Рефераты и сочинения для учащихся

Автоматизация электрических сетей и систем

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

.
ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ОБЯЗАННОСТИ

.
ИЗМЕНЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ И КАЛИБРОВКА

.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВОВ РЕЗЕРВА МОЩНОСТИ

.
ПОДДЕРЖАНИЕ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ, НАГРУЗОК И РЕЗЕРВОВ МОЩНОСТИ

.
ПРИЧИНЫ УГРОЗ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ

.
СОЗДАНИЕ (МОДЕРНИЗАЦИЯ) ПРОТИВОАВОРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ
СПИСОК

ВВЕДЕНИЕ

При решении задач по автоматизации электрических
сетей электрических систем, используются системные операторы и субъекты
оперативно-диспетчерского управления. В их задачу входит обеспечение
безопасности электрических сетей и систем, а так же поддержание необходимых
параметров электрического тока.

В состав системных операторов и субъектов
оперативно- диспетчерского управления входят как системное обеспечение
электрического оборудования так и само оборудование, не требующее
программирования.

Далее будут приведены основные характеристики и
способы применения данных устройств.

1. ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ОБЯЗАННОСТИ

Системный оператор и субъекты
оперативно-диспетчерского управления изолированных территориальных
электроэнергетических систем при управлении электроэнергетическим режимом
энергосистемы обязаны обеспечивать:

соответствие технологического режима работы
объектов электроэнергетики допустимым технологическим режимам работы и условиям
работы электроэнергетического оборудования;

баланс производства и потребления электрической
энергии при соблюдении установленных параметров качества электрической энергии;

соответствие технологических режимов работы
генерирующих мощностей требованиям системной надежности;

соответствие технологических режимов работы
атомных электростанций установленным обязательным требованиям;

оптимизацию электроэнергетических режимов работы
Единой энергетической системы России и технологически изолированных
территориальных электроэнергетических систем по критерию минимизации суммарных
затрат покупателей электрической энергии (в ценовых зонах оптового рынка
электрической энергии (мощности) переходного периода – в порядке, определяемом
в соответствии с правилами оптового рынка электрической энергии (мощности)
переходного периода).

Указанная оптимизация должна обеспечиваться с
учетом приоритетности производства электрической энергии:

тепловыми электростанциями в объеме,
соответствующем их работе в теплофикационном режиме;

гидроэлектростанциями в объеме, который
необходимо произвести по технологическим причинам и в целях обеспечения
экологической безопасности; – генерирующими мощностями в объеме,
предусмотренном обязательствами по двусторонним договорам купли-продажи
электрической энергии в случаях, установленных правилами оптового рынка
электрической энергии (мощности) переходного периода.

Диспетчеры и дежурные работники обязаны
немедленно докладывать в вышестоящий диспетчерский центр обо всех вынужденных
(фактических и предполагаемых) отклонениях от заданного диспетчерского плана
для принятия решения об изменении диспетчерского плана и о способе дальнейшего
управления электроэнергетическим режимом энергосистемы.

. ИЗМЕНЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ И КАЛИБРОВКА

Изменения в диспетчерские планы могут быть
внесены диспетчерским центром только после их предварительного согласования с
вышестоящим диспетчерским центром.

Регистрация команд по изменению диспетчерского
плана, составленного для операционной зоны (в том числе в целом для
энергосистемы), осуществляется соответствующим диспетчерским центром с
указанием причин таких изменений.

Изменение величины максимально допустимой и
минимально допустимой нагрузки электростанции при регулировании
электроэнергетического режима энергосистемы может осуществляться
соответствующим диспетчерским центром на основании запроса владельца этой
электростанции с последующей выдачей диспетчерского распоряжения.

При изменении нагрузки электростанций,
работающих в режиме теплофикационной выработки, диспетчерский центр вправе в
пределах закрепленной за ним операционной зоны изменить не более чем на 3 часа
диспетчерский график тепловой сети.

При этом допускается понижение температуры
теплоносителя не ниже значений, определяемых обязательными требованиями к
эксплуатации тепловых сетей. В энергосистемах осуществляется непрерывное
круглосуточное регулирование технологического режима работы объектов
диспетчеризации по частоте электрического тока и мощности, обеспечивающее:

выполнение заданных диспетчерских графиков
мощности (нагрузки) отдельных электростанций;

поддержание частоты электрического тока в
установленных пределах;

поддержание потоков мощности в объектах
электросетевого хозяйства, в том числе входящих в состав имущества
электростанций, в пределах допустимых значений;

изменение заданных диспетчерских планов и
электроэнергетических режимов энергосистемы при изменении фактического
электроэнергетического режима энергосистемы.

Регулирование частоты электрического тока и
мощности осуществляется совместным действием систем первичного и вторичного
регулирования.

Первичное регулирование частоты электрического
тока и мощности на электростанциях представляет собой изменение мощности под
воздействием автоматических регуляторов. Характеристики настроек указанных
регуляторов устанавливаются системным оператором (в технологически
изолированной территориальной электроэнергетической системе – соответствующим
субъектом оперативно-диспетчерского управления).

Вторичное регулирование частоты электрического
тока и мощности представляет собой изменение мощности выделенных для этих целей
электростанций путем подачи соответствующих диспетчерских команд либо
автоматически (с использованием систем автоматического регулирования частоты
электрического тока и мощности). Вторичное регулирование осуществляется с
учетом зависимости электроэнергетического режима энергосистемы от изменения
частоты электрического тока (с частотной коррекцией).

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НОРМАТИВОВ РЕЗЕРВА МОЩНОСТИ

Нормативы резервов мощности определяются
соответствующими техническими регламентами или иными обязательными
требованиями.

Диспетчерские центры в пределах своих
операционных зон определяют величину и места размещения резервов мощности для
первичного и вторичного регулирования, достаточные для компенсации возникших
отклонений в балансах мощности при аварийных отключениях энергоблоков или
частей энергосистемы, а также при отклонении объема производства и потребления
электрической энергии от значений, предусмотренных диспетчерским планом.

Использование субъектом электроэнергетики систем
автоматического управления и технологических режимов работы оборудования
электрических станций, препятствующих изменению мощности этого оборудования при
изменениях частоты электрического тока, допускается только при неисправности
указанного оборудования по согласованию с диспетчерскими центрами, в
диспетчерском ведении которых находятся указанные системы.

При изменении мощности оборудования
электростанций, вызванном действием автоматики, дежурные работники
электростанции вправе осуществлять самостоятельное регулирование мощности
только с разрешения диспетчера или в случае выхода мощности за допустимые при
данном состоянии оборудования пределы.

При снижении частоты электрического тока ниже
пределов, установленных техническими регламентами или иными обязательными
требованиями, диспетчерские центры, в операционных зонах которых находится
объект диспетчеризации, из-за изменения технологического режима работы которого
снижена частота, обязаны ввести в действие имеющиеся резервы мощности.

В случае если частота электрического тока
продолжает снижаться и использованы все имеющиеся резервы мощности,
диспетчерские центры обеспечивают восстановление нормальной частоты
электрического тока путем ограничения или отключения потребителей электрической
энергии с управляемой нагрузкой в порядке, установленном законодательством РФ.

При превышении допустимых значений передачи
мощности (перегрузке электрической сети) диспетчерские центры в пределах
закрепленных за ними операционных зон обязаны устранить его путем введения в
действие резервов мощности и (или) изменения схемы электрических соединений.

В случае сохранения перегрузки электрической
сети диспетчерские центры устраняют ее путем ограничения или отключения
потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой в порядке,
установленном законодательством РФ.

. ПОДДЕРЖАНИЕ РАБОЧЕЙ МОЩНОСТИ, НАГРУЗОК И
РЕЗЕРВОВ МОЩНОСТИ

Субъекты электроэнергетики обязаны обеспечивать
выполнение заданий по рабочей мощности, поддержание заданных нагрузки и
резервов мощности.

При регулировании напряжения должны быть
обеспечены:

соответствие уровня напряжения значениям,
допустимым для оборудования электрических станций и сетей (в соответствии с
эксплуатационными характеристиками, установленными изготовителями);

определяемый системным оператором (в
технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе –
соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления) запас
устойчивости энергосистемы;

минимум потерь электрической энергии в
электрических сетях.

Каждый диспетчерский центр определяет в
закрепленной за ним операционной зоне перечень объектов диспетчеризации
(контрольных пунктов), напряжение в которых контролируется этим диспетчерским
центром. При этом в качестве критерия, являющегося основанием для включения в указанный
перечень, используется степень влияния напряжения в объектах диспетчеризации на
устойчивость электроэнергетического режима энергосистемы.

Регулирование напряжения в электрических сетях,
номинальный класс напряжения которых составляет 110 киловольт и выше,
осуществляется соответствующими субъектами электроэнергетики в контрольных
пунктах на основании графиков напряжения или характеристик зависимости
напряжения от параметров электроэнергетического режима энергосистемы с учетом
состава работающего оборудования объектов электроэнергетики.

Напряжения и характеристики его регулирования в
контрольных пунктах составляются диспетчерскими центрами, в операционной зоне
которых они расположены, на предстоящий квартал и могут корректироваться при
осуществлении краткосрочного планирования электроэнергетических режимов
энергосистемы.

В случаях, определенных системным оператором,
для регулирования напряжения используются устройства регулирования реактивной
мощности, принадлежащие потребителям.

Для контрольных пунктов электростанций и
подстанций, оснащенных устройствами регулирования реактивной мощности,
соответствующий диспетчерский центр исходя из условий устойчивости
электроэнергетического режима энергосистемы устанавливает аварийные пределы
снижения напряжения.

В случае если напряжение в этих пунктах
снижается до аварийного предела, дежурные работники электростанций и подстанций
с устройствами регулирования реактивной мощности обеспечивают поддержание
напряжения путем использования допустимых технологических режимов работы
генераторов и устройств регулирования реактивной мощности, а диспетчерские
центры используют резервы средств по регулированию напряжения в прилегающих
районах. Системный оператор организует деятельность организации по управлению
единой национальной (общероссийской) электрической сетью, иных владельцев
объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную
(общероссийскую) электрическую сеть, и территориальных сетевых организаций по
регулированию напряжения в контрольных пунктах, в том числе деятельность по
установке устройств регулирования реактивной мощности.

Технологический режим работы устройств
регулирования реактивной мощности определяет системный оператор (в
технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе –
соответствующий субъект оперативно-диспетчерского управления).

. ПРИЧИНЫ УГРОЗ И СПОСОБЫ ИХ УСТРАНЕНИЯ

снижение фактического резерва генерирующей
мощности (с учетом внешних поставок) ниже 3,5 процента максимальной фактической
нагрузки на территории операционной зоны соответствующего диспетчерского
центра;

прекращение или наличие угрозы прекращения
топливообеспечения либо обеспечения гидроресурсами электростанций суммарной
располагаемой мощностью свыше 10 процентов всей располагаемой мощности
электростанций в операционной зоне соответствующего диспетчерского центра;

дефицит пропускной способности электрической
сети;

понижение до аварийно допустимых значений
уровней напряжения;

повышенная вероятность нарушения устойчивости
электроэнергетической системы или ее частей;

температура окружающего воздуха, выходящая за
границы расчетных климатических условий для данного региона;

прогнозируемое наступление таких неблагоприятных
природных явлений, которые могут привести к массовому отключению
электросетевого оборудования, как массовые грозовые явления, обильные ливневые
дожди, ураганный ветер, обильные снегопады.

Сопровождающиеся интенсивным налипанием снега на
провода, грозозащитные тросы, опоры воздушных линий электропередачи и на
оборудование объектов электроэнергетики, гололедообразование на проводах и
грозозащитных тросах воздушных линий электропередачи, а также резкие изменения
метеорологических условий;

аварийный выход из строя электросетевого или
генерирующего оборудования, приводящий к электроэнергетическому режиму
энергосистемы с превышением максимально допустимых перетоков длительностью
более 3 часов;

угроза наводнения с подтоплением электрических
подстанций, относящихся к единой национальной (общероссийской) электрической
сети;

возникновение или угроза возникновения
чрезвычайных ситуаций природного и (или) техногенного характера;

угроза иных стихийных бедствий;

наличие иных обстоятельств, свидетельствующих о
существенном повышении риска возникновения нарушения электроснабжения.

При угрозе нарушения электроснабжения или
возникновения аварийного электроэнергетического режима системный оператор (в
технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе –
соответствующий субъект оперативно-диспетчерского управления) вправе принимать
решения:

о запрете на проведение всех видов ремонта
объектов электроэнергетики, за исключением случаев, когда такие виды ремонта
вызваны необходимостью предотвращения аварийных ситуаций на генерирующих
установках и других негативных последствий, способных привести к нарушению
пределов их безопасной эксплуатации, и энергетических установок потребителей
электрической энергии;

об экстренном введении в работу находящихся в
плановом ремонте объектов электроэнергетики и энергетических установок
потребителей электрической энергии, а также отдельного оборудования объектов
электроэнергетики;

об использовании перегрузочной способности линий
электропередачи и оборудования на основании сведений о значениях,
характеризующих текущую перегрузочную способность линий электропередачи и
оборудования, а при отсутствии таких сведений – в пределах, установленных
нормативными и техническими требованиями к оборудованию;

о применении ограничений или временных
отключений электроснабжения потребителей электрической энергии в объемах,
установленных решениями штаба по обеспечению безопасности электроснабжения и
превышающих объемы, предусмотренные графиками аварийного ограничения режима
потребления электрической энергии.

Решения системного оператора (в технологически
изолированной территориальной электроэнергетической системе – соответствующего
субъекта оперативно-диспетчерского управления), предусмотренные Правилами
оперативно-диспетчерского управления, подлежат согласованию со штабом по
обеспечению безопасности электроснабжения в случае, если они влекут угрозу
повреждения оборудования, угрозу причинения материального ущерба или угрозу
жизни и здоровью людей.

Решения системного оператора (в технологически
изолированной территориальной электроэнергетической системе – соответствующего
субъекта оперативно-диспетчерского управления), предусмотренные Правилами
оперативно-диспетчерского управления, направляются (в письменной форме) в штаб
по обеспечению безопасности электроснабжения для согласования. Указанные
решения должны содержать варианты мер, направленных на эффективное управление
энергосистемой в условиях нарушения электроснабжения, а также описание
возможных неблагоприятных последствий, риск возникновения которых связан с
принятием и исполнением каждого из вариантов предложенных мер.

В целях принятия решений о применении мер,
предусмотренных Правилами оперативно-диспетчерского управления, системный
оператор (в технологически изолированной территориальной электроэнергетической
системе – соответствующий субъект оперативно-диспетчерского управления) вправе
запрашивать у субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии необходимые
сведения, в том числе сведения:

о значениях, характеризующих текущую
перегрузочную способность электроэнергетического оборудования;

о возможности изменения параметров работы систем
теплоснабжения;

о функционировании объектов электроэнергетики и
энергетических установок потребителей электрической энергии с наибольшими
отклонениями параметров функционирования от нормальных (допустимых) значений,
определенных в соответствии с техническими регламентами и иными нормативными
требованиями;

о параметрах работы энергетических установок
потребителей электрической энергии, нагрузка которых превышает заявленную
активную и (или) реактивную мощность;

о применении резервных источников
электроснабжения исполнителями, осуществляющими оказание коммунальных услуг, а также
о применении этих источников на объектах социальной сферы.

Сведения, предоставление которых необходимо в
соответствии с запросом системного оператора (в технологически изолированной
территориальной электроэнергетической системе – соответствующего субъекта
оперативно-диспетчерского управления), подлежат представлению в течение 2 часов
с момента получения запроса или в иные предусмотренные запросом сроки.

