Электрические сети

Автоматизация управления системами электроснабжения

1. Виды систем автоматического управления системами электроснабжения (СЭС)

В системах электроснабжения (СЭС) предприятий предусматриваются централизованное (диспетчерское) управление и контроль работы электроустановок с применением средств автоматики и телемеханики. В систему централизованного управления обычно включается также управление системами водопаровоздухо- и газоснабжения.

На крупных предприятиях получили применение комплексные автоматизированные системы управления предприятием (АСУП), обеспечивающие оперативное управление производством, отдельными цехами и технологическими процессами, диспетчерское управление энергоснабжением. Наибольший технический и экономический эффект получается при совместном применении автоматизации и телемеханизации, а также при создании автоматизированных систем местного управления для безаварийного осмотра, ревизии и ремонта электрооборудования (ЭО). Системы телемеханического контроля содержат устройства для телеуправления, телесигнализации и телеизмерений.

Телеуправление предусматривается только для тех элементов управления (например, выключателей), которые осуществляют быстрое восстановление рабочих режимов или производят частые оперативные переключения, например, на линиях питания и линиях связи между подстанциями. Телесигнализация обеспечивает передачу на пункт управления предупреждающих и аварийных сигналов, в некоторых системах предусмотрено также отображение состояние основных элементов СЭС. Телеизмерения обеспечивают замер основных показателей СЭС, необходимых для правильного оперативного управления системой, для локализации и ликвидации аварий.

На промышленных предприятиях (ПП) наиболее целесообразны более надежные бесконтактные многоканальные телемеханические устройства. Для каналов связи обычно используются линии кабельных телефонных линий. Целесообразно при проектировании и реконструкции электрических сетей предусматривать в таких кабелях свободные жилы для возможности расширения телемеханизации системы.

Питание телемеханических устройств переменного тока производится от линий переменного напряжения 380/220 В, а устройств постоянного тока – от трехфазных выпрямительных устройств.

Диспетчерские щиты и пульты с изображением мнемонической схемы СЭС устанавливают в пункте управления. Расположение отдельных аппаратов на мнемонических щитах отображается символами, а на световых щитах – сигнальными лампами. Панельные диспетчерские щиты выполняются или планшетного типа, на которых схемы контролируемой системы размещаются на отдельных планшетах, или мозаичного типа, состоящих из отдельных ячеек, в которые встраиваются ключи, кнопки, лампы, а также мнемонические символы оборудования. Предпочтительнее секционные мозаичные щиты, т.к. в них можно легко вносить изменения схемы.

Система автоматизации СЭС включает систему автоматического включения резерва (АВР), систему автоматического повторного включения (АПВ) и систему автоматической частотной разгрузки (АЧР). Эти виды автоматизации повышают надежность электроснабжения:

  • АВР включает резервный источник питания или резервный элемент ЭО при повреждении рабочего источника или элемента;
  • АПВ повторно включает отключившийся элемент, который после этого остается в работе при самоликвидации повреждения,
  • АЧР разгружает систему от менее ответственных нагрузок, чтобы сохранить питание наиболее ответственных электроприемников (ЭП) при аварии, связанной с отключением части источников электроснабжения.

Таким образом, все эти виды автоматики направлены на ликвидацию последствий анормальных и аварийных режимов.

2. Анормальные и аварийные режимы работы СЭС, для которых необходима автоматическая защита

2.1. Виды анормальных и аварийных режимов работы

Повреждения ЭО обычно сопровождаются значительным увеличением тока и понижением напряжения. В действующих СЭС различают анормальные (ненормальные) и аварийные режимы.

Анормальный режим работы ЭО – режим, при котором значение хотя бы одного из параметров режима выходит за пределы наибольшего или наименьшего допустимого рабочего значения, (ГОСТ 18311-80). Анормальные режимы обычно приводят к отклонениям напряжения, тока и частоты, но в пределах допустимых значений. При понижении частоты и напряжения нарушается нормальная работа потребителей и устойчивость энергосистемы, а повышение напряжения и тока приводит к повреждениям оборудования и линий электропередачи, к возникновению аварийных режимов.

