измеряются токи одной или трех фаз статора, напряжение статора (одно из междуфазных напряжений), частота, активная и реактивная мощности, выработанная активная и реактивная энергия, токи и напряжения системы возбуждения. У трансформаторов измеряются токи одной фазы каждой обмотки, а также передаваемые активные и реактивные мощности. На сборных шинах измеряются одно из междуфазных напряжений и частота. На линиях измеряются токи одной или трех фаз, передаваемая активная, а также в ряде случаев реактивная энергия, активная и реактивная мощности (на линиях повышенного напряжения).

С помощью показывающих и регистрирующих приборов и устройств на электрических станциях и подстанциях контролируется состояние изоляции цепей постоянного и переменного тока и определяются места повреждений в сетях переменного тока.

Системы сигнализации. На электрических станциях и подстанциях применяют звуковую и световую сигнализацию различного исполнения. Различают следующие типы сигнализации: положения аппаратов, предупреждающая, аварийная, фиксирующая, командная.

Сигнализация положения показывает положение выключателей и разъединителей. Сигнализация положения выключателей выполняется с использованием сигнальных ламп; красный свет лампы показывает, что выключатель включен, а зеленый свет лампы – что он отключен.

Сигнализация положения разъединителей выполняется с использованием сигнальных приборов (ПС), приборы ПС врезаются в мнемоническую схему на панелях щитов управления. Указатель положения (полоска) прибора ПС может занимать два положения: вдоль линии мнемоники, показывая, что разъединитель включен; перпендикулярно линии мнемоники, когда разъединитель отключен.

Предупреждающая сигнализация предупреждает персонал о возникновении ненормальных режимов работы элементов электроустановки (перегрузки, недопустимые превышения температуры, нарушение изоляции цепей постоянного тока, перегорание предохранителей оперативных цепей, ошибочность выполняемых персоналом операций и т. п.). Сигнализация выполняется с центральным (единым для электроустановки) звуковым сигналом и с индивидуальными (по объектам) световыми сигналами в виде световых табло.

Аварийная сигнализация оповещает персонал об отключении выключателей под действием релейной защиты. При этом появляется центральный звуковой сигнал (сирена) и индивидуальные световые сигналы, указывающие, какие именно выключатели (или выключатель) отключились.

Сигнализация фиксирующая, осуществляемая с помощью световых табло, фиксирует, какие типы защит и автоматики сработали в процессе работы электроустановки.

Сигнализация командная обеспечивает передачу стандартных команд дежурному персоналу, находящемуся на различных рабочих местах электроустановки (например, на щите управления и в машинном зале).

2. Назначение и требования, предъявляемые к релейной защите

Релейная защита (РЗ) осуществляет непрерывный контроль за состоянием всех элементов электроэнергетической системы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. При возникновении повреждений РЗ должна выявить повреждённый участок и отключить его от ЭЭС, воздействуя на специальные силовые выключатели, предназначенные для размыкания токов повреждения.

При возникновении ненормальных режимов РЗ также должна выявлять их и, в зависимости от характера нарушения, либо отключать оборудование, если возникла опасность его повреждения, либо производить автоматические операции, необходимые для восстановления нормального режима (например, включение после аварийного отключения с надеждой на самоустранение аварии или подключение резервного питания), либо осуществлять сигнализацию оперативному персоналу, который должен принимать меры к ликвидации ненормальности.

Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна нормальная работа энергосистем.

Электрические машины и аппараты, кабельные и воздушные линии электропередач и другие части электрических установок и электрических сетей постоянно обтекаются током, вызывающим их нагрев, и находятся под напряжением. Поэтому в процессе эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы и возникать повреждения, приводящие в большинстве случаев к К.З.

Короткие замыкания являются наиболее опасными видами повреждения, возникающими из-за пробоя или перекрытия изоляции, обрывов проводов, ошибочных действий персонала (включение под напряжение заземленного оборудования, отключение разъединителей под нагрузкой) и других причин.

Основным назначением релейной защиты является выявление места возникновения К.З. и быстрое автоматическое отключение выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной (неповрежденной) части электрической установки или сети.

Вторым назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу или отключение оборудования с выдержкой времени.

В общем случае к релейной защите, действующей при повреждениях на отключение, предъявляются следующие четыре основных технических требования:

• селективность;
• быстрота отключения;
• чувствительность;
• надежность.

Селективность (избирательность) – высшее свойство РЗ, обеспечивающее отключение при коротком замыкании (К.З.) только поврежденного элемента системы с помощью выключателей. Селективность не исключает срабатывание резервной защиты при повреждении на смежном участке и отказе на нем основной защиты. Иногда допускают неселективное действие защит при исправлении ее действия автоматикой. Оценка селективности защит производится с помощью карты селективности.

Например, для сети, изображенной на рис. 1, короткое замыкание в точке К1 должно отключиться выключателями Q6 и Q7, а короткое замыкание в точке К2 должно ликвидироваться при помощи выключателей Q1 и Q3.

Таким образом, требование селективности является основным условием для обеспечения надежного питания потребителей.

Селективное действие защит при наличии резервного питания потребителей дает возможность исключить перерывы в их электроснабжении.

При отсутствии резервирования даже при селективном действии защит возможна потеря питания.

Рис. 1. Селективное отключение поврежденной сети с одним источником питания

Требование селективности не должно исключать возможность действия защит как резервных в случаях отказа защит или выключателей смежных элементов.

Быстродействие – время срабатывания t_сз защиты на отключающий коммутационный аппарат при возникновении повреждения должно быть наименьшим. Очень часто для обеспечения селективности приходится искусственно увеличивать время срабатывания защиты, которое называется выдержкой времени. Время отключения К.З. складывается из собственного времени работы защиты и времени отключения коммутационного аппарата.

При быстродействующих защитах и выключателях практически все двигатели, установленные как у потребителей, так и на собственных нуждах станций, за исключением тех, которые питаются от отключившегося выключателя, после отключения короткого замыкания могут оставаться в работе. Более того, уменьшение вращающих моментов, например у синхронных двигателей, оказывается столь кратковременным, что потребители не ощущают этого.

Допустимое время отключения К.З., по условию сохранения устойчивости, зависит от ряда факторов. Важнейшим из них является величина остаточного напряжения на шинах электростанций и узловых подстанций энергосистемы. Чем меньше остаточное напряжение, тем хуже условия устойчивости и, следовательно, тем быстрее нужно отключить К.З. Наиболее тяжелыми, по условию сохранения устойчивости, являются трехфазные К.З. и двухфазные К.З. на землю в сети с глухозаземленной нейтралью, т. к. при этих повреждениях происходит наибольшее снижение всех междуфазных напряжений.

В современных энергосистемах для сохранения устойчивости требуется весьма малое время отключения К.З. Так, например, на электропередачах напряжением 330…500 кВ необходимо отключить повреждения за 0,1…0,2 с после его повреждения, а в сетях напряжением 110…220 кВ – за 0,15…0,3 с. В распределительных сетях напряжением 6…10 кВ короткие замыкания, отделенные от источника большими сопротивлениями, можно отключить со временем (1,5…3 с), т. к. они не влияют на устойчивость системы. Точная оценка допустимого времени отключения производится с помощью специальных расчетов устойчивости, проводимых для этой цели.

В качестве приближенного критерия (меры) необходимости применения быстродействующих защит Правила устройства электроустановок (ПУЭ) рекомендуют определить остаточное напряжение на шинах электростанций и узловых подстанций при трехфазном К.З. в интересующей нас точке К.З. Если остаточное напряжение получается меньше 60 % номинального, то для сохранения устойчивости следует применять быстрое отключение повреждений, т. е. применять быстродействующую защиту (ПУЭ, п. 3.2.108).

В качестве примера цифр могут быть названы следующие минимальные времена отключения К.З.:

• на электропередачах напряжением 400…500 кВ – 0,1…0,12 с;
• на линиях напряжением 110…330 кВ, отходящих от современных мощных тепловых станций, с мощными турбогенераторами, имеющими форсированное охлаждение обмоток, – 0,15…0,2 с;
• в сетях напряжением 110…330 кВ с турбогенераторами старой конструкции – 0,2…0,3 с.

Однако в некоторых случаях простая и экономичная защита не может одновременно удовлетворять требованиям селективности и быстродействия. Тогда необходимо выяснить и сопоставить, не нарушается ли при селективных, но медленных отключениях повреждений работа потребителей неповрежденной части системы в большей мере, чем при неселективных, но быстрых отключениях повреждений.

Требование к времени быстродействия защит от ненормальных режимов зависит от их последствий. Часто ненормальные режимы носят кратковременный характер и ликвидируются сами, так, например, кратковременна перегрузка при пуске асинхронного двигателя, отключение одного трансформатора на двухтрансформаторной подстанции и работа АВР на СВ-10 кВ. В наших случаях быстрое отключение не является необходимым, но может причинить ущерб потребителям, поэтому отключение оборудования при ненормальном режиме должно производиться только тогда, когда наступает действительно опасность для защищаемого оборудования (в большинстве случаев с выдержкой времени).

Чувствительность – способность защиты срабатывать при повреждении в зоне действия и минимальном режиме работы системы c необходимым запасом. Чувствительность оценивается коэффициентом чувствительности k_ч и находится:

• как отношение параметра К.З. в минимальном режиме работы системы к параметру срабатывания (для защит максимального действия – токовая, напряжения нулевой или обратной последовательности и др.);
• отношение параметра срабатывания к параметру К.З. в минимальном режиме работы системы (для защит минимального действия – напряжения, дистанционная и др.).

Релейная защита должна быть достаточно чувствительной к повреждениям и ненормальным режимам работы, которые могут возникнуть на защищаемых элементах электрической системы. Удовлетворение требований необходимой чувствительности в современных электрических сетях часто встречает ряд серьезных затруднений.