. СОЗДАНИЕ (МОДЕРНИЗАЦИЯ) ПРОТИВОАВОРИЙНОЙ
АВТОМАТИКИ

Создание новой (далее – создание) или модернизация,
реконструкция или техническое перевооружение существующей (далее –
модернизация) ПА должно осуществляться субъектами электроэнергетики и
потребителями электрической энергии:

при технологическом присоединении объектов по
производству электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства или
энергопринимающих установок потребителей электрической энергии (далее-объекты
электроэнергетики);

при строительстве (реконструкции, техническом
перевооружении, модернизации) объектов электроэнергетики, не требующем
технологического присоединения;

по заданию субъекта оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике.

Проектные решения по созданию (модернизации) ПА
должны разрабатываться с учетом перспективного развития ПА и энергосистем.

Создание (модернизация) ПА при технологическом
присоединении объектов электроэнергетики к электрическим сетям должно
производиться в порядке, предусмотренном Правилами технологического
присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии,
объектов по производству электрической энергии, а также объектов
электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к
электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской
Федерации. В случае технологического присоединения энергопринимающих установок
потребителей электрической энергии к распределительным устройствам
электростанции собственник или иной законный владелец электростанции выполняет
функции сетевой организации, в том числе указанные в разделе 4 настоящего стандарта.

При строительстве (реконструкции, техническом
перевооружении, модернизации) объектов электроэнергетики, не требующем
технологического присоединения к электрическим сетям, необходимость создания
(модернизации) ПА определяется проектной документацией на строительство
(реконструкцию, техническое перевооружение, модернизацию) указанных объектов
электроэнергетики.

В случае если в рамках технологического
присоединения объекта электроэнергетики к электрическим сетям сетевой
организации, строительства (реконструкции, технического перевооружения,
модернизации) объекта электроэнергетики, не требующего технологического
присоединения к электрическим сетям, требуется создание (модернизация) ПА на
смежных или иных технологически связанных объектах электроэнергетики,
принадлежащих разным лицам (далее – смежные объекты электроэнергетики):

Сетевая организация, собственник или иной
законный владелец строящегося (реконструируемого, технически перевооружаемого,
модернизируемого) объекта электроэнергетики и собственники или иные законные
владельцы смежных объектов электроэнергетики должны урегулировать между собой
отношения по выполнению работ на принадлежащих им объектах.

Сетевая организация, собственник или иной
законный владелец строящегося (реконструируемого, технически перевооружаемого,
модернизируемого) объекта электроэнергетики соответственно обязаны:

разработать и согласовать с собственниками или
иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики техническое
задание на выполнение работ по разработке проектной документации на создание
(модернизацию) ПА;

в соответствии с техническим заданием
разработать и согласовать с собственниками или иными законными владельцами
смежных объектов электроэнергетики проектную документацию на создание
(модернизацию) ПА, включая основные технические решения, принципы реализации,
оценку стоимости и сроки создания (модернизации) ПА на смежных объектах
электроэнергетики;

уведомить собственников или иных законных
владельцев смежных объектов электроэнергетики о факте согласования технического
задания и проектной документации на создание (модернизацию) ПА субъектом
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, а также другими
собственниками или иными законными владельцами смежных объектов
электроэнергетики, на которых требуется выполнение работ по созданию
(модернизации) ПА;

согласовать с собственниками или иными законными
владельцами смежных объектов электроэнергетики сроки выполнения работ по
созданию (модернизации) ПА.

Сетевая организация, собственник или иной
законный владелец строящегося (реконструируемого, технически перевооружаемого,
модернизируемого) объекта электроэнергетики, собственники и иные законные
владельцы смежных объектов электроэнергетики обязаны каждый в отношении
принадлежащих им объектов электроэнергетики:

на основании проектной документации на создание
(модернизацию) ПА, разработанной и согласованной в соответствии с 4.2.4.2,
4.2.4.3, разработать и согласовать рабочую документацию на создание
(модернизацию) ПА;

обеспечить выполнение работ по созданию (модернизации)
ПА в согласованные сроки.

Финансирование работ осуществляется:

при технологическом присоединении – в
соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике;

при строительстве (реконструкции, техническом
перевооружении, модернизации) объекта электроэнергетики, не связанном с
технологическим присоединением, – субъектом электроэнергетики, в связи со
строительством (реконструкцией, техническим перевооружением, модернизацией)
объекта электроэнергетики которого требуется выполнение работ по созданию
(модернизации) ПА.

 В случае если субъект
электроэнергетики, в связи со строительством (реконструкцией, техническим
перевооружением, модернизацией) объекта электроэнергетики которого требуется
выполнение работ по созданию (модернизации) ПА, относится к числу субъектов,
инвестиционные программы которых утверждаются и контролируются уполномоченным
органом исполнительной власти, финансирование им указанных работ на смежных
объектах электроэнергетики осуществляется при условии учета соответствующих
затрат в инвестиционной программе, утвержденной для такого субъекта.

В случае если затраты на выполнение работ по
созданию (модернизации) ПА на смежных объектах электроэнергетики в
инвестиционную программу такого субъекта уполномоченным органом исполнительной
власти не включены, порядок финансирования указанных работ определяется по
соглашению с собственниками или иными законными владельцами смежных объектов
электроэнергетики.

В случае если существующие устройства и
комплексы ПА не обеспечивают функции противоаварийного управления для
актуальных или перспективных электроэнергетических режимов энергосистемы или
для выполнения иных обязательных требований, субъект оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике вправе выдать задание соответствующим субъектам
электроэнергетики и потребителям электрической энергии на создание
(модернизацию) ПА, являющееся обязательным для исполнения. Состав ПА и ее
функциональность [объекты электроэнергетики, на которых необходима установка
(модернизация) устройств или комплексов ПА, алгоритмы функционирования ПА,
виды, объемы и места реализации УВ] должны определяться субъектом
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике на основании расчетов
и оценки допустимости фактических и прогнозируемых электроэнергетических
режимов энергосистемы в различных схемно-режимных ситуациях.

В случае, когда для обеспечения функций
противоаварийного управления требуется изменение структуры противоаварийного
управления энергосистемы, субъект оперативно-диспетчерского управления в
электроэнергетике вправе разработать проект создания (модернизации) ПА в
энергосистеме и направить его для исполнения соответствующим субъектам
электроэнергетики и потребителям электрической энергии.

На основании задания субъекта
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике по созданию
(модернизации) комплексов и устройств ПА собственник или иной законный владелец
объекта электроэнергетики должен осуществить разработку технического задания,
проектной документации и рабочей документации на создание (модернизацию) ПА и
выполнить реализацию проектных решений.

Средства, необходимые для разработки проектной,
рабочей документации на создание (модернизацию) ПА и реализации проектов
создания (модернизации) ПА, учитываются соответствующими субъектами
электроэнергетики и потребителями электрической энергии при формировании
(согласовании) в установленном порядке инвестиционных программ на
соответствующий период, за исключением случаев, когда такие расходы несет субъект
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в соответствии с
правилами оказания услуг по обеспечению системной надежности.

В случаях, собственник или иной законный
владелец объекта электроэнергетики должен согласовать с субъектом оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике техническое задание, проектную документацию,
рабочую документацию и сроки выполнения работ по созданию (модернизации) ПА.

В случае если в соответствии с заданием субъекта
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике требуется выполнение
работ по созданию (модернизации) ПА на смежных объектах электроэнергетики,
принадлежащих разным лицам, собственники или иные законные владельцы смежных
объектов электроэнергетики должны обеспечить урегулирование между собой
отношений по выполнению работ на принадлежащих им объектах, в том числе
согласование проектной документации и сроков выполнения работ.

Субъекты электроэнергетики и потребители
электрической энергии, получившие от субъекта оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике задание по созданию (модернизации) ПА, должны
предоставить субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике
информацию о фактическом исполнении указанных заданий в сроки и по форме,
установленным субъектом оперативно-диспетчерского управления в
электроэнергетике.

В случаях, сетевая организация, собственник или
иной законный владелец строящегося (реконструируемого, технически
перевооружаемого, модернизируемого) объекта электроэнергетики, субъекты
электроэнергетики и потребители электрической энергии, получившие от субъекта
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике задание по созданию
(модернизации) ПА, собственники и иные законные владельцы смежных объектов
электроэнергетики должны, каждый в отношении своих объектов электроэнергетики,
на основании проектной документации на создание (модернизацию) ПА,
согласованной в установленном настоящим стандартом порядке, разработать рабочую
документацию на создание (модернизацию) комплексов и устройств ПА на
принадлежащих им объектах.

Сетевая организация, собственник или иной
законный владелец строящегося (реконструируемого, технически перевооружаемого,
модернизируемого) объекта электроэнергетики, субъекты электроэнергетики и
потребители электрической энергии, получившие от субъекта
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике задания по созданию
(модернизации) ПА, также обязаны:

а) до начала разработки рабочей документации:

определить и согласовать с собственниками и
иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики конкретные типы
и состав устройств ПА, устанавливаемых на объекте проектирования и
функционально связанных с устройствами ПА, устанавливаемыми на смежных объектах
электроэнергетики;

согласовать с субъектом оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике состав комплексов ПА, являющихся объектами
диспетчеризации или планируемых к отнесению к объектам диспетчеризации;

б) на стадии разработки рабочей документации
согласовать с собственниками и иными законными владельцами смежных объектов
электроэнергетики перечень аварийных сигналов и команд ПА и перечень
телеметрической информации, используемых функционально связанными устройствами
ПА.

В случаях, рабочая документация на создание
(модернизацию) ПА должна быть согласована с субъектом оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике.

При создании (модернизации) ПА техническое
задание, проектная документация и рабочая документация на создание
(модернизацию) ПА должны быть согласованы с субъектом оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике в следующих случаях:

модернизации устройств и комплексов ПА,
являющихся объектами диспетчеризации;

создания ПА на объектах по производству
электрической энергии мощностью 25 МВт и выше;

создания ПА на объектах электроэнергетики, в
случае, когда устройства и комплексы ПА контролируют параметры
электроэнергетического режима в электрической сети 110 кВ и выше;

строительства (реконструкции, технического
перевооружения, модернизации) иных объектов электроэнергетики, технологический
режим работы или эксплуатационное состояние комплексов и устройств ПА которых
влияет (может повлиять) на электроэнергетический режим работы энергосистемы;

создания (модернизации) ПА в соответствии с
техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям,
согласованными (подлежащими согласованию) с субъектом оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике.

Рабочая документация на создание (модернизацию)
ПА направляется субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике
не позднее чем за 6 мес до ввода новых (модернизированных) комплексов или
устройств ПА в работу или в иной согласованный с субъектом
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике срок в зависимости от
сложности вводимого объекта электроэнергетики, но в любом случае – не позднее
чем за 2 мес до ввода устройства или комплекса ПА в работу.

Настройка устройств и комплексов ПА (определение
уставок и алгоритмов функционирования) должна осуществляться:

при вводе в работу новых (модернизированных)
устройств и комплексов ПА;

в процессе эксплуатации существующих устройств и
комплексов ПА при изменении схемно-режимных условий в энергосистеме.

В проектной и рабочей документации для новых
(модернизированных) устройств и комплексов ПА должны быть определены:

проектные уставки;

алгоритмы функционирования (принципиальные,
функционально-логические схемы, схемы программируемой логики);

настройки параметрирования и конфигурирования.

Ввод в работу новых (модернизированных)
устройств и комплексов ПА, являющихся объектами диспетчеризации, осуществляется
с проектными уставками и алгоритмами функционирования, согласованными с
субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, или с
уставками и алгоритмами функционирования, измененными относительно проектных по
заданию субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Ввод в работу устройств АОСЧ, не являющихся
объектами диспетчеризации, осуществляется с уставками, определенными
соответствующим субъектом электроэнергетики или потребителем электрической
энергии в соответствии с заданием субъекта оперативно-диспетчерского управления
в электроэнергетике по объему и настройке АОСЧ.

Изменение уставок и алгоритмов функционирования
в процессе эксплуатации существующих устройств и комплексов ПА, являющихся
объектами диспетчеризации, должно осуществляться по заданию субъекта
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике или по согласованию с
этим субъектом.

Изменение уставок и алгоритмов функционирования
в процессе эксплуатации существующих устройств и комплексов ПА, не являющихся
объектами диспетчеризации, осуществляется по решению собственника или иного
законного владельца соответствующего объекта электроэнергетики, согласованному
при необходимости с другими субъектами электроэнергетики.

Задания субъекта оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике на изменение уставок и алгоритмов
функционирования устройств и комплексов ПА должны реализовываться:

в установленные такими заданиями сроки в случае,
если изменение уставок и алгоритмов функционирования устройств и комплексов ПА
может быть реализовано с использованием существующих аппаратных средств;

в сроки, согласованные собственниками или иными
законными владельцами соответствующих объектов электроэнергетики с субъектом
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, в случае, если изменение
уставок и алгоритмов функционирования устройств и комплексов ПА не может быть
реализовано с использованием существующих аппаратных средств.

Задание субъекта оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике на настройку АЧР, ЧАПВ (в том числе увеличение
объемов УВ) в случае невозможности выполнения задания существующими аппаратными
средствами должно быть реализовано в срок не более 5 мес с момента получения
задания.

Субъекты электроэнергетики и потребители
электрической энергии, получившие от субъекта оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике задание на настройку устройств и комплексов ПА,
должны направить ему: – подтверждение о выполнении фактической настройки
устройств и комплексов ПА в соответствии с заданием субъекта оперативно-диспетчерского
управления в электроэнергетике не позднее трех рабочих дней с момента
реализации задания; – исполнительные схемы устройств или комплексов ПА не
позднее 1 мес с момента реализации задания. Задание на увеличение объема УВ АЧР
и ЧАПВ выдается субъектом оперативно-диспетчерского управления в
электроэнергетике сетевым организациям или иным собственникам и законным
владельцам объектов электросетевого хозяйства. По решению субъекта
оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике такое задание может
быть выдано собственникам и законным владельцам электростанций либо
непосредственно крупным потребителям электрической энергии.

В целях выполнения такого задания сетевые
организации, иные собственники и законные владельцы объектов электросетевого
хозяйства, собственники или иные законные владельцы электростанций должны
самостоятельно взаимодействовать с другими субъектами электроэнергетики и
потребителями электрической энергии.

электроэнергетический противоаварийный автоматика диспетчерский

Рис.1 БРЧН-100 Цифровой блок разгрузки по
частоте и напряжению

БРЧН-100 БРЧН-100-Б-2-01 и
БРЧН-100-Б-1-01 предназначены для выполнения функций противоаварийной
автоматики: автоматической разгрузки по частоте и напряжению и включения
потребителей после ликвидации аварийного режима.БРЧН-100-Б-01 предназначен для
работы в схеме со статической подачей команд замыканием и размыканием
бистабильных выходных реле. Для работы в схеме с импульсной подачей команд
замыканием и размыканием контактов выходных реле предусмотрен блок.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном реферате присутствует информация о
агрегатах автоматического управления, способах регулировки и поддержанию
параметров электрической сети в необходимых положениях. Мы выяснили, что необходимо
предпринимать для защиты электрооборудования и электросетей от перегрузки,
потери мощностей и при экстренных обстоятельствах.

Автоматические средства контроля над
электросетями необходимы, и в настоящее время производиться активная разработка
новейших образцов и модернизация существующих.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.
Автоматика ограничения изменений частоты энергосистем «Практическое пособие для
инженеров по обслуживанию частотных автоматик». Авт.: Данильчук В.Н. Киев,
1973. – 249 с.

.
Методические указания к учебной исследовательской работе «Корреляционные методы
идентификации линейных стационарных динамических систем» по курсу «Метрология,
методы и техника эксперимента». Сост.: Бажин Е. И. Липецк, ЛипПИ, 1992. – 32 с.

.
Основы автоматического регулирования и управления. Под ред. Пономарёва В.М. и
Литвинова А.П. М.: Высшая школа, 1974. – 440 с.