К наиболее характерным анормальным режимам относятся:

1) перегрузка оборудования, сопровождающаяся увеличением тока сверх номинального значения. Если ток превышает номинальное значение, то из-за выделяемого им дополнительного тепла температура токоведущих частей и изоляции превышает допустимые значения, что приводит к быстрому износу изоляции. Допустимое время прохождения повышенных токов зависит от их величины, определяется конструкцией ЭО и классом нагревостойкости изоляционных материалов. Для предупреждения повреждения ЭО при перегрузке необходимо принимать меры к его разгрузке или отключению;

2) снижение частоты, вызываемое недостатком мощности турбин и снижением их частоты вращения, обычно возникает при внезапном отключении части генераторов на электростанциях и перераспределением нагрузки на работающие генераторы. При снижении частоты понижается производительность механизмов и нарушается технологический процесс тех агрегатов, для которых имеет значение постоянство скорости вращения ЭД. Глубокое снижение частоты (ниже 48÷47 Гц) ведет к тяжелым авариям, к «развалу» энергетической системы.

В табл. 1 указано допустимое время работы ЭО при различных значениях частоты напряжения в энергосистеме.

Таблица 1 — Допустимая длительность работы ЭО при изменении частоты напряжения в энергосистеме

Диапазон изменения

частоты, Гц

Допустимая длительность работы ЭО
От 51,0 до 50,510 секунд, с общей продолжительностью такого режима за год не более 60 секунд
От 50,4 до 49,0Неограниченно длительное время при работе ЭО с нагрузкой 90-100 % от номинальной мощности
От 49,0 до 48,0До 2 минут, с общей продолжительностью такого режима не более 12 минут за год
От 48,0 до 47,0До 1 минуты, с общей продолжительностью такого режима не более 6 минут за год
От 47,0 до 46,0Не более 10 секунд

Понижение частоты свидетельствует о появлении дефицита активной мощности в энергосистеме. При этом понижается производительность оборудования и нарушается работа тех ЭП, для которых имеет значение постоянство скорости вращения приводных ЭД.

Наличие большого дефицита активной мощности может привести к лавинообразному снижению частоты и развалу энергосистемы, в результате чего может прекратиться электроснабжение всех потребителей. Для предотвращения аварии необходимо восстановить баланс генерируемой и потребляемой мощностей путем быстрого (автоматического) включения резервных генераторов или путем автоматического отключения части менее ответственных потребителей (потребителей 3-й категории надежности электроснабжения).

Задача решается с помощью устройств АЧР, устанавливаемых на подстанциях. Отключенные устройствами АЧР потребители после ликвидации дефицита активной мощности и восстановления нормального значения частоты в энергосистеме автоматически включаются в работу устройствами частотного АПВ (ЧАПВ);

3) повышение напряжения сверх допустимого значения возникает обычно на генераторах при внезапном отключении нагрузки, при недогруженности ВЛЭП, при небалансе активной и реактивной мощности в энергосистеме. Генератор со сниженной нагрузкой увеличивает частоту вращения, что вызывает возрастание ЭДС в обмотке статора до опасных для изоляции значений. Защита в таких случаях должна снизить ток возбуждения генератора (АРВ) или отключить его. Повышение напряжения может возникнуть также при отключении или включении длинных ЛЭП с большой емкостной проводимостью.

Для обеспечения нормальной работы энергетической системы и ЭП необходимо возможно быстро выявлять и отделять зону повреждения от неповрежденной сети, восстанавливая, таким образом, нормальные условия работы энергосистемы и потребителей.

Опасные последствия анормальных режимов можно предотвратить, если своевременно обнаружить отклонения от нормального режима и принять меры к их устранению (например, снизить ток при его возрастании, повысить напряжение при его снижении и т. д.).

Для энергосистем различают статическую и динамическую устойчивость. Устойчивость энергосистемы – это ее способность возвращаться в исходное состояние при малых или значительных возмущениях. По аналогии с механической системой, установившийся режим работы энергосистемы – это ее равновесное состояние.

Статической устойчивостью энергосистемы называют ее способность самостоятельно восстанавливать номинальный режим при малых и медленно происходящих возмущениях, например, при постепенном, незначительном увеличении или уменьшении нагрузки.

Динамическая устойчивость энергосистемы характеризует способность системы сохранять рабочее состояние при внезапных, резких изменениях параметров режима или при авариях в системе (КЗ, отключении части генераторов, линий или трансформаторов). После таких нарушений в системе возникает переходный процесс, а затем — установившийся послеаварийный режим работы.

Основным способом повышения устойчивости энергосистемы является увеличение предела передаваемой ею мощности. Этого можно достичь повышением номинальных напряжений на шинах генераторов и нагрузки, уменьшением индуктивного сопротивления линий.

Для этого необходимо:

  • применять быстродействующие автоматические регуляторы напряжения, увеличивающих ЭДС холостого хода генераторов при возрастании нагрузки. На повышение динамической устойчивости при КЗ особенно большое влияние оказывает форсировка возбуждения, при которой в обмотку ротора резко подается максимально возможный ток («потолочное» возбуждение). В современных генераторах этот ток равен 1,8—2,0 его номинального значения;
  • повышение напряжений ЛЭП, например, от 110 кВ до 150 кВ или до 220 кВ. Однако это способствует усилению конденсаторного эффекта линий;
  • уменьшение индуктивного сопротивления линий путем расщепления передающих проводов линий на два или три проводника, применение продольной емкостной компенсации с последовательным включением в линию КБ;
  • применение быстродействующих систем защиты и системы АПВ в линиях.

Анормальные режимы часто предшествуют аварийным режимам, которые приводят к значительным экономическим потерям.

Согласно ГОСТ 12.1.038-82, аварийный режим – это неисправная работа электроустановок, при которой могут возникнуть опасные ситуации, приводящие к электрическим травмам людей, взаимодействующих с ними. Аварийные режимы сопровождаются переходными процессами, длительность которых обычно мала и находится в пределах 0,1 ÷0,5 с, например, безреостатный пуск двигателя постоянного тока длится 0,2÷0,5 с.

Аварийные режимы сопровождаются переходными процессами, которые оказывают заметное влияние на ЭО и на энергосистему в целом. Возникающие в аварийных режимах динамические усилия разрушают элементы машин. Например, на лобовые части обмоток статора и ротора ТГ при КЗ действует сила до 10 тонн, а при «выпадении» ТГ из синхронизма ток в обмотке статора превышает номинальный ток в несколько раз.

2.2. Использование релейной защиты для обеспечения надежной работы энергетических систем

Для защиты оборудования и энергосетей в настоящее время используют устройства, выполняемые на базе специальных электромагнитных и полупроводниковых аппаратов — реле. Они получили название «системы релейной защиты (РЗ)», которые в настоящее время обеспечивают отключение ЭО при возникновении аварийных режимов. Релейная защита является наиболее часто применяемым видом автоматической системы защиты, обеспечивающей надежную работу энергетических систем.

Система РЗ состоит из реле и аппаратов, которые должны реагировать на нарушения нормального режима работы участка электрической цепи и посылать импульсы для его отключения. Релейная защита осуществляет непрерывный контроль состояния и режимов работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение аварийных и анормальных режимов.

Защита выявляет возникающие анормальные режимы и, в соответствии с характером нарушения, производит действия, необходимые для восстановления нормального режима, подает сигнал дежурному персоналу, отключает от системы поврежденный участок. При отключении элемента энергосистемы системой релейной защиты, например, ЛЭП или силового трансформатора, часть потребителей обесточивается. Восстановление питания таких потребителей осуществляют АПВ, АЧР, система автоматической разгрузки по току или АРВ резервного питания оборудования. В современных СЭС релейная защита тесно связана с системами автоматического контроля, предназначенными для автоматического восстановления нормального режима и питания ЭП.

Устройства РЗ должны обладать быстродействием и чувствительностью, обеспечивать надежность работы оборудования и обладать избирательностью (селективностью) действия:

1) быстродействие. Время срабатывания современных релейных устройств составляет 0,02÷0,1 с. Время отключения поврежденного оборудования установленной системой РЗ можно вычислить, с:

где tв – время срабатывания системы РЗ, с; tз – время работы элементов, передающих сигналы и входящие в систему защиты, с;

2) селективность — релейная защита должна обеспечить отключение только поврежденного участка линии или элемента СЭС. Например, при КЗ в линии в т. К (рис. 1) выключатель В1 должен отключить поврежденный участок, но выключатели В3 и В4 не должны реагировать на аварию в т. К. При этом аварийная линия избирательно отключается, а остальные линии продолжают нормально работать. Существуют разные схемы защиты с относительной (избирательной) селективностью: токовые; токовые направленные; дистанционные.

Схема селективной защиты

Рисунок 1 – Схема селективной защиты

Токовые защиты – это системы РЗ, для которых воздействующей величиной является ток. Срабатывание токовых защит при КЗ определяется не только значением тока в узле повреждения, но и направлением мощности КЗ в местах их включения (токовые направленные защиты). Общим для этих схем является то, что время срабатывания защиты зависит от расстояния между местом ее включения и точкой КЗ. При дистанционной защите значение напряжения и тока пропорционально расстоянию (дистанции) от места включения защиты до точки КЗ;

3) чувствительность – способность системы РЗ реагировать на минимальные КЗ, что особенно важно для протяженных электрических сетей, где созданные токи КЗ в конце защищаемого участка соизмеримы с рабочими токами. Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительности kч:

где IminКЗ – минимальное значение тока КЗ, А; Iср.р.з – ток срабатывания релейной защиты, А.

Чувствительность (kч) для системы дифференциальной защиты должна быть не менее 1,5;

4) надежность – надежная работа системы релейной защиты в пределах защищаемой зоны без ложных срабатываний;

5) минимальная стоимость. В схемах РЗ и автоматики применяются электромеханические реле, реле на полупроводниках (на диодах, транзисторах, операционных усилителях) и реле с использованием насыщающихся магнитных систем.

В настоящее время широкое распространение получили реле, выполненные на базе твердотельных микросхем, в которых, по сравнению с электромеханическими реле, улучшены параметры и характеристики, возможно использование бесконтактных схем защиты.

Ранее практически везде использовали электромеханические реле, но они имеют существенные недостатки:

  • большие размеры;
  • значительное потребление мощности трансформаторами тока и напряжения, которые комплектуют систему РЗ;
  • были отмечены трудности в обеспечении надежной работы контактов.

Реле, реагирующие на электрические величины, можно подразделить на три группы:

  • реле, реагирующие только на одну электрическую величину – ток или напряжение. Это реле тока и реле напряжения, соответственно;
  • реле, реагирующие на две электрические величины — ток и напряжение или на два напряжения. К этой группе относятся однофазные реле мощности, реле сопротивления и некоторые другие;
  • реле, реагирующие на три или более электрические величины, например, три тока и три напряжения; несколько напряжений, представляющих линейные функции токов и напряжений сети, например, трехфазные реле мощности, многофазные реле сопротивления и другие устройства.

Помимо реле, реагирующих на электрические величины, для защиты ЭМ и аппаратов применяются реле, реагирующие на неэлектрические величины и косвенным образом характеризующие появление повреждений или возникновение анормальных режимов. Например, есть реле, реагирующие на появления газов или на повышение давления в кожухах маслонаполненных трансформаторов и реакторов; есть реле, реагирующие на повышение температуры трансформаторов и ЭМ, и т.д.

Классификация реле также возможна по другим показателям:

  1. по способу включения катушки реле в защищаемую линию:
    • первичные реле, которые подключаются непосредственно в силовую цепь;
    • вторичные реле, которые включаются в защищаемую цепь через трансформатор тока или напряжения;
  2. по способу воздействия на выключатели:
    • реле прямого действия, которое своими контактами воздействует непосредственно на контакты выключателя. Реле прямого действия применяют в установках до 1 кВ;
    • реле косвенного действия включает своими контактами питание цепи катушки отключающих электромагнитов. Они непосредственно не оказывают механическое действие на выключатель, а подают электрический импульс в отключающую катушку. Реле косвенного действия достаточно чувствительны и потребляют небольшую мощность;
  3. по назначению:
    • основные реле, которые осуществляют контроль параметров электрической цепи или электроустановки, к которым относятся реле тока, напряжения, мощности, частоты, давления и некоторые другие;
    • вспомогательные реле, которые управляются основными реле.

К ним относятся реле времени и промежуточные реле;

    • сигнальные (указательные) реле.

В табл. 2 представлены обозначения основных видов реле, используемые в схемах СЭС.

Таблица 2 — Обозначение разных видов реле в схемах

Тип релеРеле токаРеле напряженияРеле мощностиТепловые релеРеле времениПромежуточные

реле

Указательные

реле

ОбозначениеКАKVKWKKKTKLKH

3. Релейная защита трансформаторов и электрических машин

3.1. Релейная защита силовых трансформаторов

Различают следующие виды повреждений трансформаторов:

  • межфазные замыкания обмоток внутри бака и на выводах;
  • витковое замыкание в обмотке одной фазы;
  • однофазное замыкание на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью;
  • увеличение тока в обмотках трансформаторов при внешних КЗ и при перегрузках;
  • понижение уровня или нагрев масла в баке трансформатора.

Для трансформаторов используют четыре основных вида релейной защиты:

1) максимальная токовая защита (МТЗ) выполняет защиту от внешних КЗ со стороны первичной обмотки и используется для защиты трансформаторов большой мощности (более 1000 кВА) от перегрузок. Максимальная токовая защита обычно устанавливается в двух фазах, она должна действовать при токах КЗ и при токах, превышающих максимальные значения. При этом защита должна быть нечувствительна к перегрузкам и выбирается по двум показателям:

  • по времени срабатывания, которое не зависит от величины тока. Схема на основе реле тока РТ-40 и реле времени, работающая с учетом времени срабатывания и не зависящая от величины тока, представлена на рис. 2;
  • по времени срабатывания, которое зависит от величины тока. Максимальная токовая защита со временем срабатывания, зависящим от величины тока, выполняется на основе реле тока индукционного типа. В цепи питания электромагнита, отключающего систему электроснабжения, есть выключатель, который разрывает цепь питания только при отключении выключателя и не предназначен для продолжительной работы (продолжительного протекания тока);

2) токовая отсечка – разновидность максимальной токовой защиты, которая используется для защиты трансформаторов малой и средней мощности от внутренних повреждений. Селективность действия токовых отсечек обеспечивается ограничением зоны действия, т.е. выбором только токовой уставки.

Схема МТЗ силового трансформатора

Рисунок 2 – Схема МТЗ силового трансформатора с независимой уставкой по времени срабатывания

Токовая отсечка трансформатора имеет меньшую зону защиты, чем максимальная токовая защита, т.к. она отстраивается только от тока КЗ, возникающего при повреждениях на выводах трансформатора со стороны источника питания. На рис. 3 представлена схема токовой отсечки трансформатора на основе реле РТ-40 и РТ-80, у которого в зону защиты со стороны питания входят выводы трансформатора, вся первичная обмотка и часть вторичной обмотки.

Ток срабатывания отсечки отстраивается на максимальный ток КЗ при повреждении за трансформатором:

где kзап – коэффициент запаса, который зависит от точности реле, (kзап= 1,25÷1,5);

3) дифференциальная токовая защита (ДТЗ) выполняет защиту от межфазных и витковых КЗ на выводах и внутри трансформаторов большой мощности. Для этого с двух сторон от трансформатора устанавливаются трансформаторы тока, определяя тем самым зону защиты, в которую входят выводы трансформатора и его обмотки (рис. 4). Особенностью дифференциальной защиты трансформаторов является то, что при соединении обмоток трансформатора по схеме « Υ/Δ-11» сдвиг между ЭДС и токами первичной и вторичной обмоток равен 330 эл. град.

Схема токовой отсечки трансформатора - однолинейная схема защиты характеристика и принцип действия токовой отсечки трансформатора

а                                                                                                           б

Рисунок 3 – Схема токовой отсечки трансформатора: а – однолинейная схема защиты, б – характеристика и принцип действия

Дифференциальная защита трансформатора

Рисунок 4 – Дифференциальная защита трансформатора

Под действие разности ЭДС появляется уравнительный ток, который будет протекать постоянно через дифференциальное реле, даже в нормальном режиме, что и приводит к срабатыванию защиты. Для компенсации сдвига токов по фазе обмотки трансформаторов тока со стороны « Υ» силового трансформатора соединяются в « Δ», а со стороны « Δ» — в « Υ». Такое соединение обмоток трансформатора тока обеспечивает заданный баланс между первичными и вторичными токами силового трансформатора при симметричной и при несимметричной нагрузке. При КЗ вне зоны защиты (т. К2, рис. 4) в реле КА разность вторичных токов равна нулю и защита не срабатывает.

При КЗ в зоне защиты (т. К1) через реле КА протекает сумма вторичных токов и дифференциальная защита срабатывает.

Для того чтобы дифференциальную защиту можно было отстроить от бросков намагничивающего тока силового трансформатора, схемы защиты выполняются на основе дифференциального реле тока типа РНТ и ДЗТ, которые не чувствительны к апериодической составляющей тока КЗ и к несимметричным токам намагничивания трансформаторов.

Кроме того, уставку токовой отсечки отстраивают от бросков намагничивающего тока силового трансформатора (Imag), который появляется при его включении:

где ITN – номинальный ток трансформатора;

4) газовая защита применяется только для маслонаполненных трансформаторов и является одной из основных его защит. Она предназначена для отключения трансформаторов в случае возникновения внутренних повреждений в баке в сетях напряжением от 110 кВ и выше. Система газовой защиты устанавливается в маслопроводе, рис. 5, (поз. 11 – газовое реле), который соединяется бак трансформатора с его расширителем.

Основной конструктивный элемент газового реле – поплавок и две пары контактов, которые соединяются при опускании поплавка. При нормальном режиме работы газовое реле заполнено трансформаторным маслом, поплавок находится в верхнем положении и обе пары контактов разомкнуты. При возникновении межвитковых КЗ в обмотках трансформаторов, при возникновении «пожара в стали» в магнитопроводе сердечника в масляном баке появляются газы, образующиеся при разложении электротехнических материалов от воздействия электрической дуги. Образующийся газ попадает в газовое реле и вытесняет из него масло, при этом поплавок опускается и замыкает контакты. В зависимости от количества скопившегося газа контакты могут замыкаться и действовать на сигнал или отключить трансформатор от сети.

Силовой трансформатор с масляным охлаждением мощностью 1000—6300 кВА напряжением 35 кВ схема силового трансформатора

Рисунок 5 – Силовой трансформатор с масляным охлаждением мощностью 1000—6300 кВА напряжением 35 кВ: 1 – бак; 2 – вентиль; 3 – болт заземления; 4 – термосифонный фильтр; 5 – радиатор; 6 – переключатель; 7 – расширитель; 8 – маслоуказатель; 9 – воздухоосушитель; 10 – выхлопная труба; 11 – газовое реле; 12 – ввод ВН; 13 – привод переключающего устройства; 14 – ввод НН; 15 – подъемный рым; 16 – отвод НН; 17 – остов; 18 – отвод ВН; 19 – ярмовая балка остова (верхняя и нижняя); 20 – регулировочные ответвления обмоток ВН; 21 – обмотка ВН (внутри НН); 22 – каток тележки

Газовое реле срабатывает при значительном снижении уровня масла в баке силового трансформатора, вплоть до полного отсутствия масла в расширительном бачке. Таким образом данная система газовой защиты выступает также в роли защиты от чрезмерного снижения уровня масла в трансформаторе.

3.2. Релейная защита электрических машин

Чтобы защитить электрическую машину (ЭМ) от повреждений при нарушении нормальных условий работы и своевременно отключить их от сети, предотвратив или ограничив развитие аварии, в соответствии с ПУЭ предусматривают разные средства защиты, чувствительные не только к внутренним повреждения, но и к различным анормальным режимам.

Требования к релейной защите ЭМ:

  • селективность – защита должна отключать машину только при тех повреждениях и режимах, которые представляют для нее действительную опасность;
  • быстродействие системы РЗ необходимо, чтобы уменьшить степень повреждения машины и не допустить для генераторов нарушения устойчивости их параллельной работы с сетью;
  • чувствительность системы РЗ – система должна быть чувствительна ко всем видам повреждений в ЭМ, а также к КЗ в смежных элементах для резервирования защит и выключателей этих элементов в случае бездействия этих защит;
  • токовая отсечка без выдержки времени применяется в качестве основной защиты от многофазных КЗ в обмотке статора для генераторов мощностью менее 1 МВт. Устанавливается со стороны выводов к сборным шинам.

К основным способам защиты ЭМ можно отнести:

  1. при замыкании между фазами обмотки статора для защиты обычно используется токовая отсечка, которая отстраивается от пускового тока. Для ЭД мощностью свыше 2 МВт возможно использование ДТЗ. Для двигателей мощностью 5 МВт и выше установка ДТЗ обязательна. Если двигатели выполнены на напряжение меньше 500 В, то защита от КЗ может выполняться плавкими предохранителями;
  2. при замыкании одной из фаз на землю (на корпус) защита выполняется с помощью индукционного реле типа РТ-80, при условии, что ток замыкания на землю в двигателях мощностью до 2 МВт больше 5 А, а для двигателей мощностью свыше 2 МВт – больше 10 А. Защита от замыканий на землю срабатывает без выдержки времени;
  3. при перегрузке ЭД, которая приводит к недопустимому нагреву, защита должна применяться для ЭД рабочих механизмов, у которых возможны анормальные увеличения нагрузки при нарушениях рабочего процесса. Аппараты защиты от перегрузки (температурные и тепловые реле, электромагнитные реле, АВ с тепловым расцепителем или с часовым механизмом) при возникновении перегрузки отключают двигатель с определенной выдержкой времени. При значительных перегрузках отключение должно выполняться мгновенно. Для защиты ЭД от пе ре — грузки реле отстраивается по времени спадания пускового тока;
  4. при понижении или исчезновении напряжения защита (нулевая защита) выполняется с помощью одного или нескольких электромагнитных аппаратов, отключающих ЭД при перерыве питания или снижении напряжения сети ниже выбранного значения. Защита предохраняет ЭД от самопроизвольного включения после ликвидации перерыва в питании или после восстановления нормального напряжения сети.

Наиболее чувствительны к изменениям напряжения АД, т.к. их момент пропорционален напряжению во второй степени. При снижении напряжения сети до (70÷80) % от номинального значения АД необходимо отключать, т.к. возможно их КЗ (механически заторможенный вал). Защита от снижения напряжения выполняется с помощью трансформатора напряжения и реле напряжения без выдержки времени. Схема защиты АД от понижения или исчезновения напряжения представлена на рис. 6.