Так, например, при передаче больших мощностей в районы потребления, отстоящие иногда на сотни километров, используются сети высокого напряжения с большой пропускной способностью отдельных ЛЭП. При этом ток К.З. в поврежденных линиях, при учете возможных минимальных режимов работы станций, и повреждений через большие переходные сопротивления (электрическая дуга) могут быть соизмеримы, или даже меньше максимальных токов К.З.

Это приводит к отказу от применения простых токовых защит и заставляет переходить на более сложные и дорогие типы защитных устройств. Поэтому, с учетом опыта эксплуатации и уровня техники, к защитам предъявляется минимальные требования в отношении чувствительности.

Чувствительность защиты должна быть такой, чтобы она действовала при К.З. в конце установленной для нее зоны в минимальном режиме системы и при замыканиях через электрическую дугу. Чувствительность устройства РЗ оценивается коэффициентом чувствительности, показывающим, во сколько раз минимальный ток К.З. больше тока срабатывания защиты:

k_ч=I_К.З.min/I_с.з.

Надежность – способность защиты безотказно срабатывать при возникновении повреждения в зоне действия, не срабатывать при повреждении вне зоны действия и не срабатывать при отсутствии повреждения. При рассмотрении вопроса надежности конкретного устройства защиты необходимо учитывать не только аппаратную надежность всех элементов устройства, но и надежность правильного расчета уставок, их выставления, высококвалифицированного обслуживания (поверка, ремонт, настройка и т. д.). К требованию надежности относятся понятия: защитоспособность, безотказность, долговечность, ремонтопригодность, надежность функционирования, эффективность функционирования, устойчивость функционирования, функциональная диагностика, тестовая диагностика и т. д.

Требование надежности состоит в том, что защита должна правильно и безотказно действовать на отключение выключателей оборудования при всех его повреждениях и нарушениях нормального режима работы, на действия, при которых она предназначена, и не действовать в режимах, при которых ее работа не предусматривается.

Основными предпосылками, обеспечивающими как надежность срабатывания, так и надежность несрабатывания, являются высокое качество используемых реле, характеризуемое их принципом действия, конструкцией и технологией исполнения; высокое качество вспомогательных устройств и правильное ведение эксплуатации. Однако имеются факторы, противоположно воздействующие на две рассмотренные стороны надежности. Чем больше минимальное число реле и других элементов, которое должно участвовать в срабатывании защиты, тем меньше надежность ее срабатывания.

При наличии в защите нескольких параллельно работающих независимых устройств, а иногда и отдельных реле или элементов надежность срабатывания повышается. С другой стороны, понижается надежность несрабатывания.

Необходимо иметь в виду, что устройства РЗА при повреждениях в электрической системе в целом должны по воздействиям соответствующих, обычно электрических, величин значительно чаще не срабатывать, чем срабатывать.

Учитывая вышеизложенное, в настоящее время максимальное упрощение схем защит следует считать одним из основных требований техники релейной защиты. Требование надежности является весьма важным. Отказ в работе или неправильное действие какой-либо защиты всегда приводит к дополнительным отключениям и т. п.

По избирательности защиты классифицируются:

• на защиты с абсолютной селективностью, у которых зона действия не зависит от режима работы системы и определяется местами установки трансформаторов тока (продольные дифференциальные защиты);
• защиты с относительной селективностью, у которых зона действия изменяется и зависит, например, от режима работы системы (отсечка, максимальная токовая защита, дистанционная и др.).

По выполняемым функциям защиты подразделяются:

• на основные – защиты, которые срабатывают с наименьшим временем и реагируют на повреждения вдоль всей зоны защищаемой электроустановки или ее части и ни при каких обстоятельствах не срабатывают при повреждении на смежном участке (I ступень – отсечка, дифференциальная защита);
• резервные – защиты, которые реагируют при повреждении на всей защищаемой электроустановке и дублируют основную защиту (ближнее резервирование), а также способны срабатывать при повреждении на смежном участке и дублируют основную защиту смежного участка (дальнее резервирование). К резервным защитам относятся все II и III ступени.

3. Общие принципы выполнения устройств релейной защиты

Любую схему релейной защиты можно представить в виде обобщенной схемы, приведенной на рис. 2.

Рис. 2. Структурная схема релейной защиты

Информация о состоянии объекта: обычно в качестве контролируемых параметров выступают ток и напряжение, преобразуются при помощи измерительных преобразователей ИП к виду, удобному для дальнейшей обработки и безопасному для обслуживающего персонала. В качестве измерительных преобразователей применяются трансформаторы тока и напряжения. Измерительные органы ИО (иногда их называют пусковыми) непрерывно контролируют состояние и режим работы защищаемого объекта. Логическая часть ЛЧ защиты обрабатывает сведения, поступившие с измерительных элементов, и формирует управляющее воздействие через исполнительные элементы ИЭ на коммутационную аппаратуру, звуковую и световую сигнализацию.

Сигнальный орган СО фиксирует срабатывание защиты в целом или ее отдельных блоков.

По способам обеспечения селективности все защиты можно разделить на две группы:

• защиты с относительной селективностью;
• защиты с абсолютной селективностью.

Защиты с относительной селективностью могут работать как при коротких замыканиях на защищаемом объекте, так и при повреждениях на смежных присоединениях в режиме резервирования. К таким защитам относятся токовые защиты, защиты напряжения, дистанционные защиты. Для иллюстрации принципов работы таких защит рассмотрим в качестве защищаемого объекта линию с односторонним питанием (рис. 3).

Токовые защиты основаны на фиксации увеличения тока при возникновении короткого замыкания.

Защиты напряжения учитывают уменьшение напряжения при коротком замыкании.

Дистанционные защиты фиксируют изменение сопротивления. Если учесть, что Z_ЛК = Z₀ L_К, где Z₀ – сопротивление одного км линии, а L_К – расстояние в км до места короткого замыкания, то сопротивление Z_ЛК пропорционально расстоянию до места короткого замыкания Z_ЛК ~ L_К, и, следовательно, дистанционный принцип позволяет определить место возникновения короткого замыкания.

Рис. 3. Схема защиты одиночной линии

Рис. 4. Принцип действия дифференциальной защиты: а – короткое замыкание вне зоны защиты; б – короткое замыкание в зоне действия защиты

Защиты с относительной селективностью, при нормальных условиях работы, действуют на отключение выключателей поврежденной линии. Например, при К.З. в точке К₁ (рис. 3) защита действует на выключатель Q₁. При коротком замыкании в точке К₂ должна сработать защита Линии 2, однако при отказе этой защиты или выключателя Q₂ должна сработать защита Линии1 и следует отключить короткое замыкание выключателем Q₁.

Защиты с абсолютной селективностью работают только при коротком замыкании на защищаемом участке. К таким защитам относятся дифференциальные и дифференциально-фазные защиты. Принцип действия дифференциальной защиты основан на сравнении токов на входе и выходе защищаемого объекта. Рассмотрим функционирование дифференциальной защиты на примере линии с двухсторонним питанием (рис. 4).

В нормальном режиме и в режиме внешнего короткого замыкания, в точке К₁, выполняется соотношение I₁ = I₂ = I. В защите эти токи сравниваются между собой, и при их равенстве защита не работает. При возникновении короткого замыкания в зоне действия защиты, например в точке К₂, в случае одностороннего питания вектор тока I₂ становится равным нулю, равенство токов нарушается и защита сработает. При наличии двухстороннего питания значение тока I₂ > 0, и, в принципе, модули токов могут оказаться равными, но векторы имеют разные знаки, и защита также будет работать. Принцип дифференциально-фазной защиты основан на сравнении фаз токов на входе и выходе объекта.

4. Автоматическое включение синхронных генераторов

Чаще всего синхронные генераторы значительной мощности работают параллельно с несколькими другими генераторами или с электрической сетью, объединяющей весьма большое число генераторов в энергосистеме. Характерными для сети являются неизменные значения напряжения и его частоты, практически не зависящие от напряжения и частоты отдельного генератора. В этом случае можно принять, что мощность сети (энергосистемы) является по отношению к мощности отдельного генератора бесконечно большой. Это условие формулируется иными словами, как равенство нулю внутреннего сопротивления сети по отношению к конечному внутреннему сопротивлению отдельного генератора. При этом напряжение сети и его частота являются строго постоянными.

Параллельная работа генераторов позволяет легко маневрировать их включением и степенью нагрузки, обеспечивая максимальный коэффициент полезного действия каждого из них. Совместная работа повышает надежность энергоснабжения, гарантируя проведение плановых

и аварийных ремонтов оборудования. Сами электрические станции, территориально разобщенные, позволяют наилучшим образом как с технической, так и с экономической точки зрения решать задачи производства и распределения энергии. Особые условия нашей страны, располагающей тепловыми, атомными и гидравлическими станциями, занимающей беспрецедентное число часовых поясов со смещением пиковых нагрузок потребления по ним, диктуют необходимость объединения станций с обеспечением параллельной работы синхронных генераторов.

При включении синхронных генераторов на параллельную работу необходимо выполнить определенные условия. Включение может производиться методами точной или грубой синхронизации (самосинхронизация).

Благоприятными условиями включения генератора на электрическую сеть считается равенство нулю токов обмотки статора включаемого генератора. Это достижимо при равенстве напряжения сети и электродвижущей силы включаемого генератора по амплитуде и их синфазности. Последнее условие имеет место при одинаковом чередовании фаз сети и генератора, одинаковых частотах вращения векторов напряжения сети и ЭДС генератора, а также совпадении мгновенных значений этих синусоидально изменяющихся величин. В таком случае дополнительные токи в обмотке статора включаемого генератора не появятся и генератор будет продолжать работу, как и до включения, при холостом ходе. Напомним, что ЭДС обмотки статора регулируется током возбуждения, а ее частота – частотой вращения турбины, приводящей в движение ротор. Если условие жесткого равенства напряжения сети и ЭДС генератора выполнить несложно, то равенство частот приходится соблюдать в пределах диапазона с точностью ± (0,5…0,1) %.

В реальных условиях абсолютного совпадения по напряжению и частоте ожидать не приходится, и после замыкания генератора на сеть в нем появляются небольшие дополнительные (переходные) токи, вызывающие вращающие электромагнитные моменты, принудительно синхронизирующие генератор с сетью. Напряжение генератора, очевидно, становится равным напряжению сети. В настоящее время точная синхронизация на станциях осуществляется с помощью автоматических устройств (АС, УТС, АС-М).

Включение способом точной синхронизации требует довольно значительного времени (до 5…10 мин) из-за необходимости осуществления довольно тонких операций, связанных с частотой вращения, и обеспечения синфазности напряжения сети и ЭДС генератора. Для ускорения включения применяют способ самосинхронизации. Его принцип состоит в следующем. Сначала частота вращения ротора устанавливается в пределах диапазона ± (1…4) %, отличающейся о частоты, определяемой сетью. После этого с малыми интервалами подается напряжение на обмотку возбуждения генератора от возбудителя, и после этого обмотка генератора присоединяется к сетевому напряжению. Далее в генераторе начинается переходный процесс, связанный с нарастанием токов обмотки возбуждения и обмотки статора. В результате их взаимодействия появляется электромагнитный момент, под действием которого ротор при определенных условиях «втягивается» в синхронную работу с сетью.

Метод самосинхронизации можно использовать при достаточной мощности сети. Основной его недостаток – значительные переходные токи (до 8 значений номинального тока генератора) и вызванные ими электромагнитные силы, которые могут привести к повреждениям обмотки статора.

5. Автоматическое включение резерва (АВР)

Автоматический ввод резерва – один из видов релейной защиты, который позволяет значительно увеличить надежность сетей электроснабжения. Данный метод защиты заключается в автоматическом подключении источников электроэнергии в сеть при сбое работы или аварии на основном вводе, обеспечивает поддержание электрической энергией устройств, которые критичны к кратковременному или длительному исчезновению электропитания.

Система АВР должна срабатывать в автономном режиме за минимально короткий промежуток времени после отключения основного источника питания. Независимо от причины исчезновения напряжения у потребителей АВР обязано всегда срабатывать. При использовании схем дуговой защиты АВР блокируется для снижения повреждений от короткого замыкания. Для того чтобы не допустить включения резервного питания в сеть с неустраненным коротким замыканием, система АВР включается только единожды. Для изготовления схем АВР используют: реле различного назначения, цифровые блоки защит, микропроцессорные блоки управления, а также панели индикации.

Существует несколько схем автоматического включения резерва:

• АВР одностороннего действия. В таких схемах две питающих линии: одна основная и одна резервная. При выходе из строя основной линии в работу вступает резервная.
• АВР двухстороннего действия. При данной схеме обе линии могут работать как резервные и как основные.
• АВР с восстановлением. При появлении напряжения на отключенной линии с выдержкой времени эта линия запускается в работу, а секционный выключатель отключается. Схема возвращается в исходное положение.
• АВР без восстановления.

Перебои в электроснабжении потребителей могут привести не только к моральным неудобствам, но нанести ущерб жизни, здоровью, не говоря о колоссальных экономических потерях. Обеспечить бесперебойную подачу электроэнергии можно с помощью питания потребителей от двух источников одновременно. Но при данной схеме существует ряд проблем:

• высокие токи короткого замыкания;
• большие потери энергии в питающих трансформаторах;
• трудности с подбором одного режима работы системы;
• сложная релейная защита;
• сложность с осуществлением параллельной работы источников электроэнергии.

В высоковольтных сетях в качестве измерительного прибора используют реле минимального напряжения, подключаемые с помощью трансформатора напряжения к определенным участкам сети. Реле посылает сигнал на АВР только в случае снижения напряжения на участке, но этого недостаточно для начала работы АВР. Необходим ряд условий:

• на подключенном участке не должно быть короткого замыкания;
• должен быть включен вводный выключатель;
• на участке, с которого планируется взять питание, присутствует напряжение.

В качестве измерительного и пускового органа в низковольтных сетях используют магнитные пускатели, а также специально созданные микропроцессорные контроллеры. Пример схемы автоматического включения резерва для сетей питания потребителей 1 и 2 категории приведен на рис. 5.

Рис. 5. Пример схемы АВР

Выключатели нагрузки QS1и QS2 включены. Питание получает контактор КМ, нормально разомкнутый контакт КМ замыкается, а нормально замкнутый контакт КМ размыкается.

В свою очередь, нормально разомкнутый контакт КМ15 замыкается, и на щите мы видим горящую зеленую лампочку HLG.

Питание подается на автоматический выключатель QF и к потребителю. При сбое в работе основного ввода прекращается подача напряжения на контактор КМ (QS1 выключается), нормально разомкнутые контакты КМ, КМ15 размыкаются, зеленая лампочка гаснет. В этот момент нормально замкнутые контакты контактора КМ размыкаются.

Затем через автоматический выключатель QF ток поступает к потребителю, при этом загорается зелёная лампочка HLG.

При отсутствии напряжения на основном источнике катушка контактора КМ остается без питания, все контакты контактора КМ возвращаются в свое первоначальное положение, а к потребителю ток поступает уже через резервный источник L21 и загорается красная лампочка HLR.

6. Автоматическое повторное включение (АПВ)

Опыт эксплуатации сетей высокого напряжения показал, что если поврежденную линию электропередачи быстро отключить, т. е. снять с нее напряжение, то в большинстве случаев повреждение ликвидируется. При этом электрическая дуга, возникавшая в месте короткого замыкания (К.З.), не успевает вызвать существенных разрушений оборудования, препятствующих обратному включению линии под напряжение.

Самоустраняющиеся повреждения принято называть неустойчивыми. Такие повреждения возникают в результате грозовых перекрытий изоляции, схлестывания проводов при ветре и сбрасывании гололеда, падения деревьев, задевания проводов движущимися механизмами.

Данные о повреждаемости воздушных линий электропередачи (ВЛ) за многолетний период эксплуатации показывают, что доля неустойчивых повреждений весьма высока и составляет 50…90 %.

При ликвидации аварии оперативный персонал производит обычно опробование линии путем включения ее под напряжение, т. к. отыскание места повреждения на линии электропередачи путем ее обхода требует длительного времени, а многие повреждения носят неустойчивый характер. Эту операцию называют повторным включением.

Если К.З. самоустранилось, то линия, на которой произошло неустойчивое повреждение, при повторном включении остается в работе. Поэтому повторные включения при неустойчивых повреждениях принято называть успешными.

На ВЛ успешность повторного включения сильно зависит от номинального напряжения линий. На линиях напряжением 110 кВ и выше успешность повторного включения значительно выше, чем на ВЛ напряжением 6…35 кВ. Высокий процент успешных повторных включений в сетях высокого и сверхвысокого напряжения объясняется быстродействием релейной защиты (как правило, не более 0,1…0,15 с), большим сечением проводов и расстояний между ними, высокой механической прочностью опор.

Реже на ВЛ возникают такие повреждения, как обрывы проводов, тросов или гирлянд изоляторов, падение или поломка опор и т. д. В кабельных сетях повреждения обусловливаются как особенностями конструкции кабелей, так и причинами их повреждений – механическим разрушением кабелей при земляных и строительных работах. Такие повреждения не могут самоустраниться, их называют устойчивыми.

При устойчивом повреждении повторно включенная линия будет вновь отключена защитой. Поэтому повторные включения линий при устойчивых повреждениях называют неуспешными.

На подстанциях с постоянным оперативным персоналом или на телеуправляемых объектах повторное включение линий занимает несколько минут, а на подстанциях нетелемеханизированных и без постоянного оперативного персонала – 0,5…1 ч и более. Поэтому для ускорения повторного включения линий и уменьшения времени перерыва электроснабжения потребителей широко используются специальные устройства автоматического повторного включения (АПВ). Время действия АПВ обычно не превышает нескольких секунд, поэтому устройства АПВ при успешном включении быстро подают напряжение потребителям. Экономическое значение внедрения АПВ весьма существенно, поскольку стоимость устройств АПВ несоизмеримо мала по сравнению с тем экономическим эффектом, который они дают.

Эффективность действия АПВ определяется не только числом удачных повторных включений, но и количеством потребителей, у которых при этом не нарушается нормальная работа. Экономическую эффективность применения АПВ можно оценить стоимостью продукции, вырабатываемой предприятиями за то время, в течение которого при отсутствии АПВ линии, снабжающие эти предприятия электроэнергией, были бы отключены.

Наиболее эффективно применение АПВ на линиях с односторонним питанием, т. к. в этих случаях каждое успешное действие АПВ восстанавливает питание потребителей и предотвращает аварию.

В кольцевых сетях отключение одной из линий не приводит к перерыву питания потребителей. Однако и в этом случае применение АПВ целесообразно, т. к. ускоряет ликвидацию ненормального режима и восстановление нормальной схемы сети, при которой обеспечивается наиболее надежная и экономичная работа.

Согласно Правилам устройств электроустановок (ПУЭ) применение АПВ обязательно на всех воздушных и смешанных (кабельновоздушных) линиях напряжением выше 1 кВ.

Короткие замыкания часто бывают неустойчивыми не только на ВЛ, но и на сборных шинах подстанций. При этом АПВ шин с номинальным напряжением 35 кВ и выше обычно бывает успешным, что связано с малым временем работы релейной защиты шин, большими расстояниями между проводами и повышенной механической прочностью конструкций шин. Автоматическое повторное включение шин имеет высокую эффективность, поскольку каждый случай успешного действия предотвращает аварийное отключение целой подстанции или ее части.

В трансформаторах большинство повреждений (коротких замыканий) носит устойчивый характер. И тем не менее устройствами АПВ оснащаются все одиночно работающие трансформаторы мощностью 1000 кВ·А и более и трансформаторы меньшей мощности, питающие ответственную нагрузку.

Устройства АПВ на трансформаторах выполняются так, чтобы их действие происходило только при отключении трансформатора резервной защитой, поскольку процент неустойчивых повреждений трансформаторов ничтожно мал. Резервные защиты трансформаторов действуют на их отключение в большинстве своем при отказах устройств защиты или выключателей, питающихся от этих трансформаторов линий. При этом успешность действия АПВ трансформаторов так же высока, как и АПВ воздушных линий, и составляет 70…90 %. При действии же защит от внутренних повреждений АПВ трансформатора, как правило, не производится.

Автоматическое повторное включение весьма эффективно при ложных и неселективных действиях релейной защиты, при ошибочных действиях персонала, при нарушениях изоляции оперативных цепей, вызывающих «самопроизвольное» (без воздействия персонала, защиты и автоматики) отключение выключателей. Применение АПВ позволяет в ряде случаев применить упрощенные схемы релейной защиты и ускорить отключение К.З.

В распределительных сетях широкое внедрение АПВ, наряду с другими устройствами электроавтоматики, явилось одним из основных средств, позволивших отказаться на большинстве подстанций от постоянного дежурного персонала и перевести их на обслуживание оперативно-выездными бригадами (ОВБ).

Применение АПВ в распределительных сетях позволило также широко использовать подстанции напряжением 35…110 кВ, выполненные без выключателей на стороне высшего напряжения. В этих случаях выключатели и АПВ устанавливаются только на питающих линиях со стороны головного участка сети.

Технические требования, предъявляемые к АПВ при разработке схем, выборе рабочих уставок и при наладке. С точки зрения сохранения устойчивой работы электрической системы желательно иметь максимальное быстродействие АПВ. Однако быстродействие ограничивается опасностью повторного зажигания дуги после подачи напряжения; перерыв в подаче напряжения должен быть больше времени деонизации среды, в которой гасится дуга. Приходится учитывать и то обстоятельство, что условия работы выключателей в цикле АПВ тяжелее обычных. Особенно это относится к масляным выключателям, в которых масло, окружающее место разрыва контактов, при отключении К.З. разлагается и обугливается под действием дуги, теряя изоляционные свойства. Возможность работы в цикле АПВ воздушных выключателей определяется практически только количеством и давлением сжатого воздуха в резервуарах выключателя.

На быстродействие АПВ влияют время готовности привода выключателя к работе на включение, а также время возврата в исходное положение реле защиты, действовавшей при коротком замыкании.

При выполнении устройств АПВ соблюдают еще ряд обязательных условии, кроме указанных выше.

Повреждения, появившиеся на присоединениях, отключенных по режиму, в ремонт и т. п., практически всегда носят устойчивый характер. Автоматическое повторное включение в указанных ситуациях приводило бы к развитию повреждений оборудования, необходимости более частых ревизий выключателей. Поэтому при автоматическом отключении выключателя, последовавшем сразу же после его оперативного включения дежурным персоналом, пуск АПВ производиться не должен.

Многократные включения выключателя на К.З. могут привести к тяжелым повреждениям выключателя. Недопустимы многократные повторные включения на К.З. и по условиям устойчивости работы энергосистемы. Поэтому схемы АПВ не должны допускать возможности многократных включений на К.З.

Несмотря на большое разнообразие существующих в настоящее время схем АПВ, определяемое конкретными условиями их установки и эксплуатации, все они должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1. Устройства АПВ должны приводиться в действие во всех случаях автоматического, в том числе и самопроизвольного, отключения выключателя, за исключением случаев, когда это отключение произошло сразу же после его оперативного включения от ключа управления или по телеуправлению. Для соблюдения этого условия схемы АПВ выполняются таким образом, что при отключенном положении выключателя устройство АПВ не готово к действию и готовность наступает спустя несколько секунд после включения выключателя.
2. Схемы АПВ должны обеспечивать определенное количество повторных включений, т. е. действовать с заданной кратностью. Однократные АПВ должны действовать 1 раз – после аварийного отключения выключателя (цикл О–В–О), двукратные АПВ – 2 раза – после первого и повторного отключений (цикл О–В–О–В–О).
3. Автоматическое повторное включение должно происходить со специально установленной выдержкой времени, выбранной из такого расчета, чтобы обеспечить максимально быстрое восстановление нормального режима работы линии или электроустановки. С другой стороны, для повышения успешности АПВ в таких, например, случаях, когда вероятны повреждения от набросов и касаний проводов механизмами, выдержку времени специально увеличивают до нескольких секунд.
4. Устройство АПВ должно иметь автоматический возврат, т. е. после успешного действия схема должна автоматически (с некоторой выдержкой) возвратиться в состояние готовности к новому действию.
5. Длительность включающего импульса от устройства АПВ должна быть достаточной для надежного включения выключателя.
6. Схемы АПВ должны предусматривать возможность запрета действия АПВ при срабатывании некоторых устройств релейной защиты (например, газовой или дифференциальной защит трансформаторов, действующих при внутренних повреждениях), а также при действии ряда устройств противоаварийной автоматики (частотная разгрузка, автоматика отделения местных электростанций и пр.).

Кроме выполнения указанных выше основных требований, в устройствах АПВ должны быть предусмотрены цепи ускорения действия релейной защиты, а также переключающие устройства, обеспечивающие ввод устройств в работу и вывод их из работы оперативным персоналом.

Классификация видов АПВ может быть выполнена по следующим признакам:

1. 1. 1. По числу циклов (кратности действия) включения. В эксплуатации получили применение АПВ однократного действия и АПВ двукратного действия. Последние применяются обычно на тупиковых линиях и обеспечивают успешность при втором повторном включении порядка 10…15 %. Трехкратные АПВ не получили применения в энергосистемах СССР, поскольку успешность третьего повторного включения составляет 1,5…3 %. Однако в ряде случаев оперативному дежурному персоналу разрешается производить третье включение одиночных тупиковых линий после неуспешного действия второго цикла АПВ (спустя 1…2 мин после возникновения К.З.).
      2. По способу воздействия на привод выключателя. Различают механические устройства АПВ, встроенные в пружинный или грузовой привод выключателя, и электрические устройства АПВ, осуществляющие воздействие на электромагнит включения выключателя с выдержкой времени. В конструкциях выпускавшихся ранее пружинных и грузовых приводов предусматривалось механическое устройство АПВ без выдержки времени, не оправдавшее себя с точки зрения надежности действия. Поэтому в выпускаемых в настоящее время пружинных приводах устройства механического АПВ не предусматриваются, что обеспечило упрощение конструкций и повышение надежности действия приводов. Таким образом, на всех типах выключателей с любыми типами приводов вновь устанавливаются только электрические устройства АПВ.
      3. По виду оборудования, на котором устанавливается АПВ. По виду оборудования различаются: АПВ линий, АПВ шин, АПВ трансформаторов, АПВ электродвигателей, в том числе нескольких двигателей одновременно – так называемое групповое АПВ.
      4. По числу фаз выключателей, на которые воздействуют защита и АПВ. По числу фаз различают: трехфазные, включающие три фазы выключателя после их отключения релейной защитой; однофазные, включающие одну фазу выключателя, отключенную релейной защитой при однофазном К.З.; комбинированные, осуществляющие при междуфазных повреждениях включение трех фаз или включение одной фазы при однофазных К.З.
      5. По способам контроля в цепях пуска АПВ. По способам контроля, определяемым условиями устойчивости параллельной работы генераторов и синхронных двигателей
         энергосистем, а также условиями допустимой кратности токов несинхронного включения оборудования, устройства трехфазных АПВ классифицируются на следующие типы:
         • без проверки синхронизма и контроля напряжения (тока), когда нарушение синхронизма исключено, – простое (ТАПВ);
         • без проверки синхронизма, когда расчетом подтверждена допустимость несинхронных включений, – несинхронное (НАПВ);
         • без проверки синхронизма, при наличии быстродействующих выключателей и быстродействующей релейной защиты, в условиях, когда разделившиеся части энергосистемы не успевают перейти на несинхронную работу, – быстродействующее (БАПВ);
         • с проверкой наличия напряжения на включаемом под нагрузку оборудовании (АПВНН), например линии;
         • с проверкой отсутствия напряжения на линии (АПВОН) – применяется, в частности, в распределительных сетях на линиях с выделенной нагрузкой;
         • с ожиданием синхронизма (АПВОС); с улавливанием синхронизма (АПВУС); в сочетании с самосинхронизацией генераторов и синхронных компенсаторов (АПВС).
      6. По способам сочетания АПВ с устройствами релейной защиты и различных видов автоматики. Под способами сочетания АПВ с устройствами релейной защиты понимаются:
         • ускорение действия релейной защиты при АПВ; поочередное действие АПВ, установленных на разных (обычно последовательно включенных) линиях;
         • АПВ после АЧР;
         • использование неселективной отсечки в сочетании с АПВ для снижения токов К.З.;
         • сочетание АПВ с АВР;

         АПВ в сочетании с действием автоматических секционирующих отделителей и ряд других способов взаимодействия АПВ с релейной защитой и другими автоматическими устройствами, повышающими надежность работы энергосистем.

      7. По виду оперативного тока. На подстанциях с постоянным оперативным током энергия, необходимая для работы реле, входящих в схему АПВ, поступает от аккумуляторной батареи. В схемах на переменном оперативном токе в качестве источников энергии используются трансформаторы собственных нужд (CH), трансформаторы тока (TT) и трансформаторы напряжения (TH). Указанные отличия обусловливают особенности схем АПВ, конструктивных данных реле (в частности, обмоточных), применение специальных блоков питания и др.

   Длительный опыт эксплуатации устройств АПВ в энергосистемах Советского Союза позволил свести большое разнообразие схем и конструкций, применявшихся на начальных этапах внедрения, к ряду унифицированных решений, обеспечивших внедрение типового проектирования и промышленного выпуска унифицированных панелей АПВ, готовых к установке, наладке и включению в эксплуатацию.