Обновлено: 27.04.2023

Очевидно, что в минимальном режиме для генераторов КЭС это условие будет выполняться, поэтому рассмотрим режим, в котором через генераторы ГЭС будет протекать максимальный ток (КЭС в максимальном режиме, в работе оба автотрансформатора АТ1, на ГЭС в работе один из автотрансформаторов АТ3, выведено из работы два генератора G3). При этом: Тимофеев И. П. Автоматика электроэнергетических систем… Читать ещё >

Автоматика электроэнергетических систем ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Расчётно-графическая работа Факультет энергетики Группа ЭН1−53

Студент Баклагин Е. А.

Преподаватель Тимофеев И. П.

Новосибирск, 2009 г.

Содержание Введение Задание

1. Составление схемы замещения сети

2. Синхронизация генераторов

2.1 Расчёт параметров настройки синхронизатора СА-1 для генератора G4

2.2 Проверка синхронной устойчивости после включения генератора

2.3 Проверка допустимости включения генератора по способу самосинхронизации

3. Автоматический ввод резерва

3.1 Выбор уставок АРВ

3.2 Разработка схемы АВР

4. Автоматическое повторное включение (АПВ)

4.1 Выбор и обоснование вида трёхфазного АПВ Вывод Список литературы ВВЕДЕНИЕ Нарушение нормального режима работы одного из элементов энергосистемы, например, отключение мощного генератора ил сильно загруженной линии электропередачи, может отразиться на работе многих других элементов энергосистемы, а при неблагоприятных условиях привести к нарушению всего технологического процесса.

В связи с этим возникает требование как можно более быстрого восстановления нормального режима работы аварийного элемента или быстрой замены его другим резервным элементом, а также восстановления баланса вырабатываемой и потребляемой мощности.

Важной особенностью является то, что электромеханические и электромагнитные процессы при нарушении электрической схемы или нормального режима возникают и протекают обычно так быстро, что обслуживающий персонал электростанций и подстанций оказывается не в состоянии обнаружить начало и предотвратить развитие этих процессов. Поэтому контроль и управление режимами энергосистемы без применения специальных технических средств (средств автоматики) во многих случаях оказывается невозможным.

Целью данной работы является расчёт параметров настройки синхронизатора СА-1, расчёт уставок АВР, разработка схемы АВР, выбор вида АПВ на двухцепной линии с двусторонним питанием, расчёт уставок АПВ и разработка схемы АПВ.

ЗАДАНИЕ Исходная схема для выполнения всех работ приведена на рис. 1, исходные данные в таблицах 1−4, параметры энергосистем приведены в таблице 5, дополнительные данные — в таблице 6.

Рассчитать параметры настройки автоматического синхронизатора с постоянным временем опережения СА-1 для генераторов G1-G4.

Проверить синхронную устойчивость после включения генератора.

Проверить допустимость включения генератора по способу самосинхронизации.

Выбрать уставки АВР на секционном выключателе понижающей двухтрансформаторной подстанции (Т5) 110/6,3 кВ.

СОДЕРЖАНИЕ:
1. Введение………………………………………………………..3
2. Г. М. Кржижановский…………………………………. …….4
3. Развитие автоматизации в электроэнергетике……………….5
4. Главное назначение автоматизации………………………….6
5. Начальные шаги автоматизации……………………………. 8
6. Системы автоматического управления объектами………. 10
1. Незамкнутая система..…………………………………….10
2.Замкнутая система………………………………………. 11
3. Комбинированная система………………………………..13
7. Список литературы………………………………. ………. 15

1. ВВЕДЕНИЕ
Автоматизация — одно из направлений научно-технического прогресса, применение саморегулирующих технических средств, экономико-математических методов и систем управления, освобождающихчеловека от участия в процессах получения, преобразования, передачи и использования энергии, материалов или информации, существенно уменьшающих степень этого участия или трудоёмкость выполняемых операций. Требует дополнительного применения датчиков (сенсоров), устройств ввода, управляющих устройств (контроллеров), исполнительных устройств, устройств вывода, использующих электронную технику и методы вычислений,иногда копирующие нервные и мыслительные функции человека. Наряду с термином автоматический, используется понятие автоматизированный, подчеркивающий относительно большую степень участия человека в процессе.
Цель автоматизации — повышение производительности труда, улучшение качества продукции, оптимизация управления, устранение человека от производств, опасных для здоровья, повышение надежности иточности производства, увеличение конвертируемости и уменьшение времени обработки данных.

3. РАЗВИТИЕАВТОМАТИЗАЦИИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
В 30-х годах ХХ века появились учебные пособия по автоматическому регулированию в энергетике. Была разработана теория устойчивости при параллельной работе генераторов, позволившая создавать сложные электрические системы.
В 1930 г. по инициативе Г.М. Кржижановского был организован комитет для руководства работами по автоматизации в энергетике. В том же году был созданМосковский энергетический институт и основан Энергетический институт АН СССР, специалисты которых внесли большой вклад в автоматизацию электроэнергетических систем. В 1935 г. в системе АН СССР стала работать Комиссия телемеханики и автоматики, которая занималась обобщением и координацией научно-исследовательских работ в этой области. В период 1928–1941 гг. создаются.

Под автоматизацией энергосистем понимается внедрение устройств и систем, осуществляющих автоматическое управление схемой и режимами (процессами производства, передачи и распределения электроэнергии) энергосистем в нормальных и аварийных условиях. Автоматизация энергосистем обеспечивает нормальное функционирование элементов энергосистемы, надежную и экономичную работу энергосистемы в целом, требуемое качество электроэнергии.

Все устройства автоматики можно разделить на две большие группы: устройства технологической и системной автоматики. Технологическая автоматика является местной автоматикой, выполняющей функции управления локальными процессами на энергообъекте и поддержания на заданном уровне или регулирования по определенному закону местных параметров, не оказывая существенного влияния на режим энергосистемы в целом.

Системная автоматика осуществляет функции управления, оказывающие существенное влияние на режим работы всей энергосистемы или ее значительной части. По функциональному назначению системная автоматика разделяется на автоматику управления в нормальных режимах и автоматику управления в аварийных режимах.

К автоматике управления в нормальных режимах относятся устройства автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ), автоматического регулирования напряжения на шинах электростанций и подстанций и др. С помощью устройств автоматики управления в нормальных режимах обеспечиваются установленное качество электроэнергии по частоте и напряжению, повышение экономичности работы и запаса устойчивости параллельной работы.

К автоматике управления в аварийных режимах относятся наряду с устройствами релейной защиты (рассматриваемыми в другом курсе) также сетевая автоматика, осуществляющая включение резерва, повторное включение элементов оборудования (линий трансформаторов, шин), форсировку возбуждения синхронных машин, и противоаварийная авто­матика. С помощью противоаварийной автоматики осуществляются раз­грузка линий электропередачи для предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы, прекращение асинхронного режима делением энергосистем, отключение для предотвращения развития аварии части потребителей по факту недопустимо низкой частоты или напряжения, ликвидация кратковременных повышений частоты и напряжения, представляющих опасность для оборудования.

Все устройства автоматики независимо от выполняемых функций можно разделить также на две группы: устройства автоматического управления и устройства автоматического регулирования.

ГЛАВА 2. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ

ЛЕКЦИЯ №2

Назначение АПВ

Значительная часть коротких замыканий (КЗ) на воздушных ЛЭП, вызванных перекрытием изоляции, схлестыванием проводов и др. причинами, при достаточно быстром отключении повреждения релейной защитой самоустраняется. Такие самоустраняющиеся повреждения принято называть неустойчивыми.

Доля неустойчивых повреждений согласно статистическим исследованиям составляет 50-90%.

Обычно, при ликвидации аварии оперативный персонал производит опробование линии путём обратного включения под напряжение. Эта операция называется повторным включением.

Линия, на которой произошло неустойчивое повреждение, при повторном включении остаётся в работе. Поэтому повторные включения при неустойчивых повреждениях называют успешными.

При повторном включении линии, на которой произошло устойчивое повреждение, вновь возникает КЗ, и она вновь отключается защитой. Поэтому повторные включения линий на устойчивые повреждения называют неуспешными.

Нормальный режим работы ЛЭП

Успешное повторное включение

Неуспешное повторное включение

Для ускорения повторного включения линий и уменьшения времени перерыва электроснабжения потребителей используются специальные устройства автоматического повторного включения (АПВ).

Согласно Правилам устройств электроустановок (ПУЭ) обязательно применение АПВ на всех воздушных и смешанных ЛЭП напряжением выше 1 кВ. Успешность действия АПВ составляет 50-90%. АПВ восстанавливает нормальную схему и при ложном действии релейной защиты (РЗ).

Неустойчивые КЗ часто бывают и на шинах подстанций (п/ст). Поэтому на п/ст оборудованных быстродействующей защитой, также применяется АПВ.

Устройствами АПВ (УАПВ) оснащаются также все одиночно работающие трансформаторы мощностью 1000 кВА и более и трансформаторы меньшей мощности, питающие ответственную нагрузку. АПВ трансформаторов должно действовать только, если трансформатор был отключен максимальной токовой защитой. Повторное включение при повреждении самого трансформатора, когда он отключен защитами от внутренних повреждений, не производится. Успешность действия АПВ шин и трансформаторов составляет 70-90%.

АПВ используется и на кабельных линиях напряжением 6-10 кВ. Несмотря на то, что повреждения кабелей бывают, как правило, устойчивыми, успешность действия АПВ составляет 40-60%. Это объясняется тем, что АПВ восстанавливает питание потребителей при неустойчивых повреждениях на шинах, при отключении линий вследствие перегрузки, при ложных и неселективных действиях защиты.

Применение АПВ позволяет упростить схемы РЗ и ускорить отключение КЗ в сетях, что является положительным качеством этого вида автоматики.

Классификация АПВ. Основные требования к схемам АПВ

Разновидности АПВ
ТАПВ	ОАПВ	КАПВ
Простые
БАПВ
АПВНН
АПВОС
АПВУС

ТАПВ – трехфазные АПВ, осуществляют включение трех фаз выключателя, после

их отключения РЗ;

ОАПВ – однофазные АПВ, осуществляют включение одной фазы выключателя,

отключенной РЗ при однофазном КЗ;

КАПВ – комбинированные АПВ, осуществляют включение трех фаз (при

междуфазных повреждениях) или одной фазы (при однофазных КЗ);

БАПВ – быстродействующие АПВ;

АПВНН – АПВ с проверкой наличия напряжения;

АПВОС – АПВ с ожиданием синхронизма;

АПВУС – АПВ с улавливанием синхронизма.

По виду оборудования, на которое действием АПВ повторно подается напряжение, различают:

Виды АПВ
ЛЭП	Шин	Трансформаторов

Кратность АПВ
Однократные АПВ	Многократные АПВ

Исполнение АПВ
Электрические АПВ	Механические АПВ

Электрические АПВ – АПВ, осуществляемые с помощью специальных релейных

Механические АПВ – АПВ, встроенные в грузовые или пружинные приводы.

Основные требования к схемам АПВ:

1. Схемы АПВ должны приходить в действие при аварийном отключении выключателя находившегося в работе. В некоторых случаях схемы АПВ должны отвечать дополнительным требованиям, при выполнении которых разрешается пуск АПВ (наличие или отсутствие напряжения, наличие синхронизма, восстановление частоты и др.);

2. Схемы АПВ не должны приходить в действие при оперативном отключении выключателя персоналом, а также когда выключатель отключается РЗ сразу после его включения персоналом (включение выключателя на КЗ). Схемы АПВ должны предусматривать возможность запрета действия АПВ при срабатывании отдельных защит (дифференциальная или газовая защита трансформаторов);

3. Схемы АПВ должны обеспечивать определённое количество повторных включений, т.е. действовать с заданной кратностью. (В России наибольшее распространение получили схемы однократного действия, применяются 2-х и 3-х кратного действия).

4. Время действия АПВ должно быть минимально возможным, для быстрого восстановления нормального режима работы. (На линиях с односторонним питанием 0,3–0,5 с.) Вместе с тем для самоустранения таких повреждений как касание проводов передвижными механизмами, АПВ должна иметь выдержки времени порядка нескольких секунд;

5. Схемы АПВ должны обеспечивать автоматический возврат в исходное положение готовности к новому действию после включения в работу выключателя, на который действует АПВ.

Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой – мы готовы помочь.

Оглавление.
1. Понятие датчика…………………………………………………….2
2. Принцип действия и классификация…………………………………3
3. Основные виды………………………………………………………. 3
4. Датчики влажности и газовые анализаторы…………………………..6
5. Газовые датчики………………………………………………………..7
6. Магнитные датчики…………………………………………………….7
7. Список литературы…………………………………………………8
1. Понятие датчика

Термочувствительные диоды и тиристоры относятся к полупроводниковым датчикам, в которых используется температурная зависимость проводимости p-n-перехода (обычно на кристалле кремния). В последнее время практическое применение нашли так называемые интегральные температурные датчики, представляющие собой термочувствительный диод на одном кристалле с периферийными схемами, например усилителем и др.
Оптические датчики.

Подобно температурным оптические датчики от личаются большим разнообразием и массовостью применения. Как видно из табл. 3, по принципу оптико-электрического преобразования эти датчики можно разделить на четыре типа: на основе эффектов фотоэлектронной эмиссии, фотопроводимости, фотогальванического и пироэлектрических.
Фотогальваническая эмиссия, или внешний фотоэффект, – это испускание электронов при падении света физическое тело. Для вылета электронов из физического тела им необходимо преодолеть энергетический барьер. Поскольку энергия фотоэлектронов пропорциональна hc/л (где h – постоянная Планка, с – скорость света, л – длина волны света), то, чем короче длина волны облучающего света, тем больше энергия электронов и легче преодоление ими указанного барьера.
Эффект фотопроводимости, или внутренний фотоэффект, – это изменение электрического сопротивления физического тела при облучении его светом. Среди материалов, обладающих эффектом фотопроводимости, – ZnS, CdS, GaAs, Ge, PbS и др. Максимум спектральной чувствительности CdS приходится приблизительно на свет с длиной волны 500-550 нм, что соответствует приблизительно середине зоны чувствительности человеческого зрения. Оптические датчики, работающие на эффекте фотопроводимости, рекомендуется использовать в экспонометрах фото- и кинокамер, в автоматических выключателях и регуляторах света, обнаружителях пламени и др. Недостаток этих датчиков – замедленная реакция (50 мс и более).
Фотогальванический эффект заключается в возникновении ЭДС на выводах p-n-перехода в облучаемом светом полупроводнике. Под воздействием света внутри p-n-перехода появляются свободные электроны и дырки и генерируется ЭДС. Типичные датчики, работающие по этому принципу, – фотодиоды, фототранзисторы. Такой же принцип действия имеет оптико-электрическая часть двухмерных твердотельных датчиков изображения, например датчиков на приборах с зарядовой связью (ПЗС-датчиков). В качестве материала подложки для фотогальванических датчиков чаще всего используется кремний.

Сравнительно высокая скорость отклика и большая чувствительность в диапазоне от ближней инфракрасной (ИК) зоны до видимого света обеспечивает этим датчакам широкую сферу применения.
Пироэлектрические эффекты – это явления, при которых на поверхности физического тела вследствие изменений поверхностного температурного “рельефа” возникают электрические заряды, соответствующие этим изменениям. Среди материалов, обладающих подобными свойствами: и множество других так нызываемых пироэлектрических материалов. В корпус датчика встроен полевой транзистор, позволяющий преобразовывать высокое полное сопротивление пиротехнического элемента с его оптимальными электрическими зарядами в более низкое и оптимальное выходное сопротивление датчика. Из датчиков этого типа наиболее часто используются ИК-датчики.
Среди оптических датчиков мало найдется таких, которые обладали бы достаточной чувствительностью во всем световом диапазоне. Большинство датчиков имеет оптимальную чувствительность в довольно узкой зоне ультрафиолетовой, или видимой, или инфракрасной части спектра.
Основные преимущества перед датчиками других типов:
1. Возмож ность бесконтактного обнаружения.
2. Возможность (при соот ветствующей оптике) измерения объектов как с чрезвычайно большими, так и с необычайно малыми раз мерами.
3. Высокая скорость отклика.
4. Удобство применения интегральной технологии (оптические датчики, как правило, твердотельные и полупроводниковые),
обеспечивающей малые размеры и большой срок службы.
5. Обширная сфера использования: измерение различных физических величин, определение формы, распознавания объектов и т.д.
Наряду с преимуществами оптические датчики обладают и некоторыми недостатками, а именно чувствительны к загрязнению, подвержены влиянию постороннего света, светового фона, а также температуры (при полупроводниковой основе).
Датчики давления. В датчиках давления всегда испытывается большая потребность, и они находят весьма широкое применение.

Принцип регистрации давления служит основой для многих других типов датчиков, например датчиков массы, положения, уровня и расхода жидкости и др. В подавляющем большинстве случаев индикация давления осуществляется благодаря деформации упругих тел, например диафрагмы, трубки Прудона, гофрированной мембраны. Такие датчики имеют достаточную прочность, малую стоимость, но в них затруднено получение электрических сигналов. Потенциалометрические (реостатные), емкостные, индукционные, магнитнострикционные, ультразвуковые датчики давления имеют на выходе электрический сигнал, но сравнительно сложны в изготовлении.
В настоящее время в качестве датчиков давления все шире используются тензометры. Особенно перспективными представляются полкпроводниковые тензометры диффузионного типа. Диффузионные тензометры на кремниевой подложке обладают высокой чувствительностью, малыми размерами и легко интегрируются с периферийными схемами. Путем травления по тонкопленочной технологии на поверхности кристалла кремния с n-продимостью формируется круглая диафрагма. На краях диафрагмы методом диффузии наносятся пленочные резисторы, имеющие p-проводимость. Если к диафрагме прикладывается давление, то сопротивление одних резисторов увеличивается, а других – уменьшается. Выходной сигнал датчика формируется с помощью мостовой схемы, в которою входят эти резисторы.
Полупроводниковые датчики давления диффузионного типа, подобные вышеописанному, широко используются в автомобильной электронике, во всевозможных компрессорах. Основные проблемы – это температурная зависимость, неустойчивость к внешней среде и срок службы.
4. Датчики влажности и газовые анализаторы
Влажность – физический параметр, с которым, как и с температурой, человек сталкивается с самых древних времен; однако надежных датчиков не было в течение длительного периода. Чаще всего для подобных датчиков использовались человеческий или конский волос, удлиняющиеся или укорачивающиеся при изменении влажности. В настоящее время для определения влажности используется полимерная пленка, покрытая хлористым литием, набухающим от влаги. Однако датчики на этой основе обладают гистерезисом, нестабильностью характеристик во времени и узким диапазоном измерения. Более современными являются датчики, в которых используются керамика и твердые электролиты. В них устранены вышеперечисленные недостатки. Одна из сфер применения датчиков влажности – разнообразные регуляторы атмосферы.
5. Газовые датчики широко используются на производственных предприятиях для обнаружения разного рода вредных газов, а в домашних помещениях – для обнаружения утечки горючего газа. Во многих случаях требуется обнаруживать определенные виды газа и желательно иметь газовые датчики, обладающие избирательной характеристикой относительно газовой среды. Однако реакция на другие газовые компоненты затрудняет создание избирательных газовых датчиков, обладающих высокой чувствительностью и надежностью. Газовые датчики могут быть выполнены на основе МОП-транзисторов, гальванических элементов, твердых электролитов с использованием явлений катализа, интерференции, поглощения инфракрасных лучей и т.д. Для регистрации утечки бытового газа, например сжиженного природного или горючего газа типа пропан, используется главным образом полупроводниковая керамика, в частности, или устройства, работающие по принципу каталитического горения.
При использовании датчиков газа и влажности для регистрации состояния различных сред, в том числе и агрессивных, часто возникает проблема долговечности.
6. Магнитные датчики.

Очевидно, что в минимальном режиме для генераторов КЭС это условие будет выполняться, поэтому рассмотрим режим, в котором через генераторы ГЭС будет протекать максимальный ток (КЭС в максимальном режиме, в работе оба автотрансформатора АТ1, на ГЭС в работе один из автотрансформаторов АТ3, выведено из работы два генератора G3). При этом: Тимофеев И. П. Автоматика электроэнергетических систем… Читать ещё >

Автоматика электроэнергетических систем ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Расчётно-графическая работа Факультет энергетики Группа ЭН1−53

Студент Баклагин Е. А.

Преподаватель Тимофеев И. П.

Новосибирск, 2009 г.

Содержание Введение Задание

1. Составление схемы замещения сети

2. Синхронизация генераторов

2.1 Расчёт параметров настройки синхронизатора СА-1 для генератора G4

2.2 Проверка синхронной устойчивости после включения генератора

2.3 Проверка допустимости включения генератора по способу самосинхронизации

3. Автоматический ввод резерва

3.1 Выбор уставок АРВ

3.2 Разработка схемы АВР

4. Автоматическое повторное включение (АПВ)

4.1 Выбор и обоснование вида трёхфазного АПВ Вывод Список литературы ВВЕДЕНИЕ Нарушение нормального режима работы одного из элементов энергосистемы, например, отключение мощного генератора ил сильно загруженной линии электропередачи, может отразиться на работе многих других элементов энергосистемы, а при неблагоприятных условиях привести к нарушению всего технологического процесса.

В связи с этим возникает требование как можно более быстрого восстановления нормального режима работы аварийного элемента или быстрой замены его другим резервным элементом, а также восстановления баланса вырабатываемой и потребляемой мощности.

Важной особенностью является то, что электромеханические и электромагнитные процессы при нарушении электрической схемы или нормального режима возникают и протекают обычно так быстро, что обслуживающий персонал электростанций и подстанций оказывается не в состоянии обнаружить начало и предотвратить развитие этих процессов. Поэтому контроль и управление режимами энергосистемы без применения специальных технических средств (средств автоматики) во многих случаях оказывается невозможным.

Целью данной работы является расчёт параметров настройки синхронизатора СА-1, расчёт уставок АВР, разработка схемы АВР, выбор вида АПВ на двухцепной линии с двусторонним питанием, расчёт уставок АПВ и разработка схемы АПВ.

ЗАДАНИЕ Исходная схема для выполнения всех работ приведена на рис. 1, исходные данные в таблицах 1−4, параметры энергосистем приведены в таблице 5, дополнительные данные — в таблице 6.

Рассчитать параметры настройки автоматического синхронизатора с постоянным временем опережения СА-1 для генераторов G1-G4.

Проверить синхронную устойчивость после включения генератора.

Проверить допустимость включения генератора по способу самосинхронизации.

Выбрать уставки АВР на секционном выключателе понижающей двухтрансформаторной подстанции (Т5) 110/6,3 кВ.

Читайте также:

  

• Социальная адаптация детей инвалидов реферат

  

• Технологические трубопроводы нефтебаз реферат

  

• Интеллектуальная деятельность и ее результаты реферат

  

• Технологии свободного воспитания реферат

  

• Реферат на тему авиация

Реферат: Автоматические системы управления в энергетике

1. Основы построения АСУ ТП электростанций

АСУ называется человеко-машинная система, обеспечивающая автоматизированный сбор и переработку информации, необходимой для оптимального управления в различных сферах человеческой деятельности.

Из этого определения следуют характерные признаки АСУ:

— в состав АСУ входит ЭВМ;

— в состав АСУ входят люди в качестве диспетчеров и операторов, которые осуществляют контроль и управление соответствующим объектом;

— переработка информации осуществляется на ЭВМ;

— как правило сбор информации для её переработки на ЭВМ осуществляется с помощью тех. устройств без участия человека;

— в результате переработки информации на ЭВМ должно формироваться оптимальное управление.

Система – это множество элементов, каждый из которых прямо или косвенно связан с каждым другим элементом а 2 любых подмножества этого множества не могут быть независимыми.

Любая система функционирует в некоторой окружающей (внешней) среде. Любая среда воздействует на систему и направлена на уничтожение системы. Любая система имеет защитные механизмы (необходимые для её существования). Защитные механизмы называются регуляторами.

В естественных системах (чел.) регуляторы присутствуют всегда. Для искусственных систем надо разрабатывать регуляторы.

Автоматизированная подразумевает участие человека (не путать с автоматической).

Управление – это:

1) навязывание обусловленного поведения;

2) целенаправленное воздействие одной системы на вторую с целью установить желаемое состояние системы, на которую воздействуют.

Состояние системы – это совокупность существенных, наиболее важных для системы характеристик, которыми она обладает в данный момент времени.Состояние характеризуется численными характеристиками. Их набор называется переменными состояния системы и обозначается .

.

В теории управления система на которою воздействуют называется объектом управления (ОУ). Система которая формирует управление – управляющая система (устройство управления).

Совокупность ОУ и УС называется системой управления (СУ). УС + ОУ = СУ.

Оптимальное управление – это такое управление при котором обеспечивается max или min некоторого показателя качества (F) режима работы ОУ.

АСУ относятся, как правило, к большим системам (системы с большим кол-вом элементов, ОУ). В АСУ имеются как автоматизированное так автоматическое управление.

Классификация АСУ:

Всё множество АСУ можно разделить на 2 большие группы:

1) автом. системы управления производством (предприятием) АСУ П.

2) АСУ ТП (технологическим процессом).

АСУ П осн. х-ки, призанки:

1) Объектом управления есть организованные совокупности людей, возможно оснащённых техникой. Управление армией,…

2) Сбор информации в таких системах осуществляется в основномлюдьми с помщью какой-то техники;

3) реализация управляющих воздействий осуществляется также людьми.

АСУ ТП (характерные особенности):

1) объектом управления есть некоторый технологический процесс или некоторое технологическое оборудование;

2) сбор информации осуществляется тех. устройствами автоматически;

3) реализация управлений может осуществляться через человека так и автоматически.

АСУ в энергосистемах имеют название АС диспетчерского управления (АСДУ).

Составные части АСУ ТП.

1) Функциональна часть АСУ ТП.

Представляет совокупность всех функций, которые выполняет данная система. Эти функции ещё называют законами АСУ и они включают в себя перечень всех функций управления, формулировку каждой функции, цель, мат. аппарат и алгоритм каждой функции.

2) Техническая (комплекс технических средств АСУ ТП).

Это совокупность всех компьютерных средств, всех устройств, обеспечивающих сбор информации, измерение, передачу информации и реализацию управляющих сигналов.

3) Программная (математическая – в л-ре может встретится).

Это совокупность системных и функциональных программ (р-щие функции АСУ).

4) Информационная.

Совокупность всей информации, циркулирующей в системе, и программ, обеспечивающих хранение, обновление и коррекцию информации, а также доступ к ней.

Тема 2. Функциональная часть АСУ ТП. Общая характеристика

Измерение всех режимных переменных состояния. Преобраз. – преобр. измеренных сигналов в форму, удобную для обработки на компьютере (цифровую и кодированную).

ВС – вычислительная система (не 1 комп.). В результате обработки данных получают:

1) совокупность обработанной, измеренной информации (без помех, ошибок);

2) управляющие сигналы;

3) расчётные режимные величины.

Обработка данных ведётся по заранее разработанным алгоритмам и программам.

4) хранение с обновлением, коррекцией, удалением устаревшей информации.

I – 1-ый автоматический контур АСУ (без людей). Есть АСУ только с первым контуром.

II – автоматизированное управление.

Тема 3. Техническая часть АСУ ТП

Датчики – технические устройства, которые обеспечивают измерение информации (но это не измерительные приборы (стрелочные амперметры, вольтметры и т.д.)).

УВИ – устройства ввода информации (преобразование в код для ЭВМ);

УВК – управляющий вычислительный комплекс (комплекс компьютерной техники);

АРМО – автоматизированное рабочее место оператора. Есть АРМО турбин, АРМО СГ;

УВУС – устройства вывода управляющих сигналов (з кода компьютера в аналоговый сигналы).

ИОто – исполнительные органы технологических объектов (эл. маг. выключателя, например);

САУ – системы автоматического управления. Если установлены на отдельных, конкретных технологических объектах то локальные САУ (ЛСАУ) (регулирование возб. СГ).

Датчики – это устройства, обеспечивающие измерение режимных параметров и преобразование этих измерений в эл. сигнал тока или напряжения, пропорциональный измеряемой величине (ИТТ, ИТН). Датчики делятся на 2 группы: — аналоговые; — дискретные.

Аналоговые – датчики, на выходе которых есть непрерывный во времени сигнал (аналоговый сигнал).

Дискретные – датчики на выходе которых имеется дискретный по уровню или во времени сигнал. Дискретный по уровню сигнал – это сигнал в котором текущее значение непрерывного во времени сигнала заменяется конечным числом уровней этого сигнала. От 0 до непрерывный сигнал заменяется на . На участке непрерывный сигнал заменяется уровнем . → ; → ; → и т.д.

Обычно эти уровни на одинаковом расстоянии . Принцип измерения: пока сигнал не изменится на датчик фиксирует предыдущее значение уровня. Величина зависит от конструкции датчика (схемы датчика). определяет точность измерений. также зависит от погрешности измерения. Разновидность: бинарный датчик (на его выходе сигнал двух уровней).

Датчик типа «да», «нет». Определяет состояние коммутационной аппаратуры. В качестве бинарного датчика используются контакты различных контрольных реле.

Дискретный во времени – датчик, который текущее значение измеряемой величины заменяет конечным числом мгновенных значений, фиксирующих измерения через равны промежутки времени.

. Есть ещё подвид дискретного во времени датчика, который широко применяется в АСУ эл. эн. Это число-ипульсные датчики. Они на выходе генерируют различные количества импульсных сигналов в зависимости от измеряемой величины.

Измерением является кол-во импульсов N за промежуток времени . N в пересчёте даёт значение измеряемой величины. Таким датчиком снабжаются все счётчики эл. эн., которые используются в АСУ. Для таких датчиков установлен весовой коэффициент (цена импульса). По ним пересчёт. Например, .

Устройства ввода информации (УВвИ).

Они обеспечивают съём сигналов датчиков, передачу этих сигналов на расстояние и преобразование в машинные коды ЭВМ.

Обычно к первому УВвИ подключается 8 – 32 датчиков. Канал связи с ЭВМ может быть в виде двухпроводной линии либо многопроводной (многоразовой) линии. В первом случае сигналы измерения датчиков предаются последовательно (сначала с , затем с ,…). Измеренная величина каждого датчика в виде машинного кода также передаётся последовательно во времени побитно. машинные коды измерений формируемые УВвИ имеют 8 – 32 разряда .

В случае многоразрядного канала связи сигналы передаются параллельно, каждый разряд по своей.

Самые распространённые аналоговые датчики. Выход этих датчиков в УВвИ преобразуется в цифровой сигнал. УВвИ имеет при этом АЦП. УВвИ иногда называют просто АЦП. Если величина изменяется от 0 до 10 В 4 разрядный АЦП . «Цена деления» (В). УВвИ обязательно содержит фильтры для подавления измеренных шумов.

Они обеспечивают преобразование управляющих сигналов, расчитаных на управляющем вычислительном комплексе, из машинных кодов в аналоговые или дискретные сигналы тока или напряжения. УВУС содержит ЦАП.

Исполнительные органы технологического оборудования.

Это различные приводы, задвижки, контакты, реле. Это те органы которые непосредственно обеспечивают реализацию сигнала управления, отходящего от ЭВМ.

ЛСАУ.

Это системы авт. упр.установленные непосредственно на эл. ст. АРВ СГ, главный регулятор котла, регулятор напряжения трансформатора с РПН, регулятор частоты вращения турбины.

УВК.

Обеспечивает обработку данных всей АСУ и функционирование всех технических средств АСУ.

Структура современного УВК

Это примерная структура УВК, которая принимается в современных АСУ ТП эл. ст. Эта структура двухуровневая. Каждый уровень определяется наличием коммуникационной шины КШ на которых реализуется локальная вычислительная сеть. КШ ещё называют информационными шинами. К КШ подключаются различные вычислительные устройства и КШ обеспечивает обмен информацией и управление между отдельными вычислительными устройствами. Есть и одноуровневые системы (1 КШ) – их сейчас не строят. Есть 3-уровневые (хим. промышленность). На каждой шине своя локальная вычислительная сеть, но меж ними есть протоколы обмена.

ТС – терминал связи (для обмена информацией данным ВК и внешними (другими) ВК, например связь АСУ ТП эл. ст. с АСДУ (автоматизированная система диспетчерского управления) эн. системы); – канал связи.

Канал связи – выделенный телефонный канал (зарубежом – радиоканалы). ПКА – персональные компьютеры администрации.

СУПр – станции управления персоналом. Реализуются также на ПК, но имеет связь с КШ1 и КШ2. Назначение СУПр: управление частями технологического процесса на эл. ст. Например, станция управления турбинами, станция управления котлами, станция управления эл. частью станции. Разбивка на эл-ты разна (в завис. от мощности ст.).

АРМО – автоматизированные рабочие места операторов.

Осн. функции СУПр:

1) отображение информации об оборудовании на экране монитора в виде схем, диаграмм с указанием измерений текущих режимных параметров;

2) возможность вмешательства операторов в ход технологического процесса через контроллеры (вмешательство только в свою часть (котёл, СГ));

3) расчёт и анализ режимных ситуаций (нормальных и ав.) с последующим изображении на мониторе. Например, расчёт ТКЗ в точке;

4) построение графиков режимных параметров за определенный период времени.

С – сервер. Обеспечивает обработку данных в данном УВК, обмен информации меж различными устройствами, подключение к КШ и обмен информации.

ИС – инженерная станция (тоже ПК (перс. комп.)).

Настройка ВК:

· прикладное программирование;

· поиск ошибки в системе;

· защита данных;

· тестирование устройств ВК.

ГЩУ главный щит управления эл. ст. (Для удобства оператив. обслуживания приборы и аппараты с-мы управления сосред-ют на щитах управления (ЩУ). ЩУ представляют собой уст-во что содерж. тех. средства (приборы, аппараты, ключи, сигнал. лампочки…) предназнач. для управления работой отдельных агрегатов, группы агрегатов, участка или всей эл. установки (управ. ген-ми, т-ми, КЛ, ВЛ, междушинными связями). Команды на операции управления или рег-ния подаются вручную или автоматикой. На ГЩУ находится начал. см. ст. (ДИС). На ГЩУ устанавливают приборы контроля за осн. тепловыми показателями ст. и предусматривается 2-сторон. связь начальника смены с оперативным персоналом и с диспетчером системы.).

СЩУ – сервер щита управления (обеспечивает вывод информации на ЩУ).

К – контроллеры – программируемые микропроцессорные устройства, выполняющие функции устройств ввода информации, устройств вывода управляющих сигналов и функции ЛСАУ (локальных систем управления).

Д – датчки.

ИСК – инженерная станция контроллеров – ноутбук для настройки и программирования контроллеров.

Информационная и программная часть АСУ ТП.

АСУ разбиваются на:

· функциональную часть;

· техническую часть

· информационную часть;

· программную часть.

Информационная часть АСУ ТП представляет собой упорядоченную совокупность всей информации, циркулирующей в АСУ а также способы кодирования этой информации, хранения, доступа к ней и представления этой информации опреаторам.

Упорядочивают информацию в след. больших группах:

1) оперативная информация;

2) нормативно-справочная информация.

1) Получается в рез-те измерения режимных параметров с помощью Д. Способы упорядочивания различают: по признаку принадлежности к тому или иному оборудованию (параметры котла, СГ…).

2) Это паспортные данные на оборудование, справочные данные и нормативные значения режимных параметров (ном. уровни напряжения, ном. частота).

1) и 2) вместе называют входной информацией.

Результаты расчётов управляющих сигналов или результаты расчётов режимных параметров – выходная информация. Обработка всей информации, циркулирующей в АСУ, основывается на так называемых компьютерных банках данных.

Структура банка данных

СУБД – система управления БД – совокупность программ. Позволяет обратится к БД со стороны операторов (О), администрации (Адм.) со стороны програм. расчёта управляющих сигналов и режимных параметров.

Программное обеспечение делят на 2 части:

1) общее п.о.;

2) специальное п.о.;

К общему п.о. относят:

1) ОС (представляет собой набор программ, предназначенных для управления компьютером, хранения информации и организации работы всех подключенных к нему устройств);

2) драйверы устройств ввода-вывода (программы которые обеспечивают ввод и вывод информации меж различными устройствами);

3) трансляторы и компиляторы ;

4) программы самодиагностики (тестируют работу всего оборудования);

5) стандартные библиотеки программ ;

6) программы управления банками данных.

Общее п.о,. как правило, оставляется изготовителем УВК.

Спец. п.о. – совокупность прикладных программ реализующих функции АСУ относительно конкретных технологических объектов.

Всё п.о. можно представить в виде оболочек вложенных друг в друга:

1) ОС (UNIX, MS DOS);

2) Служебные программы (все общие п.о., кроме ОС и программ управления БД-ных);

3) Комплекс программ управления БД;

4) Все прикладные пограммы.

2. Основы построения АСУ ТП в эл. энергетике

Структура управления эл. энергетикой страны

Основой эл. энергетики Украины есть объединенная энергетическая система Украины, которая осуществляет технологический процесс производства эл. энергии, транспорта и распределения.

Энергетическое предприятие «Энергорынок». Киевэнерго содержит генерирующие мощности. Основной аспект управления – оперативное управление режимами работы (оперативное – текущее). Основная задача – надёжность снабжения.

Оперативное управление осуществляется диспетчерскими центрами управления. Эти центры есть в НЭК «УЭ» и в восьми региональных энергосистемах системах.

Структура диспетчерского управления в энергетике страны.

ЦДП – центральный диспетчерский пункт;

РДЦ – региональные диспетчерские центры эл. эн. систем (8 центров);

ДПУ ОЭ – диспетчерские пункты управления обл. энерго;

ПУ эл. ст. – пункты управления эл. ст.;

ПУ п/ст. 220 – 750 кВ — пункты управления подстанций сети 220 – 750 кВ;

ДПУ — диспетчерские пункты управления районов эл. сетей;

РЭС – 10 – 0.4 кВ – сети.

Главные задачи диспетчерского управления в нормальных режимах эн. системы:

1) обеспечение баланса производства и потребления эл. энергии в целом по объединённой эн. системе страны и по отдельным регионам;

2) обеспечение надёжного и качественного эл. снабжения.

Тема. Краткая характеристика обеспечения баланса производства и потребления эл. энергии.

Потребление эл. энергии в энергосистемах изменяется постоянно течении минут… По этому производство эл. эн. должно приспосабливаться к этим изменениям к этим изменениям, а это требует следующего:

1) надо планировать строительство новых энергоблоков, эл. станций, эл. сетей на несколько лет вперёд (обычно на 5 лет). Для планирования надо прогнозировать графики потребления на 10 – 15 лет;

2) надо распределять нагрузку меж различными эл. станциями для различных периодов времени: год, неделя, день. Цель распределения нагрузки – ↓ общих затрат на производство эл. энергии;

3) разработка и применение методов и средств управления, которые будут противостоять случайным отклонениям производства и потребления эл. энергии. Эти отклонения связаны с ав. ситуациями. Что б противостоять случайным отклонениям должен быть резерв. Этот резерв мобильный: манёвренные ГЭС, ГТУ, ГАЭС.

Поддержание качества поставки эл. энергии.

Под надёжностью эл. снабжения понимается бесперебойность работы. Поддержание баланса имеет смысл если всем потребителям поставляется эл. эн. необходимого качества. Качество эл. эн. характеризуется 2-мя основными параметрами: f и U.

Частота переменного тока – общее системный параметр, значение которого одинаковы во всех точках энергосистемы. Согласно стандартам в уст. режиме. Отклонение частоты – нарушение баланса мощности. Осн. причины нарушения баланса:

1) отклонение реальной нагрузки от запланрованной;

2) отсутствие (недостаток) резерва по генерируемой мощности.

Для поддержания баланса надо регулировать мощность эл. станций в соответствии с изменением нагрузки. ; суммарные потери мощности. В случае отсутствия регулирующего диапазона на эл. станциях приходится отключать нагрузку в эл. эн. системах. При значительных отклонениях баланса (ав. откл. СГ, ЛЭП) могут возникнуть нарушения устойчивой параллельной работы СГ эл. ст. (вплоть до выпадения из синхронизма).

Второй параметр, характеризующий качество эл. эн., – напряжение. Напряжение различно в различных точках системы. Надо обеспечить поддержание напряжения на зажимах эл. приёмников на уровнях номинальных значений при нормированных, допустимых отклонениях. Для большинства эл. приёмников: , для эл. двигателей (более широкий диапазон).

ЦК – централизованная координация;

РС – распределительная сеть;

ЭП – эл. приёмники;

ЛСАУН – локальные системы автоматического управления напряжением;

ЦП – центры питания:

— Трансформаторы с РПН снабжены автоматическим управлением;

— СК – синхронны компенсаторы (с АРВ СК);

— реакторы;

— КБ (конденсаторные батареи)

В двигателях 6 кВ есть системы автоматического регулирования возбуждения (на газоперекачивающих станциях). Работу ЛСАУН-ием надо постоянно корректировать поскольку их функционирование не зависит друг от друга, а участки эл. сети которыми они управляют взаимосвязаны и изменение режимных параметров на одном участке не сказывается на изменение на втором участке. Надо ЦК (централизованная координация). , .

Последовательность управлений во времени.

1. Уровень нескольких секунд.

Управление мгновенным равновесием энергосистемы. согласно этому временному уровню мощность генерирующего оборудования должна точно следовать и мгновенно реагировать на изменение нагрузки. Такую задачу обеспечивает т.н. первичное регулирование скорости вращения генераторов. Первичное регулирование обеспечивается ЛСАУ, которые устанавливаются на турбинах эл. станций и называются автом. регуляторами частоты вращения турбин АРЧВ (АРС – автом. регуляторы скорости). Кроме первичного на этом временном уровне используется вторичное регулирование, которое обеспечивает изменение мощности генераторов. Первичное и вторичное регулирования должны быть быстродействующими и поэтому реализуются полностью АСУ. Устанав. эти системы на эн. блоках эл. станций.

2. Уровень нескольких минут.

На этом уровне управление состоит в нахождении наиболее экономичного распределения нагрузок меж работающими энергоблоками при чёте потерь в эл. сети.

Суточный график нагрузки. Распределение нагрузки по графику.

Эта задача ещё называется третичным регулированием. Решается с помощью многовариантных расчётов на ЭВМ. Ещё наз-ся оптимизация режима работы эл. станций и эн. систем.

3. Уровень суток или недели.

Задача состоит в использовании имеющихся эн. блоков тепловых эл. станций таким образом что бы ↓ число пусков и остановов эн. блоков.

4. Уровень года или нескольких лет.

Задача состоит в планировании остановов эн. блоков ТЭС на несколько недель для проведения ежегодных ремонтных работ.

5. Уровень нескольких лет.

Основная задача планирование строительства новых энергоблоков, ст., п/ст., ЛЭП и поставок оборудования.

3, 4, 5 уровни не относятся к оперативно-диспетчерскому управлению. Это управление в плане планирования (мы не рассматриваем).

Структура технологического управления в электроэнергетике.

Технологическое управление – это оперативное управление производством, передачей и распределением эл. энергии. Оперативное управление реализуется диспетчерскими службами. Сейчас все диспетчерские службы оснащены автоматизированными системами управления технологическим процессом в электроэнергетике. Кроме того в область действия и диспетчерских служб и АСУ ТП входят ЛСАУ, установленные на электроэнергетических объектах.

Есть 3 основных группы задач, которые возлагаются на диспетчерские службы АСУ ТП (а значит и на ЛСАУ):

1) обеспечение постоянного необходимого качества питания всех потребителей эл. эн. в любой точке энергосистемы, что требует постоянного оперативного управления частотой, напряжением и мощностью;

2) Осуществление оптимального использования оборудования эл. станций, эл. сетей;

3) Осуществление мер оп ликвидации последствий аварий и восстановления нормальной работы эн. систем, а также осуществление мер по предотвращению аварий.

Структурная схема.

ЭЭС – электроэнергетические системы (8 шт.);

ПЭС – предприятия эл. сетей 35 – 220 кВ (сейчас обл. энерго);

ЭБ – энергоблоки (300 МВт и ↑ → АСУ ТП);

РЭС – районы эл. сетей; Д – датчик; ИО – исполнительные органы; ЛСАУ.

ЦСАУЧМ – централизованная САУ частотой и мощностью;

ЦСАУН — централизованная САУ напряжением (управл. U и Q)

В состав автоматизированного технологического управления эл. эн. системы кроме автоматизированных систем управления входят и автоматические системы управления. Есть 2 группы таких систем: САУ нормальным и САУ аварийным режимами (Н.Р. и А.Р,). Устойчивость параллельной работы СГ энергосистемы → САУ А.Р.

Основные сведения о САУ Н.Р. (нормальным режимом).

ЦСАУЧМ – предназначена для регулирования частоты в эл. эн. системе на заданном уровне путём поддержания баланса активной мощности в системе. Эта централизованная система регулирования частоты только за счёт изменения генерирующей мощности.

Состоит эта система из центральной части и нескольких станционных частей.

На Украине в составе АСУ ОЭС имеется программно-вычислительный комплекс CSADA в состав которого входит ЦСАУЧМ.

На Украине в качестве ЧРЭС используется 4 ГЭС (Днестровская, Днепровская, Кременчугская, Днепродзерджинская) и 1 ТЭС (Змеевская (Донбас)). Для качественного регулирования частоты и мощности к регулированию должны привлекаться практически все ТЭС. У нас не привлекаются из-за изношенности оборудования и отсутствия развитой системы управления (нет каналов связи, денег).

ЦСАУН – предназначена для поддержания напряжений в контролируемых узлах эл. сети 110 и ↑ кВ на заданном уровне и для обеспечения при этом заданных перетоков мощности по ЛЭП.

Основные задачи АСУ ТП эл. станций.

Задачи управления (технологического (оперативного)).

Классификация задач.

— По технологическому принципу.

1) задачи управления эл. частью;

2) задачи управления тепловой частью;

3) задачи управления вспомогательным хозяйством станции;

— По типу управления:

1) Контроль и диагностика состояния оборудования;

2) Регулирование параметров режима;

3) Ведение и оптимизация режима.

1. Контроль и диагностика состояния оборудования.

Задачи контроля (большинство задач на Украине этим ограничивается). Контроль – сравнение измеренных значений переменных состояния с заданными допустимыми значениями.

Стандартная схема контроля.

Дискретные измерения значений. вектор заданных значений (может изменятся во времени).

ОП – оперативный персонал;

ИО – исполнительные органы.

Краткая характеристика задач диагностики.

Под задачей диагностики в АСУ понимают расчётный показатель работоспособности оборудования на основе измерений.

Пример задачи диагностики.

Диагностика выработки коммутационного ресурса ВВ Все ВВ характеризуются коммутационным ресурсом – max допустимое кол-во коммутаций выключателя в различных диапазонах коммутируемых токов.

Решение задачи выработки коммутационного ресурса основано на формуле, определяющей расход ресурса за единичную коммутацию:

; .

Суммарный ресурс: , где кол-во коммутаций. Выключатель выработал коммутационный ресурс при .

Задачи контроля и диагностики в плане управления реализуются через оперативный персонал, т.е. персонал принимает решения по управлению на основе данных контроля и диагностики. По этому в этих задачах управление осуществляется с задержкой во времени.

Краткая характеристика задач регулирования.

Задача регулирования это задача, которая преимущественно формирует управленческие воздействия с целью вернуть значения переменных состояния к заданы значениям при отклонениях. Воздействие осуществляется автоматически без задержки во времени.

опред. алгоритм работы ОС. Этот алгоритм работы такой что б выполнялось условие: .

Основное – устойчивая работа системы.

Есть системы в которых . Назыв. они системы стабилизации.

Краткая характеристика задач ведения и оптимизации режимов эл. ст.

Задачи ведения режимов это задачи, которые последовательно во времени изменяют состояние или режим технологического объекта управления по заранее определенной последовательности действий. Пример – пуск или останов эн. блока вывод в ремонт выключателя на РУ и т.д.

Задачи оптимизации режимов рассчитывают такие значения режимных параметров, при которых обеспечивается min или max некоторого показателя качества работы технологического объекта управления. Результаты задач оптимизации являются заданными значениями для задач регулирования . Примеры: задача определения таких мощностей параллельно работающих энергоблоков станции при которых достигается min суммарного расхода топлива (для ТЭС).

Схема взаимодействия меж задачами контроля и диагностики состояния эл. оборудования, регулирования параметров режима, ведения и оптимизации режима.

В контуре управления АСУ ТП в настоящее время кроме задач контроля, диагностики регулирования, оптимизации и ведения режимов предусматривают группу задач «советчик диспетчера». Эта группа задач вырабатывает рекомендации – советы по принятию решений оперативным персоналом в различных режимных ситуациях на эл. станциях. Сейчас группу задач «советчик диспетчера» называют системой интеллектуального принятия решений (СИПР) оперативным персоналом. СИПР основана на мат. методах и моделях теории нейронных сетей (теория искусственного интеллекта).

3. Управление частотой и активной мощностью в нормальных режимах

электростанция управление автоматизированный энергетический

Статическая характеристика турбоагрегата

В установившемся режиме должен обеспечиваться баланс активной мощности: . Баланс мощности имеет смысл если и в допустимых пределах. При нарушении баланса отклоняется в первую очередь частота: .

момент на валу турбины, где

Q – расход энергоносителя (пара или );

Н – давление пара (для ГЭС напор );

η – КПД турбоагрегата;

ω – механическая скорость вращения вала.

, где f – частота тока, угловая скорость вращения вектора напряжения генератора.

, * – относительно номинальных значений.

Рассмотрим турбину с постоянной мощностью . Все паровые турбины имеют регулировочные клапаны с помощью которых осуществляется изменение кол-ва пара, подаваемого на турбину. Суть регулирования в том что регулирующие клапаны больше или меньше перекрывают относительное отверстие паропровода, подающего пар на турбину. Если регул. клапаны зафиксировать то .

В этом случае: . В пределах от номинальных значений эта зависимость линейная.

Статическая характеристика – не зависит от времени. Если то . Так как наклон большой то любое отклонение f или M приводит к значительному отклонениям M или f. Моментно-скоростная характеристика турбоагрегата при постоянной мощности приводит к значительным отклонениям угловой скорости или f при отклонениях момента на валу турбины. Момент на валу турбины определяется моментом нагрузки (моментом сопротивления). Момент нагрузки на валу определяется изменением эл. нагрузки эн системы (эл. нагрузка данного СГ). Работа с такой характеристикой – недопустима.

Фиксированных положений РК может быть множество и для каждого состояния своя моментно-скоростная характеристика. Пределы характеристики:

— справа – при полностью открытых РК;

— слева – при устойчивой работе (тех. min по мощности. Технологический минимум электростанции — минимальная нагрузка электростанции, обеспечивающая безопасное для персонала, оборудования, потребителя и окружающей среды состояние работы электростанции, включающая в себя технический минимум собственного оборудования и минимально необходимую нагрузку, обеспечивающую технологический минимум потребителей).

Статическая нагрузка по частоте

Статической характеристикой эл. приёмника по частоте называется зависимость меж мощностью, потребляемой эл. приёмником и частотой: . мощность нагрузки.

3 группы эл. приёмников:

1) эл. приёмники, у которых Р не зависит от частоты: при ;

2) эл. приёмники, у которых Р зависит от частоты в первой степени , где коэффициент пропорциональности. Это СД и АД с постоянным моментом на валу. , ;

3) эл. приёмники, у которых потребляемая мощность зависит от частоты во второй и выше степени: , где Это АД с переменным моментом на валу (вентиляторного типа).

В каждом узле нагрузки есть эл. приемники всех трёх типов. Можно построит эквивалентную статическую характеристику по частоте узла нагрузки, либо района эн. системы, либо всей энергосистемы в целом. Эквивалентные статические характеристики нагрузки определяются той группой электроприёмников которая составляет большее количество. В современных эл. эн. системах наибольшее кол-во-эл. приёмники второй группы. По этому эквивалентная статическая характеристика нагрузки в пределах от номинальных значений считаются соответствующими второй группе эл. приёмников, т.е. считаются линейными. Наклон этих характеристик зависит от удельного состава эл. приёмников различных групп для рассматриваемого района эн. системы.

Статические характеристики по частоте называют также регулирующим эффектом нагрузки (РЭН). РЭН является различным для различных эн. систем, для различных узлов нагрузки, для одного узла или системы но в разное время суток. с . Это положительно для поддержания частоты и по этому называется РЭН.

Рассмотрим некоторую эквивалентную характеристику для некоторой эн. системы.

Допустим, что к этой системе произошло подключение нового объема эл. приёмников. Предположим при этом что процентное соотношение меж приемниками различных типов не изменилось. При изменении состава эл. приёмников изменяется наклон статической характеристики нагрузки. Наклон определяется статическим коэффициентом нагрузки, который в о.е.:

.

Определим экспериментальным путём (для эн. системы). Обычно . Это значит что при . Эквивалентную статическую характеристику нагрузки записывают в виде уравнения: , где , . Если известно графическая зависимость меж и f то по этой зависимости легко определить .

Мощность нагрузки создаёт тормозящей момент нагрузки на валах эл. ст. Изменение момента нагрузки .

В т. пересечения – уст. режим – равенство ускоряющего момента турбины и тормозящего момента нагрузки. мощность вновь подключённой нагрузки (удельный состав эл. приёмников считаем незменным).

При реальных изменениях нагрузки в эн. системе изменения частоты для нерегулируемых агрегатов эл. станций будет достигать недопустимых величин . По этому при изменениях нагрузки в эн. системах надо так менять статические характеристики агрегатов эл. станций что б отклонение частоты лежали в допустимых пределах. Для этого агрегаты эл. ст-ций надо регулировать по мощности.

Статическая характеристика регулируемой турбины по частоте

Нагрузка увеличивается от Н1 до Н2 на величину . В результате новый установившейся режим в т. 2. Частота в т. 2 имеет недопустимое значение частоты. Что б частота не изменилась надо поднять мощность турбины.

Для изменения мощности турбины используются АРЧВ турбины. Это первичное регулирование частоты в эн. системе. Характеристика 7 – 5 статическая характеристика регулируемой турбины по частоте. Также характеристика 7 – 5 называется астатической характеристикой. Каждая точка на ней соответствует разному значению мощности и разному положению регулирующих клапанов. По этому эту характеристику изображают в координатах .

На всех ТЭС (и АЭС) применяют статические х-ки. На ГЭС стат. и астат. х-ки.

Рассмотрим стат. х-ку регулируемой турбины

Точку х.х. ещё называют уставкой АРЧВ по частоте. Наклон стат. х-ки регулируемой турбины определяется коэффициентом статизма σ. σ можно определить послед. формуле: , где любое отклонение частоты. В о.е.: .

σ регулируемых ТА-ов нормируются:

в СНГ;

в Эвропе;

США, Канада.

Стат. х-ку регулируемой турбины можно математически записать так:

, , , . В о.е. .

Значение σ в% обозначает следующее: что бы нагрузка ТА изменилась от 0 до номинальной надо что бы частота снизилась в СНГ на 4.5%.

Пример определения изменения мощности ТА при изменении частоты в системе.

уравнение стат. х-ки ТА.

это недопустимо.

допустимо для генераторов.

соответствует полному открытию РК.

АРЧВ бывают 3 типов:

1) гидромеханические;

2) гидродинамические;

3) электрогидравлические.

1) и 2) на тепловых (паровых) ТА, 3) на паровых и гидравлических агрегатах.

Основные функции АРЧВ:

1) регулирование частоты вращения турбины (при этом регулируется и мощность турбины);

2) пуск и останов турбины;

3) изменение частоты вращения при синхронизации;

4) распределение нагрузки меж параллельно работающими агрегатами (эн. блоками);

5) участие в общесистемном регулировании частоты;

6) режимные ограничения мощности турбины (все АРЧВ снабжены защитными устройствами, которые ограничивают мощность турбины до заданной величины).

Простейший гидромеханический АРЧВ

Принципиальная схема

Г – СГ; ЦМ – центробежный маятник; М – муфта на вращающемся валу ЦМ-ка.

Положение муфты проградуировано по скорости турбины и определяет скорость вращения турбины. ЦМ и шестерная передача – это ДЧ (датчик вращения турбины). используется для маломощных ТА (30 МВт и ↓).

МИСВ – механизм изменения скорсти вращения турбины. С помощью МИСВ можно изменять и фиксировать рычаг . Рычаг жесткий рычаг.

ЗУ – золотниковое устройство – распределяет подачу масла на выходных каналах 1 и 2.

Верхний и нижний полости ЗУ связаны со сливной трубкой.

СМ – сервомеханизм (исполнительное устойство);

ЗУ + СМ – гидроусилитель.

Краткое описание работы

Допустим скорость вращения турбины ↓. ЦМ вращается медленнее → М (муфта) сместится вниз. При этом вниз переместится и . не изменится из-за давлений в СМ (сервомеханизме). Т. М0– фиксированная. , вниз. Канал 1 соединится со сливной верхней полостью. Масло под давлением в канал 2 → в нижнюю полость СМ. Поршень СМ перемещается вверх. Вверх т. → РК – вверх → больше пара на турбину → скорость вращения турбины ↑. М вверх → колебательная работа АРЧВ. Колеблется до тех пор пока т. С не вернётся в . При этом т. А и т. В не вернутся в и (определяется положением РК).

Установившееся положение СМ будет отличатся от исходного. Мощность Т тоже отлична от исх. С0и золотник вертаются в исх. положения.

Между положением РК-нов, положения поршня сервомеханизма и т. С рычажной передачи АСВ существует однозначная жесткая связь, обусловленная жесткими рычагами, связывающим т. В с поршнем сервомеханизма и РК-ми. Эта жесткая связь (ЖОС) АРЧВ.

Такая конструкция не может поддерживать постоянство частоты вращения. Такая х-ка статическая (с наклоном).

. В конце переходного процесса

, ,

, .

; , коэффициент статизма.

Из видно что в данной конструкции АРЧВ и изменить во время работы ТА невозможно. изменяют только во время ремонтных работ. на разных ТА – разные. Для больших регулировочных диапазонов – меньший , для малых – больший.

Механизм изменения скорости вращения АРЧВ.

МИСВ АРЧВ это устройство с помощью которого можно изменить уставку по частоте (частоту х.х) и вызвать перемещение стат. х-ки АРЧВ параллельно самой себе.

СДУ – схема диспетчерского управления

В реальных условиях АРЧВ от 3 до 6%. Изменения достигаются путём изменения и фиксации длины рычага .

Изменение описать. Т. в исходном положении. в иное положение. тоже изменяет положение. Изменяется кол-во пара. Изменяется скорость. В конце п.п. , .

МИСВ снабжают ручным устройством для изменения длины рычага . Оно проградуировано в ГЦ (по ). Кроме того есть эл. привод (реверс), который управляется СДУ (сх. дистанционного управления) с ГЩУ. МИСВ используется для изменения числа оборотов турбины при пуске и включении на параллельную работу и при останове.

Действие МИСВ в двух режимах:

1) параллельная работа агрегатов в эн. системе в которой частота поддерживается неизменной.

2) Работа ТА на выделенную автономную нагрузку.

Изменение уставки МИСВ приводит к изменению частоты. Внешние воздействия по управлению на АРЧВ осуществляется через МИСВ.

АРЧВ с астатической частотной характеристикой

В рассмотренной ранее конструкции АРЧВ между точкой В и положением РК имеется жесткая рычажная связь которая называется ЖОС. Для получения астатической характеристики регулирования вместо ЖОС применяют ГОС. Схема ГОС имеет следующий вид:

З – золотник. ГОС состоит из П и гидравлического демпфера (ГД). П + ГД – изодронное устройство = ГОС. ГД – это цилиндр, заполненный маслом с поршнем. Вверх и нижняя части цилиндра сообщаются через трубку с малым регулируемым отверстием. ТТ – тонкая трубка.

Работа изодромного устройства

После изменения нагрузки турбины, начинается перемещение штока сервомеханизма (СМ). Например, вверх. Поскольку шток жестко связан с корпусом ГД то ГД перемещается вверх и сжимает пружину (П). П. давит на поршень ГД, но медленно из-за тонкой трубки. т. D медленно вверх. Постепенно масло из нижней части в верхнюю. П. разжимается. т. D – вниз. После п.п. т. D в исходное состояние. т В-тоже в исходное состояние. , . Если .

• |
• Библиотека решений
• |
• Автоматика электроэнергетических систем (реферат по дисциплине « Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем»)

Введение.

1. Назначение
   релейной защиты. 3

2. Требования
   к релейной защите. 4

3. Элементы
   защиты. 5

4. Принципы
   выполнения устройств релейной защиты. 8

5. Источники
   оперативного тока.
   10

6. Микропроцессорные
   устройства в релейной защите.

7. Трансформаторы
   тока и принцип действия. 13

8. Измерительные
   трансформаторы напряжения. 69

9. Реле. 15

10. Разновидности
    электромагнитных реле. 26

1. 
   Назначение
   релейной защиты

В
электроэнергетических системах могут
возникать повреждения и ненормальные
режимы работы.

Повреждения:
короткие замыкания – сверх ток, понижение
напряжения – потеря устойчивости.

Ненормальные
режимы
– отклонения напряжения, тока и частоты.

Развитие
аварии может быть предотвращено быстрым
отключением поврежденного участка при
помощи специальных автоматических
устройств – релейной защиты.

Назначение
– выявление места КЗ и быстрое отключение
поврежденного участка от неповрежденной
части.

Выявление
нарушений нормального режима и подача
предупредительных сигналов или проведение
операций, необходимых для восстановления
нормального режима. Связь РЗ с автоматикой
– АПВ, АВР, АЧР.

Подробнее
о повреждениях.

Причины:
нарушение изоляции. ТВЧ – старение,
механическое повреждение, перенапряжение.

ЛЭП
– смыкание проводов.

Ошибки
персонала.

Виды: КЗ
– наиболее тяжелое.

Вследствие
увеличения тока возрастает падение
напряжения в элементах системы, что
приводит к понижению напряжения во всех
точках сети. Возникающая дуга разрушает
оборудование, а понижение напряжения
нарушает работу потребителей и
устойчивость параллельной работы
генераторов.

Замыкание
на землю одной фазы в сети с изолированной
нейтралью. (Обычно в системах собственных
нужд эл. станций.)

Ток
при этом невелик – несколько десятков
ампер. Опасно тем, что вызывает
перенапряжения – возможность перехода
в междуфазное замыкание.

Ненормальные
режимы

Перегрузка
оборудования
– перегрев ТВЧ и изоляции, её ускоренный
износ.

Качания
в системах
– выход из синхронизма параллельно
работающих генераторов. При этом ток
колеблется от нуля до максимального,
превосходящего нормальную величину
значения. Садится напряжение.

Повышение
напряжения
– при внезапном отключении нагрузки.

1. 
   Требования
   к релейной защите

Селективность
– способность отключать только
поврежденный участок сети.

Рис.2.1

Основное
условие для обеспечения надёжного
электроснабжения потребителей.

Быстродействие
– главное условие для сохранения
устойчивости параллельной работы
генераторов. Уменьшается время снижения
напряжения у потребителей, повышается
эффективность АПВ, уменьшается ущерб
для оборудования.

Таблица
1.1

Номинальное напряжение, кВ	Время действия релейной защиты, с
300…500	0,1…0,12
110…220	0,15…0,3
6…10	1,5…3

Критерий
– остаточное напряжение не менее 60 % от
номинального. Кроме того, нужно учитывать
и время срабатывания выключателей:

t_откл=t_з+t_в, (2.1)

где t_з
– время действия защиты,

t_в
– время отключения выключателя –
0,15…0,06 с.

Быстродействующей
считается защита, имеющая диапазон
срабатывания – 0,1…0,2 с, самые
быстродействующие – 0,02…0,04 с.

В
ряде случаев требование быстродействия
является определяющим.

Быстродействующие
защиты могут быть и неселективными,
для исправления неселективности
используется АПВ.

Чувствительность
– для реагирования на отклонения от
нормального режима.

Рис.
2.2

Резервирование
следующего участка – важное требование.
Если защита по принципу своего действия
не работает за пределами основной зоны,
ставят специальную резервную защиту.

Чувствительность
защиты должна быть такой, чтобы она
действовала при КЗ в конце установленной
зоны действия в минимальном режиме
системы.

Чувствительность
защиты характеризуется коэффициентом
чувствительности
k_ч

, (2.2)

где
I_к.мин
– минимальный ток КЗ,

I_с.з
– ток срабатывания защиты.

Надежность.
Защита должна безотказно работать при
КЗ в пределах установленной для неё
зоны и не должна ложно срабатывать в
режимах, при которых её работа не
предусматривается.

1. 
   Элементы
   защиты

Пусковые
органы
– непосредственно и непрерывно
контролируют состояние и режим работы
защищаемого оборудования и реагируют
на возникновение КЗ и нарушение
нормального режима работы.

Это
различные реле
– автоматические устройства, срабатывающие
при определенном значении воздействующей
на него величины.

Логические
органы
– воспринимают команды пусковых органов
и в зависимости от их сочетания, по
заданной программе производят заранее
предусмотренные операции.

Реле
также подразделяются на основные
и вспомогательные.

Типы
основных
реле: тока;

напряжения;

сопротивления;

мощности
(определяющие величину и направление
(знак)).

Реле
бывают максимальными
– действующие при возрастании
контролируемой величины, и минимальными
– при снижении этой величины.

Специальные
реле: частоты;

тепловые.

Типы
вспомогательных
реле: времени;

указательные
(для сигнализации);

промежуточные
(передающие действие основных защит на
отключение выключателей).

Каждое
реле конструктивно можно подразделить
на две части – воспринимающую
и исполнительную.

Воспринимающая
часть представляет собой обмотку,
питающуюся током или напряжением.

Исполнительная
часть – это механическая система,
воздействующая на контакты реле,
заставляя их замыкаться или размыкаться.

1. 
   Принципы
   выполнения устройств релейной защиты

Различают
два способа включения реле на ток и
напряжение сети.

Первичные
реле –
включены непосредственно (рис.4.1).

Вторичные
реле
– через измерительные трансформаторы
тока и напряжения (рис.4.2).

Рис.
4.1 Рис. 4.2

К
достоинствам вторичных реле следует
отнести: их изолированность от цепей
высокого напряжения; удобство обслуживания;
возможность выполнения их стандартными
на одни и те же токи (5 или 1 А) и напряжение
(100 В).

Достоинство
первичных состоит в отсутствии
измерительных трансформаторов тока и
напряжения, источников оперативного
тока и контрольного кабеля. Первичные
реле широко используются в цепях низкого
напряжения.

Различают
два способа воздействия защит на
выключатель: прямой
и косвенный.

Прямой
– защите не требуется оперативный ток,
однако реле должны развивать большие
усилия, поэтому не могут быть очень
точными (рис.4.3).

Косвенный
– отличаются большой точностью. Проще
осуществляется взаимодействие между
реле. Однако для реле косвенного действия
необходим источник оперативного тока
(рис.4.4).

Рис.
4.3

Рис.
4.4

5.
Источники оперативного тока

Оперативный
ток
– питает цепи дистанционного управления
выключателями, оперативные цепи релейной
защиты, автоматики.

Основное
требование к источникам оперативного
тока – надежность, при КЗ и ненормальных
режимах напряжение источников оперативного
тока и их мощность должны иметь достаточную
величину как для действия релейной
защиты, так и для отключения выключателей.

Постоянный
оперативный ток

Источниками
данного тока являются аккумуляторные
батареи напряжением 110…220 В. Для повышения
надежности сеть постоянного тока
секционируется (рис5.1). Аккумуляторные
батареи обеспечивают питание независимо
от состояния основной сети и являются
самым надежным источником питания. К
недостаткам можно отнести высокую
стоимость, необходимость в зарядных
агрегатах, сложную сеть постоянного
тока.

Рис.
5.1

Переменный
оперативный ток

Источниками
служат измерительные трансформаторы
тока и напряжения, а также трансформаторы
собственных нужд, подключаемые на ток
и напряжение самой сети.

Трансформаторы
напряжения и трансформаторы собственных
нужд не пригодны для питания цепей
релейной защиты при КЗ – так как
напряжение в сети при этом резко
снижается. Могут использоваться при
ненормальных режимах: перегрузка,
замыкание на землю.

Трансформаторы
тока надежны для защит от КЗ – ток при
этом увеличивается, мощность достаточна
для питания оперативных цепей. Однако
трансформаторы тока не обеспечивают
необходимой мощности при повреждениях
и ненормальных режимах, не сопровождающихся
резким увеличением тока.

Чаще
всего используется комбинированное
питание от трансформаторов тока и
напряжения. Принципиальная схема блоков
питания типов БПТ представлена на рис.
5.2.

Рис.
5.2

1. 
   Микропроцессорные
   устройства в релейной защите.

Релейная
защита родилась и развивалась на базе
механических устройств, которые
постепенно усложнялись до существующих
сегодня многофункциональных механических
комплексов. Примерно три десятилетия
назад с развитием электронной
промышленности появились устройства
защиты на полупроводниковых элементах.
Они не вытеснили полностью своих
механических собратьев и до сегодняшнего
дня эксплуатируются вместе с ними.

Появление
и бурное развитие цифровой микропроцессорной
техники, компьютерных и информационных
технологий привело к созданию устройств
защиты нового поколения. Реле на
механической и полупроводниковой
элементной базе эксплуатируются уже
не первый год и специалистам хорошо
известны их достоинства и недостатки,
сильные и слабые стороны. Рассмотрим
основные особенности цифровых защит,
и какие преимущества может дать их
применение в энергетике.

Заметим
сразу, что алгоритмы работы устройств
защиты на разной элементной базе
одинаковы, отличаются только способы
их реализации. Микропроцессорные
устройства обладают следующими
особенностями.

Цифровые
устройства компактны. Логика их работы
реализуется посредством специального
программного обеспечения. Конструктивно
они состоят из одного или нескольких
микропроцессоров, измерительных
преобразователей, дискретных входов и
выходных реле. Это позволяет разместить
в одном корпусе различные виды защит и
связать их на программном уровне, что
приведет к уменьшению расхода металла,
кабельной продукции и других материалов
на изготовление и установку устройств.
При этом также уменьшаются собственное
потребление устройств и необходимое
место для их установки на пунктах и
щитах управления силовым оборудованием.

Конструкция
цифровых защит дает возможность выпускать
их в унифицированном исполнении с
однотипным программным обеспечением.
Это дает возможность упростить дальнейшую
эксплуатацию при наличии на объекте
большого количества микропроцессорных
защит с различными функциями.

Программное
обеспечение позволяет производить
изменение уставок и настроек, а также
перепрограммирование функций защиты
без изменения в схемах устройств.

Встроенный
регистратор аварийных и эксплуатационных
событий позволяет записывать все
сообщения о работе устройства в нормальном
и аварийном режимах, а также осциллограммы
этих событий. Это дает возможность
проводить более точный анализ работы
защит и аварийных ситуаций в целом.
Возможность измерения нормального и
аварийного режима. Наличие
жидкокристаллического дисплея на
передней панели устройства и кнопок
ручного управления позволят иметь
доступ к информации о параметрах
устройства и выдаваемых им сообщений.

Специальное
программное обеспечение позволяет
производить задание параметров
устройства, а также считывание сообщений
и данных с помощью портативного
компьютера. Это дает возможность не
только ускорить процесс изменения
уставок и параметров устройства, но и
также сохранять все данные в электронном
виде с возможностью последующего вывода
на печать.

Возможность
объединения в единую сеть нескольких
цифровых защит, осуществление передачи
данных и управление этими устройствами
с верхнего уровня.

Все
эти особенности позволяют не только
снизить затраты на техническое
обслуживание, но и поднять на новый
более высокий уровень культуру
эксплуатации энергетического оборудования.

К
факторам, сдерживающим широкое внедрение
цифровой техники, можно отнести их
относительно высокую цену, необходимость
наличия на каждом энергетическом объекте
и непосредственно у лиц, занимающихся
эксплуатацией микропроцессорных
устройств соответствующей компьютерной
техники, а также необходимость обучения
обслуживающего персонала.

Микропроцессорные
устройства будут работать параллельно
с существующими полупроводниковыми
комплексами, а затем и полностью заменят
их.

7.
Трансформаторы тока и схемы их соединений

Трансформатор
тока
– важный элемент релейной защиты. Он
питает цепи защиты током сети и выполняет
роль датчика, через который поступает
информация к измерительным органам
устройств релейной защиты.

Рис.
7.1

7.1.
Принцип действия

Первичная
обмотка трансформатора тока включается
последовательно в силовую цепь. Вторичная
обмотка замыкается на сопротивление
нагрузки Z_Н
– последовательно включенные реле и
приборы.

Ток
I₁,
протекая по обмотке, создаёт магнитный
поток Ф₁=I₁,
под воздействием этого потока во
вторичной обмотке наводиться ЭДС Е₂.
По обмотке протекает ток I₂.

Если
не учитывать потерь то:

, (7.1)

где

– витковый коэффициент трансформации.

В
заводских материалах на трансформаторы
тока указывают номинальный коэффициент
трансформации
.
Если не учитывать потери, то n_в=n_т.

В
действительности же I₂
отличается от расчетного значения.
Часть тока I₁
тратиться на создание намагничивающего
потока:

(7.2)

Если
разомкнуть вторичную обмотку, магнитный
поток в магнитопроводе резко возрастет.
Магнитопровод быстро расплавится. Кроме
того на вторичной разомкнутой обмотке
появиться высокое напряжение, достигающие
десятков киловольт. Вторичная
обмотка обязательно должна быть заземлена
– если произойдет пробой изоляции, то
при заземленной вторичной обмотке
получится короткое замыкание, защитная
аппаратура отключит поврежденный
трансформатор, заземление вторичной
обмотке делается прежде всего для
обеспечения техники безопасности.

Причиной
погрешностей в работе трансформаторов
тока является ток намагничивания.
Чрезмерно большие погрешности могут
вызвать неправильные действия релейной
защиты, поэтому стараются уменьшить
ток намагничивания.

7.2.
Параметры, влияющие на уменьшение
намагничивающего тока

Ток
I_нам
состоит из активной и реактивной
составляющих.

I_а.нам
– обусловлена активными потерями на
гистерезис и от вихревых токов в
магнитопроводе трансформатора тока.

I_р.нам
– создает магнитный поток, который
индуктирует во вторичной обмотке ЭДС
Е₂.

Для
уменьшения I_а.нам
магнитопровод выполняется из шихтованной
стали.

При
насыщении I_нам
возрастает значительно быстрее, чем
поток Ф_т,
что вызывает резкое увеличение
погрешностей. (см. рис. 7.2 – характеристика
намагничивания трансформатора тока.)

Для
ограничения погрешностей нужно уменьшить
Ф_т:

Рис.
7.2

Ф_тЕ₂=I₂(Z₂+Z_н). (7.3)

Этого
можно добиться, либо снизив ток I₂
за счет подбора соответствующего
коэффициента трансформации (повысить
n_т
для
снижения кратности максимального
первичного тока
),
либо уменьшив сопротивление нагрузки
вторичной обмотки Z_н
.

Требования
к точности трансформаторов тока, питающих
релейную защиту

Погрешность
трансформаторов тока по току (I)
не должна превышать 10%, а по углу () –
7.

Эти
требования обеспечиваются, если
I_нам0,1I₁.

Для
каждого типа трансформаторов тока
имеются определённые значения К_1макс
и Z_н,
при которых погрешность будет равна
10%. Поэтому исходными величинами для
оценки погрешности являются I_1макс
и Z_н:

Z_н=Z_р+Z_п, (7.4)

где Z_п
– сопротивление проводов,

Z_р
– сопротивление реле.

Для
упрощения в расчетах сопротивления
суммируются арифметически.

Предельные
значения К_1макс
и Z_н
из условия 10% погрешности дают заводы,
изготавливающие трансформаторы тока.

Класс
точности

Выпускаются
трансформаторы тока следующих классов
точности: 0,5;1;3;10 (для подсоединения к
ним измерительных приборов) и Р (для
релейной защиты).

Таблица
7.1

Класс	Погрешность1
по току, %	по углу,
0,5	0,5	40
1	1	80
3	3	Не нормируется
Р	Не нормируется

При
диапазоне первичных токов 0,1I₁1,2
от номинального.

Номинальная
нагрузка
– максимальная нагрузка, при которой
погрешность равна значению, установленному
для данного класса – S_н.ном(ВА)
при I_2ном=5А
или 1А и cos=0,8:

. (7.5)

Кривые
предельной кратности
– К₁₀=f(Z_ном)
– приводятся в заводской документации
(Рис.2.2.2).

Имеются
и другие характеристики, например
зависимость I₂=f(I₁)
(рис.7.3).

Рис. 7.2 Рис. 7.3

7.3.
Типовые схемы соединений трансформаторов
тока

7.3.1.
Соединение трансформаторов тока и
обмоток реле в полную звезду

Схема
соединения представлена на рис. 7.3.1,
векторные диаграммы иллюстрирующие
работу схемы на рис. 7.3.2, 7.3.3, 7.3.4.

В
нормальном режиме (если он симметричный)

(практически
из–за погрешностей трансформаторов
тока проходит небольшой ток – ток
небаланса).

Рис.7.3.1

Трехфазное
КЗ

Рис.
7.3.2.

Двухфазное
КЗ

Рис.
7.3.3

Однофазное
КЗ

Рис.
7.3.4

Схема
применяется для включения защиты от
всех видов однофазных и междуфазных
КЗ.

Для
каждой схемы соединений можно определить
отношение тока в реле I_р
к току в фазе I_ф,
это отношение называется коэффициентом
схемы
,
для данной схемы k_сх=1.

7.3.2.
Соединение трансформаторов тока в
треугольник, а обмоток реле в звезду

Схема
соединения представлена на рис. 7.3.1.

Рис.
7.3.1

При
трехфазном КЗ при симметричной нагрузке
в реле проходит линейный ток в

раз больше тока фазы и сдвинутый
относительно него по фазе на 30.

Особенности
схемы:

1)
токи в реле проходят при всех видах КЗ,
защиты построенные по такой схеме
реагируют на все виды КЗ;

2)
отношение тока в реле к фазному току
зависит от вида КЗ;

3)
токи нулевой последовательности не
выходят за пределы треугольника
трансформаторов тока, не имея пути для
замыкания через обмотки реле.

Схема
применяется в основном для дифференциальных
защит трансформаторов и дистанционных
защит.

Коэффициент
схемы:
.

8.
Измерительные трансформаторы напряжения

8.1.
Принцип действия

Измерительные
трансформаторы напряжения (ТН) по
принципу действия и конструктивному
выполнению аналогичны силовым
трансформаторам.

На
рис. 6.1.1 изображен двухобмоточный
измерительный трансформатор. Первичная
обмотка w1
имеет
несколько тысяч витков, вторичная w2
– несколько сотен. Буквой А(а) на схемах
принято обозначать начало первичной
(вторичной) обмотки, буквой Х(х) – конец.
Напряжение вторичной обмотки можно
определить как

, (8.1)

где  – коэффициент
трансформации измерительного
трансформатора.

Рис. 8.1.1

Для
питания защит ТН могут устанавливаться
на шинах электростанций и подстанций
и питать защиты всех присоединений
(рис. 8.1.2 а) или устанавливаться на каждом
присоединении (рис. 8.1.2 б).

а) б)

Рис.
8.1.2

При
переключении присоединений с одной
системы шин на другую необходимо
производить переключение питания её
защит на ТН другой системы шин. Обычно
такое переключение делается автоматически
при операциях с разъединителями (рис.
8.1.3).

Рис.
8.1.3

8.2.
Погрешности трансформаторов напряжения

Формула
(8.1) справедлива лишь для идеального
трансформатора, однако за счет падения
напряжения U
в первичной и вторичной обмотках
действительное значение вторичного
напряжения

. (8.2)

Для
уменьшения U
необходимо уменьшать сопротивление
обмоток Z₁
и Z₂,
ток намагничивания I_НАМ
и ток нагрузки I₂.

ТН
подразделяются на три класса: 0,5;1 и 3.

В
каталогах указывается номинальная
мощность – максимальная нагрузка,
которую может питать ТН в гарантированном
классе точности.

Связь
нагрузки с номинальной мощностью
отображает формула

. (8.3)

8.3.
Схемы соединений трансформаторов
напряжения

8.3.1.
Схема соединения трансформаторов
напряжения в звезду

Схема
предназначена для получения напряжения
фаз относительно земли и линейных
напряжений.

Заземление
нейтрали первичной обмотки ТН и наличие
нулевого провода во вторичной цепи
является обязательным условием для
получения фазных напряжений относительно
земли.

Обмотки
реле 1,2,3 включены на фазные напряжения;
4,5,6 – на линейные напряжения.

Соединение
ТН по схеме Y/Y
может выполняться по 6 и 12 группам.
Типовым является соединение по 12 группе.

На
рис. 6.3.1: F
– плавкий предохранитель; FA
– плавкий предохранитель в цепях
релейной защиты

Рассмотренная
схема соединений может быть выполнена
посредством трех однофазных ТН или
одного трехфазного пятистержневого ТН
(рис.8.3.2) Трехфазные трехстержневые ТН
не применяются, так как в их магнитопроводе
нет пути для замыкания магнитных потоков
нулевой последовательности Ф₀,
создаваемых током I₀
в первичных обмотках при замыкании на
землю в сети. Поток Ф₀
замыкается через воздух, это резко
увеличивает I_НАМ,
вызывая недопустимый нагрев трансформатора.

Возможна
дополнительная обмотка на основных или
дополнительных стержнях для получения
напряжения нулевой последовательности
(рис. 8.3.2).

Рис.
8.3.1

Рис.
8.3.2

8.3.2.
Схема соединения обмоток трансформаторов
напряжения в открытый треугольник

Два
однофазных ТН включены на два междуфазных
напряжения. Между проводами вторичной
цепи включаются реле. Схема позволяет
получить 3 междуфазных напряжения.

Рис.
8.3.3

8.3.3.
Схема соединения трансформаторов
напряжения в разомкнутый треугольник

Схема
соединения, показанная на рис. 8.3.4,
позволяет получить напряжение нулевой
последовательности:

(8.4)

В
нормальном режиме U_P=0.

Необходимым
условием работы схемы является заземление
нейтрали первичной обмотки ТН.
При отсутствии заземления напряжение
на реле будет отсутствовать. Для вторичной
обмотки принимается U_НОМ=100
В – для сетей с заземленной нейтралью
и 100/3 В –для изолированной. Практически
в нормальных условиях напряжение на
реле составляет U_нб
=
0,5…2 В.

При
однофазном КЗ в сети с заземленной
нейтралью (рис.
8.3.5):

U_A=0; U_B+U_C=U_Ф=U_P.

В
сети с изолированной нейтралью (рис.
8.3.6): U_P=3U_Ф,
поэтому у ТН, предназначенных для таких
сетей, вторичные обмотки имеют увеличенный
в 3 раза коэффициент трансформации
(например: 6000/100/3).

Рис. 8.3.4

Рис.
8.3.5

Напряжение
нулевой последовательности может быть
получено и от специальных обмоток
трехфазных ТН (см. рис. 8.3.2). Чаще всего
применяются ТН с двумя вторичными
обмотками. Одна соединяется по схеме
звезды, а вторая – разомкнутым
треугольником (см. рис. 8.3.1 б).

Вторичные
обмотки ТН подлежат
обязательному заземлению.
Оно является защитным, обеспечивая
безопасность персонала при попадании
высокого напряжения во вторичные цепи.
Обычно заземляется нулевая точка звезды
или один из фазных проводов. В проводах,
соединяющих точку заземления с обмотками
ТН, не должно быть коммутационных и
защитных аппаратов.

8.4.
Контроль за исправностью цепей напряжения

Повреждения
во вторичных цепях ТН (КЗ и обрывы) могут
вывести из строя оборудование релейной
защиты или привести к неправильным её
действиям.

При
КЗ опасно увеличивается ток, для защиты
оборудования устанавливают предохранители
или автоматы.

Повреждения
вторичных цепей искажают величину и
фазу вторичного напряжения, что приводит
к неправильной работе защиты.

При
обрыве фазы напряжение, подводимое к
обмоткам реле, исчезает, что воспринимается
защитой как КЗ в сети. Для предотвращения
ложных действий предусматриваются
специальные устройства (блокировки).

Одна
из простейших схем сигнализации
обрыва в цепях ТН
приведена на рис. 6.4.1.

Рис.
8.4.1

На
рис. 8.4.2 изображена принципиальная схема
блокировки защиты при повреждении в
цепях ТН типов КРБ–11 и КРБ–12.

Рис.
8.4.2

В
нормальном режиме напряжение на реле
KV0
отсутствует. При обрыве одной или двух
фаз возникает U₀,
под влиянием которого в реле KV0
появляется ток и оно срабатывает, давая
сигнал и выводя защиту из работы.

Реле
KV0
действует не только при обрывах, но и
при КЗ на землю в первичной сети; чтобы
предотвратить блокирование защиты при
этом, ставится реле KVА,
реагирующее на появление тока I₀
в первичной сети.

Рассмотренные
блокировки, не реагирующие на одновременный
обрыв всех трех фаз цепи напряжения, на
трехфазное КЗ во вторичных цепях и обрыв
нулевого провода, выпускаются Чебоксарским
электроаппаратным заводом.

Контроль
цепей разомкнутого треугольника

Контроль
производится путем периодического
измерения напряжения небаланса. При
исправной цепи U_НБ=1…3
В. При нарушении цепи показания пропадают.

Для
контроля применяются и более сложные
устройства. Для трансформаторов
напряжения с двумя вторичными обмотками:
Y/Y/ –
Схема с семиобмоточным трансформатором
или схема с тремя однофазными
трансформаторами.

Сложные
схемы применяются для блокировки защит
на ЛЭП 220 кВ и выше.

9.
Реле

Реле
– автоматические приборы управления,
обладающие релейным действием, т.е.
скачкообразным изменением состояния
управляемой цепи (например, её замыкание
или размыкание) при заданных значениях
величин, характеризующих определенное
отклонение режима контролируемого
объекта.

Типы
реле:

Электрические
– реагируют на электрические величины.

Механические
– реагируют на неэлектрические величины:
скорость истечения жидкости или газа,
уровень жидкости.

Тепловые
– реагируют на количество выделенного
тепла или изменение температуры.

9.1.
Электромагнитные реле тока и напряжения

9.1.1.
Принцип действия

Существуют
три основные разновидности конструкций
электромагнитных реле:

1)
с втягивающимся якорем;

2)
с поворотным якорем;

3)
с поперечным движением якоря.

Каждая
конструкция содержит: электромагнит,
состоящий из стального сердечника и
обмотки, стальной подвижный якорь,
несущий подвижный контакт, неподвижные
контакты и противодействующую пружину.

Проходящий
по обмотке ток I_р
создает намагничивающую силу I_рр,
под действием которой возникает магнитный
поток Ф,
замыкающийся через сердечник
электромагнита, воздушный зазор и якорь.
Якорь намагничивается и притягивается
к полюсу электромагнита, переместившись
в конечное положение, якорь своим
подвижным контактом замыкает неподвижные
контакты реле.

Ток
срабатывания
I_ср
– наименьший ток, при котором реле
срабатывает, I_ср
– это ток, при котором электромагнитная
сила превосходит силу сопротивления
пружины, трения и массы.

Ток
срабатывания регулируют: изменяя
количество витков обмотки реле, I_ср
меняется ступенчато; регулируя пружину,
I_ср
меняется плавно.

Ток
возврата
– при уменьшении тока в обмотках реле
происходит возврат притянутого якоря
в исходное положение под действием
пружины.

I_воз
– наибольший ток в реле, при котором
возвращается в начальное положение.

Коэффициент
возврата

. (9.1)

У
реле, реагирующих на возрастание тока
(максимальных реле), I_ср>I_воз
k_воз<1>

По
мере перемещения якоря воздушный зазор
уменьшается, магнитное сопротивление
уменьшается. Электромагнитный момент
увеличивается, а сила противодействующей
пружины остается постоянной, возникает
избыточный момент. Для возврата якоря
необходимо уменьшить ток.

Реле
минимального действия
– реле, действующее при уменьшении
тока.

Для
срабатывания необходимо уменьшить ток
до значения, при котором момент пружины
превзойдет электромагнитный момент.

I_ср
– наибольший ток, при котором отпадает
якорь реле.

I_воз
– наименьший ток, при котором втягивается
якорь реле,

I_воз>I_ср
k_воз>1.

9.1.2.
Работа электромагнитного реле на
переменном токе

(9.2)

Электромагнитная
сила F_Э
имеет пульсирующий характер. Притянутый
якорь реле непрерывно вибрирует. Это
вызывает дребезг
контактов
при срабатывании, что приводит к их
подгоранию, изнашиваются оси. При большом
моменте инерции якоря он не успевает
следовать за быстрыми изменениями знака
результирующей силы. Если же момент
инерции якоря недостаточен, то для
устранения вибрации применяют расщепление
магнитного потока обмотки на две
составляющие, сдвинутые по фазе.

Расщепление
магнитного потока производится либо с
помощью короткозамкнутого
витка
(рис. 3.1.4), либо обмотка реле выполняется
двумя параллельными секциями с разным
угловым сдвигом (рис. 9.1.5).

Рис.
3.1.4

Рис.
9.1.5

9.2.
Разновидности электромагнитных реле

9.2.1.
Токовые реле

Токовые
реле
– электромагнитные реле, включенные
на ток сети (непосредственно или через
трансформаторы тока).

Для
уменьшения нагрузки на трансформатор
тока токовые реле должны иметь по
возможности малое потребление мощности.
Обмотки токовых реле рассчитываются
на длительное прохождение токов нагрузки
и кратковременное – токов КЗ. k_воз
должен приближаться к единице.

Реле
РТ–40.
Ток срабатывания регулируется плавно
изменением натяжения пружины. Обмотка
реле состоит из двух секций, что позволяет
путём параллельного и последовательного
включений изменять пределы регулирования
тока срабатывания. При последовательном
соединении число витков возрастает,
увеличивается точность, диапазон
уменьшается в 2 раза.

Обозначение
реле
РТ–40/0,2 – диапазон токов срабатывания
– 0,05…0,2 А;

РТ–40/20
– 5…20А.

В
справочниках по реле указываются:
пределы уставок, термическая стойкость,
коэффициент возврата, потребляемая
мощность.

9.2.2.
Реле напряжения

По
конструкции реле напряжения аналогичны
токовым, подключаются к трансформаторам
напряжения.

Реле
РН–55.
В реле напряжения для снижения вибраций
подвижной системы обмотка реле включена
в сеть вторичного тока не непосредственно,
а через выпрямитель.

9.2.3.
Промежуточные реле

Применяются,
когда необходимо одновременно замыкать
несколько независимых цепей или когда
требуется реле с мощными контактами
для замыкания/размыкания цепей с большим
током.

Промежуточные
реле по способу включения подразделяются
на реле параллельного
и последовательного
включения.

Параллельное
включение.
Основные выходные реле: РП–23, РП–24.
Реле, обладающие большим быстродействием:
РП–211, РП–212 – 0,01…0,02 с. Обычно время
срабатывания промежуточных реле от
0,02 до 0,1 с.

Рис.
9.2.1

Последовательное
включение. Используется,
если выходной сигнал при срабатывании
защиты слишком кратковременен для
обеспечения отключения выключателей.

Рис.
9.2.2

Параллельное
включение с удерживающей последовательно
включенной катушкой.
РП–213, РП–214, РП–253, РП–255.

Рис.
9.2.3

В
справочниках указываются номинальные
величины напряжения, тока, время
срабатывания, допустимый ток, контактная
система реле.

Конструкция.
Промежуточные реле в основном выполняются
при помощи системы с
поворотным якорем
– достоинство этой системы в большой
электромагнитной силе при малом
потреблении мощности, удобна для
изготовления многоконтактных реле.

9.2.4.
Указательные реле

Ввиду
кратковременности прохождения тока в
обмотке указательного реле они выполняются
так, что сигнальный флажок и контакты
реле остаются в сработавшем состоянии
до тех пор, пока их не возвратит на место
обслуживающий персонал.

Рис. 9.2.4

Типы
указательных реле: РУ–21, СЭ–2, ЭС–41.

9.2.5.
Реле времени

Служат
для искусственного замедления действия
устройств релейной защиты. Основное
требование – точность. Погрешность во
времени действия реле не должна превышать
0,25 с, а для высокоточных реле 0,06 с.

Рис.
9.2.5

Конструкция.
При появлении тока в обмотке якорь
втягивается, освобождая рычаг с зубчатым
сегментом. Под действием пружины рычаг
приходит в движение, замедляемое
устройством выдержки времени. Через
определенное время подвижный контакт
замкнет контакты реле.

Рис.
9.2.6

Типы
реле времени: ЭВ–100, ЭВ–200. Широко
используется и полупроводниковые реле
времени серии ВЛ. Изготовляются реле
времени с синхронным электродвигателем
серии Е–52, ВС–10. Реле серий Е–512, Е–513
имеют двигатели постоянного тока.

Для
уменьшения размеров реле их катушки не
рассчитаны на длительное прохождение
тока. Поэтому реле, предназначенные для
длительного включения под напряжение,
выполняются с добавочным сопротивлением
r_д.

Рис.
9.2.7

Литература

1.
Чернобровов Н. В. Релейная защита. – М.:
Энергия, 1974.

2.
Шаббад М. А. Расчеты релейной защиты и
автоматики распределительных сетей. –
Л.: Энергоатомиздат, 1985.

3.
Беркович М. А. и др. основы техники
релейной защиты / М. А. Беркович, В. В.
Молчанов, В. А. Семенов. – М.: Энергоатомиздат,
1984.

4.
Андреев В. А. Релейная защита и автоматика
систем электроснабжения. – М.: Высшая
школа, 1991.

5.
Электротехнический справочник. – М.:
Энергоатомиздат, 1988. – Т.3. – Кн. 1.