Схема защиты асинхронного двигателя от понижения или исчезновения напряжения

Рисунок 6 – Схема защиты асинхронного двигателя от понижения или исчезновения напряжения

  1. из-за нарушений в системе электроснабжения возможно нарушение непрерывных технологических процессов и возникновение аварий из-за нарушения очередности пуска и останова ЭД. В этом случае необходимо в схемах управления ЭД создавать блокировочные связи, обеспечивающие заданную очередность пуска и останова. Очередность пуска должна быть в направлении, обратном технологическому процессу производства, а очередность останова – в противоположном направлении.

Блокировочные связи, как правило, создают между цепями управления магнитными пускателями ЭД (рис. 7, а). Для этого магнитные пускатели имеют дополнительные контакты, жестко связанные с якорем, и служат для включения цепей сигнализации и блокировки. Сигнальные контакты (СК, рис. 7, б) различные: одни (правые) нормально открытые; другие (левые) — нормально закрытые.

Развернутая схема цепей управления двух сблокированных электродвигателей

Рисунок 7 – Развернутая схема цепей управления двух сблокированных электродвигателей

Когда пускатель находится в нерабочем состоянии (главные контакты разомкнуты, двигатель не включен), нормально закрытые контакты замкнуты и у диспетчера горит зеленая лампочка «1» (рис. 7, б). При включении пускателя нормально закрытые контакты размыкаются, а нормально открытые – замыкаются, зеленая лампочка гаснет, а красная («2») загорается. Блок — контакты (БК) служат для синхронизации работы нескольких машин и механизмов. Если включить блок-контакт БК пускателя двигателя № 1 в цепь управления пускателя № 2, то цепь управления ПМ2 не может быть замкнута до тех пор, пока не будет включен ПМ1 и не замкнутся его блок-контакты БК1 (рис. 7, в).

Для обеспечения работы двигателя № 2 вне зависимости от работы двигателя № 1 в цепь управления ПМ2 параллельно блок-контактам (БК) включен рубильник деблокировки (Р). Если замкнуть рубильник Р, цепь управления ПМ2 окажется разблокированной и двигатель № 2 может быть включен нажатием кнопки П2, независимо от того, работает или нет двигатель № 1.

4. Электрические аппараты, применяемые для защиты электродвигателей

Аппараты электрической защиты (АЭЗ) могут обеспечивать один или несколько видов защит.

Например, некоторые АЭЗ одновременно обеспечивают защиту от КЗ и от перегрузки. АЭЗ бывают однократного действия и требуют замены или перезарядки после каждого срабатывания (плавкие предохранители) и многократного действия (АВ, электромагнитные и тепловые реле).

АЭЗ многократного действия различаются по способу возврата в состояние готовности: аппараты с самовозвратом и аппараты с ручным возвратом. Выбор вида защиты производится в каждом конкретном случае с учетом степени ответственности привода, его мощности, условий работы и порядка обслуживания (наличия или отсутствия постоянного обслуживающего персонала).

Для выбора системы защиты следует анализировать данные об аварийности ЭО, выявлять наиболее часто повторяющиеся нарушения работы ЭД и технологического оборудования. При этом также следует стремиться к тому, чтобы защита была по возможности простой и надежной. Для каждого двигателя, независимо от его мощности и напряжения, должна быть предусмотрена защита от КЗ.

Нужно иметь в виду следующие обстоятельства:

  1. защиту каждого ЭД нужно отстраивать от пусковых токов и токов в режиме торможения, которые могут в 5÷10 раз превышать его номинальный ток;
  2. при некоторых КЗ, например, при витковых замыканиях, замыканиях между фазами статорной обмотки, замыканиях на корпус и т.п., защита должна срабатывать при токах, меньших пусковых. Обеспечить одновременное выполнение этих требований с использованием простых средств защиты достаточно сложно. Поэтому система защиты низковольтных АД выполняется так, чтобы двигатель отключался защитой не сразу, а только при развитии этих повреждений, т.е. после того как ток, потребляемый из сети, значительно возрастет.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *