Sv1ca-4.ru

Строй журнал
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Выключатель со стороны высшего напряжения трансформатора

2.3. Включение трансформатора в сеть и контроль за его работой

2.3. Включение трансформатора в сеть и контроль за его работой

Для включения трансформатора в сеть предварительно необходимо проверить:

уровень масла в расширителе и выводах, который должен быть не ниже отметки, соответствующей температуре окружающего воздуха;

состояние пускового устройства оборудования в системе охлаждения;

соответствующее положение указателей переключателей напряжения;

исправность заземляющих разъединителей и оборудования защиты нейтралей;

положение дугогасящего реактора (должен быть отключен), а на ПС без выключателей со стороны ВН — положение коротко-замыкателей (должны быть отключены);

после ремонта трансформатора — отсутствие закороток, защитных заземлений на трансформаторе и его оборудовании, чистоту рабочих мест.

Если трансформатор находился в резерве (ручном или автоматическом), то его допускается включать в работу без предварительного осмотра. Осмотр резервных трансформаторов и проверка их готовности к немедленному включению производится при очередных осмотрах работающего оборудования.

Трансформатор включается в сеть обычно со стороны питания, то есть со стороны ВН. Включение часто сопровождается броском тока намагничивания, что фиксируется резким отклонением стрелки амперметра.

Следует знать, что максимальный ток намагничивания в несколько раз превышает номинальный ток трансформатора. Поскольку обмотки трансформатора рассчитаны на прохождение токов КЗ, значения которых больше максимально возможных токов намагничивания, имеющих затухающий характер, то броски тока намагничивания для трансформатора не представляют какой-либо опасности. Поэтому для устранения ложных срабатываний дифференциальной защиты трансформатора она отстраивается от токов намагничивания.

На ПС напряжением 110–220 кВ с упрощенными схемами (без выключателей со стороны ВН) включать трансформатор под напряжение рекомендуется разъединителями.

После включения трансформатора в сеть на нем устанавливается нагрузка в зависимости от нагрузки на шинах ПС, вплоть до номинальной нагрузки. Трансформаторы с охлаждением М и Д разрешается включать под номинальную нагрузку при температуре масла не ниже минус 25 °C. Если температура верхних слоев масла окажется ниже минус 25 °C, ее следует повысить включением трансформатора только на ХХ или под нагрузку не более 40–50 % номинальной.

В аварийных ситуациях указанных ограничений не придерживаются и включают трансформаторы на номинальную нагрузку при любой температуре. Возникающий при этом значительный перепад температуры между маслом и обмотками из-за высокой вязкости холодного масла не приводит к повреждению трансформатора, но ускоряет процесс старения изоляции, то есть приводит к ее форсированному износу.

Повышение вязкости масла в зимнее время учитывается при включении не только самого трансформатора, но и охлаждающих устройств. Циркуляционные насосы, погруженные в воду, надежно работают при температуре перекачиваемого масла не ниже минус 20–25 °C. Поэтому у трансформаторов с охлаждением ДЦ и Ц рекомендуется включать насосы лишь после предварительного нагрева масла до указанной выше температуры. В остальных случаях насосы принудительной циркуляции масла должны включаться в работу одновременно с включением трансформатора в сеть и постоянно находиться в работе независимо от его нагрузки.

Вентиляторы охладителей при низких температурах воздуха включаются в работу позже, когда температура масла достигнет 45 °C.

При системе охлаждения Д допускается работа трансформатора с отключенными устройствами воздушного дутья только при нагрузке 0,5 номинальной независимо от температуры масла. Отсюда следует, что вентиляторы дутья должны находиться в работе, если нагрузка трансформатора S ? S ном или если температура верхних слоев масла ? 55 °C.

Отключение вентиляторов дутья должно производиться при снижении температуры масла до 50 °C, если нагрузка трансформатора меньше номинальной.

Трансформаторы с охлаждением ДЦ могут эксплуатироваться только при работающих вентиляторах дутья, насосах циркуляции масла и с включенной сигнализацией о прекращении подачи масла и остановке вентиляторов обдува.

Следует иметь в виду, что при остановленном охлаждении отвод теплоты потерь в трансформаторе не обеспечивается, даже если он без нагрузки. В этом случае в режиме ХХ трансформатор может находиться не более 30 мин, а с номинальной нагрузкой — не более 10 мин. Время работы трансформатора под нагрузкой ниже номинальной может быть продлено до 1 ч, если у трансформаторов мощностью до 250 МВА температура верхних слоев масла не достигла 80 °C, а у трансформаторов мощностью выше 250 МВ-А — 75 °C.

Поэтому во избежание резкого возрастания разности температур по истечении этого времени и невозможности восстановления необходимых условий охлаждения трансформатор должен быть разгружен.

Нагрузка трансформаторов с системами охлаждения ДЦ и Ц при отключении части охладителей должна быть уменьшена пропорционально числу отключенных охладителей, а именно:

Контроль за нагрузками трансформатора ведется по амперметрам, на шкалах которых нанесены красные риски, соответствующие номинальным нагрузкам обмоток. Нанесение рисок на стеклах приборов не допускается из-за возможных ошибок при отсчете.

Контроль за напряжением, подведенным к трансформатору, и напряжением его вторичных обмоток ведется по вольтметрам, измеряющим напряжением на шинах.

Превышение напряжения на трансформаторе сверх номинального допускается в небольших пределах, а именно: длительно на 5 % при нагрузке не более номинальной и на 10 % при нагрузке не более 25 % номинальной. При этом линейное напряжение на любой обмотке не должно превышать наибольшего рабочего напряжения для данного класса напряжения трансформатора:

Превышение этих значений напряжения приводит к насыщению магнитопровода, резкому увеличению тока и потерь ХХ, что, в свою очередь, повлечет перегрев стальных конструкций магнитопровода.

Превышение рабочих напряжений трансформаторов и реакторов 110 кВ и выше допускают лишь кратковременно. Например, в табл. 2.4 приведены допустимые значения повышения напряжения и длительность его воздействия.

В табл.2.5 приведены номинальные междуфазные напряжения трехфазного тока свыше 1000 В (ГОСТ 721—97).

Окончание табл. 2.5

Контроль за тепловым режимом трансформатора заключается в периодических измерениях температуры в верхних слоях масла в баках. Измерения производятся при помощи стеклянных термометров, погруженных в специальные гильзы на крышках трансформаторов, дистанционных термометров сопротивления и термометров манометрического типа — термосигнализаторов. На крышке трансформатора устанавливаются по два термосигнализатора с переставными контактами. Контакты одного из них используются для управления системой охлаждения, другого — для сигнализации и отключения трансформатора при превышении допустимых температур масла.

Периодические осмотры трансформаторов (реакторов), в соответствии с требованиями ПТЭ, должны производиться в следующие сроки:

главных понижающих трансформаторов ПС с постоянным дежурством персонала — 1 раз в сутки;

остальных трансформаторов электроустановок с постоянным и без постоянного дежурства персонала — 1 раз в месяц;

на трансформаторных пунктах — не реже 1 раза в месяц.

Внеочередные осмотры трансформаторов (реакторов) производятся:

после неблагоприятных погодных воздействий (гроза, резкое изменение температуры, сильный ветер и др.);

при работе газовой защиты на сигнал, а также при отключении трансформатора (реактора) газовой или (и) дифференциальной защитой.

При осмотре проверяются внешнее состояние трансформаторов и их систем охлаждения, устройств РПН, устройств защиты масла от окисления и увлажнения, фарфоровых и маслонаполненных вводов, защитных разрядников на линейных вводах и в нейтрали, кранов, фланцев и люков, а также резиновых прокладок и уплотнений (они не должны набухать и выпучиваться), отсутствие течей масла и уровень его в расширителях, целость и исправность приборов (термометров, манометров, газовых реле), маслоуказателей, мембран выхлопных труб, исправность заземления бака трансформатора, наличие и исправность средств пожаротушения, маслоприемных ям и дренажей, состояние надписей и окраски трансформаторов. Осматриваются контакты соединения и указатели, контролирующие их перегрев.

На слух проверяется гул трансформатора, а также отсутствие звуков электрических разрядов.

В закрытых камерах трансформаторов проверяется исправность кровли, дверей и вентиляционных проемов.

При нормальной работе вентиляции помещения разность температур входящего снизу и выходящего сверху воздуха не должна превышать 15 °C при номинальной нагрузке трансформатора.

Отключение трансформатора от сети, как правило, производят со стороны нагрузки (НН и СН) выключателями, а затем со стороны питания (ВН). На ПС с упрощенной схемой (без выключателей со стороны ВН) отключение трансформаторов от сети следует производить отделителями после отключения выключателей со стороны нагрузки.

Читать еще:  Выключатель для умного дома без нулевого провода

В соответствии с требованиями ПТЭ, трансформатор (реактор) должен быть аварийно выведен из работы:

при сильном неравномерном шуме и потрескивании внутри трансформатора;

ненормальном и постоянно возрастающем нагреве трансформатора при нагрузке ниже номинальной и нормальной работе устройств охлаждения;

выбросе масла из расширителя или разрыве диафрагмы выхлопной трубы;

течи масла с понижением его уровня ниже уровня масломерного стекла.

Трансформаторы выводятся из работы также при необходимости немедленной замены масла по результатам лабораторных анализов.

Данный текст является ознакомительным фрагментом.

Продолжение на ЛитРес

пбв трансформатора расшифровка

Переключатель ПБВ служит для регулировки напряжения силового трансформатора с целью поддержания требуемой величины напряжения у потребителей, питающихся от данного силового трансформатора.
Существует 2 типа регуляторов напряжения:

  1. ПБВ – переключение без возбуждения.
  2. РПН – регулятор под нагрузкой (цепь не должна разрываться).

Принцип действия обоих регуляторов заключается в изменении коэффициента трансформации силового трансформатора путем изменения числа витков первичной обмотки (рис.4.9).

Рис.4.9. Изменение коэффициента трансформации силового трансформатора

, где U1, U2– первичное и вторичное напряжения на холостом ходу.

Переключатели ПБВ и РПН устанавливают на первичной обмотке, т.к. первичный ток трансформатора в Кт раз меньше вторичного I2>I1.

Трансформаторы с ПБВ

Современные трансформаторы с ПБВ стандартно имеют 5 отпаек (положений переключения), с номерами: -2, -1, 0, +1, +2, отпайка «0» — соответствует первичному номинальному напряжению.

Рис.4.10. Отпайки трансформатора с ПБВ

Разность напряжений между соседними отпайками обозначается E[%] и называется ступенью регулирования E=2,5%.

Пример: трансформатор с ПБВ имеет первичное номинальное напряжение U1Н = 10 кВ. В таблице приведены номинальные напряжения отпаек.

Добавка напряжения на трансформаторах с ПБВ

Понятие добавки рассмотрим на примере: трансформатор ТМ 1000 10/0,4,

U1HT=10кВ, номинальное напряжение сети ВН — U1HC=10кВ. Т.е. отклонение подведенного к отпайке «0» напряжения V1=0%. Номинальное вторичное напряжение трансформатора U2HT=400В, а номинальное напряжение сети НН — U2HC=380В, отклонение напряжения на вторичной стороне:

(на холостом ходу).

т.е. на нулевой отпайке добавка D=V2 –V1= 5 – 0 = 5%.

Ниже приведена таблица соответствиядобавок иномеров отпаек.

Отпайка+2+1-1-2
D%2,557,510

Если трансформатор работает под нагрузкой, в нем возникает потеря напряжения ΔUт. В этом случае отклонение напряжения на вторичной стороне: V2=V1 – ΔUт +D.

Пример: к трансформатору, работающему на отпайке +1 (D = 2,5%), ΔUт = 3%, подведено напряжение с отклонением V1 = – 2%. Отклонение напряжения на вторичной стороне: V2 = – 2 – 3 + 2,5 = – 2, 5%.

Причины повреждаемости трансформаторов напряжения

В том числе типа трансформаторов НТМИ (НТМИ 6, НТМИ 10) для сетей 6/10 кВ

Особенность российских электросетей 6/10 кВ, без глухого заземления нейтрали заключается в том, что они могут работать некоторое время при однофазном замыкании на землю. И в этом случае изменяются только напряжения каждой из фаз относительно земли, но треугольник фазных напряжений остается неизменным. В результате потребители могут не реагировать на такое КЗ, продолжая работать в обычном режиме, в то время как эксплуатационное предприятие должно найти и отремонтировать неисправность на линии.

Выполнение этой задачи зависит от типа используемых трансформаторов напряжения, которые делятся на незаземляемые и заземляемые. Незаземляемые, в отличие от заземляемого типа, не имеют соединения первичной обмотки с землей. ТН заземляемого типа, помимо междуфазных напряжений, также могут трансформировать напряжения фаз относительно земли, что позволяет контролировать изоляцию сети. Это определило сферу применения этих видов трансформаторов напряжения в сетях 6/10 кВ: незаземляемые ТН в основном устанавливают на стороне высокого напряжения потребительских трансформаторов, а заземляемые – на шинах центров питания и распредпунктах.

a) Незаземляемые ТН

Незаземляемые ТН включают между фазами сети. Они бывают однофазными и трехфазными, имеют одну вторичную обмотку.

b) Заземляемые ТН

Заземляемые ТН включают между землей и фазами сети, их производят в однофазном и трехфазном исполнении. Если три однофазных ТН собрать в трехфазную группу, то такая группа эквивалентна одному трехфазному трансформатору напряжения. Заземляемые трехфазные ТН обеспечивают все функции незаземляемых и дополнительно контроль изоляции сети, для чего, помимо выводов фаз «A», «B» и «C» основной вторичной обмотки, имеется еще вывод нейтрали «O» и дополнительная обмотка.

При нормальном режиме симметричной нагрузки фазные напряжения АО, ВО, CO равны 57,8 B, а междуфазные равны 100 B, при этом на выходе дополнительной вторичной обмотки есть небольшое напряжение небаланса. Когда возникают однофазные замыкания на землю, напряжение одной из фаз снижается до нуля, в то время как два других напряжения повышаются до 100В.

Напряжения междуфазные не изменяются, хотя напряжение дополнительной обмотки возрастает до 100В.

При однофазных КЗ на землю, рабочее напряжение каждой фазы превышает 120% номинального напряжения, и междуфазные напряжения могут потерять высокий класс точности.

При эксплуатации заземляемых ТН выявились три режима, которые могут приводить к ненормальной работе трансформаторов и повреждению.

1. Первый режим возникает при работе заземляемых трансформаторов напряжения на ненагруженных шинах центров питания или распределительных пунктов. Малый емкостный ток (на частоте 50Гц) замыкания шин на землю компенсируется намагничивающим током одной из фаз трансформатора напряжения. Напряжение на этой фазе повышается, и намагниченность стали магнитопровода приближается к насыщению, в то время как напряжение остальных фаз понижено. Поэтому создается ложное впечатление о замыкании на землю одной из фаз. Так как в режим феррорезонанса может войти любая фаза, то «ложная земля» способна «переходить» с фазы на фазу. Обычно трансформатор напряжения при таком режиме не повреждается. Для устранения «ложной земли», достаточно включения на дополнительную обмотку сопротивления 25 Ом.

2. Второй режим может возникать при появлении однофазных дуговых замыканий на землю, часто происходящих в сельской местности. Благодаря воздушным линиям, имеется небольшой (до 10 А) ток замыкания, а также открытая перемежающаяся дуга, например из-за воздействия ветра, который вызывает ее циклическое гашение и зажигание. В этом случае емкость нулевой последовательности во время бестокового промежутка дуги разряжается через трансформатор напряжения, насыщая магнитопровод трансформатора и перегревая обмотки. Новое зажигание дуги приводит к тому, что емкость вновь заряжается, а затем снова в бестоковую паузу разряжается. Такой процесс может продолжаться несколько минут, а иногда и часов, и в результате ТН часто выходит из строя.

3. Третий режим может наблюдаться как в воздушных линиях, так и в линиях кабельных. Это возникновение явления устойчивого гармонического феррорезонанса между емкостью нулевой последовательности на частоте сети и нелинейной индуктивностью намагничивания трехфазного потребительского силового трансформатора. Режим феррорезонанса может возникать при КЗ на землю одной фазы малонагруженного трансформатора с последующим перегоранием предохранителя. При таком варианте напряжение нулевой последовательности может возрасти трехкратно, и в результате повреждение трансформатора напряжений происходит в течение одной минуты.

Важность соблюдения последовательности действий

Трансформатор является по своей природе активным сопротивлением индуктивного типа. ЭДС самоиндукции, возникающая в трансформаторе, стремится сохранить ток на прежнем уровне при отключении трансформатора, а также не увеличивать ток при включении трансформатора.

Если не соблюдать последовательность действий, переходный режим работы трансформатора приведёт к быстрому снижению напряжения на шинах среднего и нижнего напряжения, что в свою очередь может повредить потребительские устройства. Поэтому так важно сначала подключить трансформатор с помощью разъединителей, а затем уже выключателей.

Нейтраль должна быть либо полностью изолирована (в случае дугогасящей камеры на ней), либо глухо заземлена и защищена вентильным разрядником.

Если к параллельным линиям подключена только одна подстанция, то на ответвлении переводят ток нагрузки с одного трансформатора на другой, а затем выключателями снимают напряжение и с линии, и с подключённого трансформатора. После этого уже отключают разъединители и включают линию с запасным трансформатором в работу.

После ремонта опять на время выключают линию, трансформатор разъединителями включают обратно, а потом выключателями подают напряжение.

Читать еще:  Выключатель плюсовой для аккумулятора

Что требуется для вывода в ремонт трансформатора?

Предположим, что на подстанции, одной из нескольких на линии, есть:

  1. Два трансформатора
  2. Короткозамыкатели на обоих трансформаторах, совмещённые с отделителями.
  3. Устройства автоматического повторного включения.
  4. Устройства автоматического ввода резерва.
  5. Дугогасящие камеры.
  6. Выключатели.

Для того, чтобы выключить трансформатор в целях ремонта, следует убедиться, что отделители включены, АВР и АПВ находятся в рабочем состоянии.

Как выводится трансформатор в ремонт?

  1. Ток нагрузки переводится полностью на второй трансформатор.
  2. Первый трансформатор отключают от сети, а также удаляют предохранители со стороны обмотки низкого напряжения, чтобы избежать обратной работы трансформатора в качестве повышающего.
  3. Камеру дугогашения второго трансформатора настраивают на совместный ток обоих линий.
  4. Отключают от сети первую камеру дугогашения.
  5. Регуляторы напряжения переключают в режим ручного управления и синхронизируют их положение на обоих трансформаторах.
  6. Отключают резервный ввод отделителей высокого напряжения, а затем, в зависимости от параметров оборудования, повторный включатель на первом трансформаторе и резервный ввод на секционном выключателе.
  7. Включают секционный выключатель, проверяют нагрузку. После этого выключают главный выходной выключатель первого трансформатора.
  8. После этого переводят регулировку коэффициента трансформации в автоматический режим на втором трансформаторе.
  9. Ту же регулировку на первом трансформаторе выключают полностью, но только после установки в номинал регулировки напряжения под нагрузкой.
  10. Ещё раз проверяют состояние выходного выключателя на первом трансформаторе и выкатывают его на ремонт.
  11. Дают команду на отключение отделителя на первом трансформаторе в целях отключения намагничивающего тока.
  12. Отключают разъединители.

После этого надлежит подготовить помещение к ремонту, при наличии положений ремонта для крупных электротехнических устройств выкатить их на ремонт, провести сухую уборку помещения.

Затем проводится ремонт трансформатора. Он может заключаться в замене масла, перемотке обмоток в случае пробоя, герметизации сосудов для масла, замене защит.

После этого следует проверить трансформатор, в частности, параметры холостого хода и короткого замыкания, на предмет расхождений с номиналом, указанным на заводской табличке. В случае сильных расхождений нужно выполнить повторный осмотр и при необходимости, новый ремонт трансформатора.

Конструкция

Рассмотрим, из чего состоит выключатель нагрузки на примере устройства коммутационного аппарата типа ВНР-10/400

  1. Основание (рама).
  2. Опорный изолятор.
  3. Держатели с контактами.
  4. Подвижный рабочий нож.
  5. Камера гашения дуги.
  6. Неподвижный верхний контакт.
  7. Изолирующая тяга.
  8. Рычаг.
  9. Гибкая связь.
  10. Нож заземления.
  11. Вал заземления.
  12. Тяга блокировочного устройства.
  13. Пружины.
  14. Резиновые прокладки.
  15. Вал рабочих ножей.

Какие термопредохранители используются

В зависимости от назначения аппарата в трансформаторах применяются разные типы термопредохранителей.

В трансформаторе музыкального центра

Перегрев музыкального центра не всегда связан с выходом из строя электронной схемы. Это может происходить из-за длительной работы, недостаточного охлаждения, установки центра возле батареи отопления и других причин.

Кроме того, музыкальная аппаратура дороже зарядных устройств и блоков питания, поэтому в них устанавливаются более дорогие многоразовые самовосстанавливающиеся предохранители и биметаллические термостаты.

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР/ЧАПВ)

Широко применяется в современных проектах в целях экономии средств на отдельный терминал АЧР (это допускается не всегда). Имеет несколько уставок АЧР и несколько очередей отключения нагрузки, чем достигается гибкое дозированное отключение потребителей для восстановления баланса активной мощности в энергосистеме.

АЧР — это противоаварийная автоматика последнего рубежа, когда все остальные меры воздействия (АЛАР, форсировка возбуждения генераторов и т,д.) не принесли нужного результата. В общем, это даже не релейная защита, а гораздо круче и важнее.

Почему эту функцию интегрируют в терминал защиты и автоматики ТН? Просто удобно измерять частоту напряжения, а не тока, причем делать это нужно в месте подключения нагрузки. Вот и получается «напряжение шин», а его измеряет именно блок ТН.

При восстановлении частоты обычно запускается алгоритм частотного АПВ, когда потребители очередями вводятся в работу.

Вот такие они, одновременно простые и сложные, защиты и автоматика трансформатора напряжения 6(10) кВ.

Разработчик ООО «НПП Микропроцессорные технологии», www.i-mt.net

Алтей-БЗП содержит все перечисленные в статье защиты

Для совсем «зеленых» добавлю, что 3U0 в цепях ТН появляется на концах разомкнутого треугольника, при КЗ на землю. В нормальном режиме работы, на концах разомкнутого треугольника 3U0 нет, есть небольшое напряжение небаланса. Так же 3U0 не будет, если у вас вдруг появился неполнофазный режим (обрыв фазы), но бывают случаи (как у нас на работе) в МП терминал заводиться цепи звезды, а 3U0 он уже вычисляет сам, и при обрыве фазы в звезде, он может выдать 3U0, хотя по факту 1ф КЗ нет. В этом вижу недостаток нашего данного проекта, лучше бы непосредственно был заведен аналоговый сигнал с разомкнутого треугольника.

При обрыве фазы ТН (например, перегорании предохранителя) в «разомкнутом треугольнике» также появится напряжение порядка 15..25 Вольт в зависимости от типа ТН (проверено экспериментами).

Возможно, на советском ТН тоже проводили эксперимент, намеренно делали неполнофазный режим, ничего не показывало в треугольнике.

3I0 это емкостной ток ?скажите а можно по нему судить необходимость включения ДГК на секции ?

Да, это емкостной ток. ДГР с системой управления измеряет емкость сети и настраивается так, чтобы компенсировать ее при ОЗЗ

Имейте ввиду, что предлагаемый терминал Алтей-БЗП не удовлетворяет по АЧР требованиям Системного Оператора (а кроме него АЧР и нафиг никому не нужен) в части df/dt = 10-30 Гц/сек и возврата АЧР-2 совмещенной +0,1- +0,4 Гц.

Почему-то в статье нет в перечне защит функции «Контроль цепей напряжения», которая всегда присутствует в электромеханике и сигнализирует о потере цепей напряжения, например при выбитом АВ 100В и заблокированном АВР и ЗМН, а также упоминания, про то, на ТН может выполняться куча пусковых функций по напряжению (для ДЗШ, ЗДЗ, АВР, форсировки СД и т.д.)

Это не предлагаемый терминал, а просто пример. Если он не удовлетворяет требованиям СО, то об этом нужно писать разработчику. Возможно это так.
КЦН в принципе нужно добавить, здесь согласен. Хотя он может быть в составе той же ЗМН. По остальным защитам вопрос спорный. Зачем пуск ДЗШ по напряжению? ЗДЗ делают с пуском по току, а не по напряжения (хотя такая функция номинально присутствует в терминала ни разу не видел ее реальное применение). АВР имеет свой пусковой орган по напряжению, ему блок ТН не требуется. На серьезных двигателях есть своя станция управления, не думаю, что терминал ТН должен управлять форсировкой СД.
Также в начале серии я писал, что буду рассматривать только стандартные функции РЗА. Всего разнообразия не счесть, да и это только путает начинающих специалистов.

1) КЦН и ЗМН имеют логику наоборот, т.е. с разными уставками по напряжению и по времени (ведь у вас не может же быть Кв=1?). Можно использовать общие ИО напряжения, но ЗМН — это КОНШ, а КЦН — это КННШ и уставки будут разные.
2) Пуск неполной ДЗШ и ЗДЗ по напряжению — это типовое решение всех советских схем на электромеханике, а их еще в эксплуатации «вагон и маленькая тележка», а весь новодел на микропроцессорах — это самопальная сборная солянка. Почему:
— блокировка ДЗШ по напряжению выполняется по двум причинам: а) при недостаточной чувствительности защиты — это позволит уменьшить уставку по току, б) это защита от «дурака» и ошибки, когда при проверке ввода или СВ можно запросто отключить свою или чужую секцию
— Блокировка ЗДЗ по току не всегда закрывает всю зону присоединения, а закрывает только часть ниже ТТ, т.е. при КЗ выше ТТ дуговая будет неработоспособна (особенно актуально для вводных ячеек, где весь кабельный отсек оказывается незащищенным). Блокировка ЗДЗ по напряжению позволяет правильно работать защите на всех участках ПС от ввода до отходящего кабеля. Для правильного и безаварийного функционирования этой логики необходимо добавить узел автоматического перевода ЗДЗ на сигнал при срабатывании ЗДЗ и отсутствии пуска по напряжению.
3) В схеме пуска АВР обязательно участвует контроль состояния АВ 100 Вольт и положение выкатного элемента ТН — а это непосредственно элементы автоматики ТН

Читать еще:  Легранд конфигуратор розетки выключатели

1) “КЦН и ЗМН имеют логику наоборот” – это как? То, что вы описываете относится к логике контроля напряжения на линии/шинах при направленном АПВ. КЦН – это контроль исправности цепей напряжения (на обрывы и КЗ вторичных цепей ТН). Эти алгоритмы никак не связаны.

2) Если речь о неполной ДЗШ, то там действительно применяется пуск отсечки по напряжению, но эта защита устанавливается на шины генераторного напряжения станций. Мы рассматриваем только подстанции. Я писал об этом в первой статье.

Да и при использовании МП РЗА пуск неполной ДЗШ по напряжению будет в терминале ДЗШ, а не ТН. Использование внешних дискретов для передачи блокирующего сигнала увеличивает время срабатывания, что для ДЗШ шин станций критично. Тогда уж можно применять направленную ЛЗШ, вместо неполной ДЗШ. На ГТЭС/ГПЭС сейчас так и делают.

3) Блокировка ЗДЗ по току всегда закрывает всю зону защиты (ячейки КРУ). Просто ток нужно измерять на вводе и СВ, а не на отдельном фидере. Это стандартное решение.

При дуге в ячейке подключения ввода (ваш пример) напряжение действительно даст правильный пуск для дуговой защиты, в отличии от тока. Вот только на РТП – это бесполезно. Отключить КЗ в этом случае можно только сверху, дуговая здесь бессильна. Сегодня для этой цели стали использовать ДЗЛ 6(10) кВ, если объект ответственный.

Для ПС пуск МТЗ нужно брать от МТЗ силового трансформатора. Поэтому пуск по напряжению не имеет преимуществ перед пуском по току и его обычно не используют.

И вообще, “типовое советское решение по ЗДЗ” – звучит странно потому, что дуговую защиту стали внедрять относительно недавно. Большинство “советских” подстанций вообще не имеет дуговой защиты, кроме, может клапанной. Но ей пуск не требуется.

4) Контроль состояния АВ и тележки ТН – это элементы алгоритма КЦН. Их нужно реализовывать в ТН, с этим согласен.

— Логика наоборот: ЗМН это реле минимального напряжения, а КЦН — это реле максимального напряжения. КОНШ и КННШ — это действительно термины из АПВ, но я хотел вам показать, что это контроль наличия и контроль отсутствия напряжения на шинах — это разная логика и их не может выполнять общий ИО.
— насчет неполной двухступенчатой ДЗШ (см. рисунок) у вас неверная информация, КРУ подстанций выпуска 80-90-х годов выпуска активно оснащались ей. Ее ставили в ячейках ТН. Наличие ДЗШ позволяло не ставить защиты на вводах и понижать ступени селективности в голове питающих подстанций. Вы ее видимо путаете с ускоряемой ЛЗШ на электромеханике, которую действительно иногда ставили на объектах генерации.
— также КРУ подстанций 80-90-х кодов выпуска активно оснащались клапанной ЗДЗ с пуском по напряжению (защита от пинка/ сотрясения).

Я и не говорил, что у ЗМН и КЦН один пусковой орган. КЦН может быть составной частью алгоритма ЗМН, как, например, блокировка от качаний может быть составной частью ДЗ. Хотя может быть и отдельным алгоритмом, это да.

Насчет неполной ДЗШ я ничего не путаю. Она стандартно идет на шины генераторного напряжения, где несколько питающих присоединений и много отходящих с реакторами. То, что вы прислали — такое вижу действительно впервые. Если не ставить МТЗ ввода, то как вы будете обеспечивать дальнее резервирование защит линий? И как эту ДЗШ отстроить от КЗ на линиях, если нет реакторов? Что это за книга, интересно почитать?
Также интересно, сколько реальных объектов по такой схеме вы знаете? Очень сомневаюсь, что это типовое решение, которое стоит упоминать в материалах для начинающих релейщиков.

По пуску ЗДЗ по напряжению спорить не вижу смысла, но и записывать его в функции ТН тоже не буду) Есть пуск по току, надо использовать его. Ток есть всегда, а ТН на упрощенных ТП может и не ставиться. Что вы тогда будете делать, отказываться от ЗДЗ? Также это дополнительная уставка, которую нужно считать, а МТЗ ввода уже есть. Минусов куча, а плюсы я не вижу

Дмитрий, у меня сейчас на техобслуживании больше 50 подстанций 6-10 кВ со схемой неполной ДЗШ. Это типовая схема КРУ для промышленных предприятий. Дальнее резервирование осуществляется 2 ступенью ДЗШ.
1 ступень — это скоростная защита шин с выдержкой 0,2-0,3 секунды, ступень блокируется при пуске защит отходящих линий.
2 ступень — это МТЗ шин, отстроенная от МТЗ присоединений.
Защита действует на отключение ввода, СВ, всех двигателей и запрет АВР.

«ступень блокируется при пуске защит отходящих линий» — а если КЗ на двигателе, то не блокируется? На всех двигателях стоит дифференциалка?

Дмитрий, разве линия к двигателю не является отходящей линией? Разумеется блокируется от отсечки или ДЗД. Смотрите схему вверху для выключателя Q4. Любой сигнал блокировки выкидывается на шинку ЗШ. Наличие сигнала на этой шинке переключает действие ДЗШ с 1 на 2 ступень. Суть такая — если сработала защита присоединения, но отказал выключатель, то ДЗШ 2 ступенью добьет секцию.

Понятно, но это по-сути та же ЛЗШ. Пусковой орган и куча контактов снизу. Только пусковой орган дифференциальный. Почему в новом проекте нельзя использовать простую ЛЗШ? СВ ведь отключен в норм. режиме. Всегда одно питающее присоединение
Если хотите, напишите про эту защиту статью, я ее размещу под вашим авторством. В типовые функции защит ввода/ТН я это вписывать не хочу

Дмитрий, кстати о высоких технологиях. ДЗШ БЭхххх х6х фирмы ЭКРА, позиционирующей себя оцифровщицей алгоритмов отечественной электромеханики, опционально предусмотрен пуск ПО ДЗШ по ЗМН U1 и наличию U2 по схеме И/ИЛИ.

Производители РЗА всегда старается реализовать в терминале максимум функций. Так проще производить и продавать. Не факт, что все они используются. Да и при чем здесь функции терминала ТН? В БЭ это ведь свои органы напряжения

Граждане, а тут что, уже реклама пошла? Все статьи были по технике дела, в худшем случае с упоминанием БМРЗ (что вполне понятно). Тут вон Алтей отсвечивает. Не хотелось бы, чтобы сайт превратился в рекламный, весь смысл его пропадет.

Рекламы здесь никакой нет потому, что мне за эти статьи никто не платит. Хотя, судя по вашей реакции, могли бы) Это интересно.
Если почитаете всю серию, то увидите и БМРЗ, и БЭ, и Сириус, и другие терминалы. Делаю я это намеренно, чтобы картинки максимально отличались друг от друга, иначе они сольются в однообразную ленту (кроме этого стараюсь периодически вставлять статьи на другие темы). Также должна быть связь с реальным миром и считаю полезным делать привязку того, что описано в статье с конкретным железом.

Дмитрий, добрый день! Пример: ПС с одиночной секционированной системой шин. Два независимых ввода — каждый на свою секцию. Оперативный ток — выпрямленный. Как корректно определить, сколько ТН нужно устанавливать в этой схеме, да и вообще? Два на секциях, или два на вводах, или четыре (по два на секциях и на вводах)? Тут мне одни «проектанты» предложили третий вариант… Кстати, Дмитрий, не планируешь ли ты посвятить хотя бы пару публикаций вопросам противоаварийной автоматики?

Этот сайт использует Akismet для борьбы со спамом. Узнайте, как обрабатываются ваши данные комментариев.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector