43 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Расчет авр секционного выключателя

Автоматическое включение резервного питания (АВР) в распределительных сетях

Автоматическое включение резерва (АВР) предназначено для переключения потребителей с поврежденного источника питания на исправный, резервный. В системах сельского электроснабжения устройства АВР применяют на двухтрансформаторных подстанциях 35 — 110/10 кВ (местные АВР) и на линиях 10 кВ с двусторонним питанием, работающих в разомкнутом режиме (сетевые АВР).

В связи с появлением потребителей первой категории по надежности электроснабжения (животноводческие комплексы) начинают внедрять устройства АВР на ТП-10/0,38 кВ, на линиях 0,38 кВ и на резервных дизельных электростанциях.

К схемам АВР предъявляются следующие основные требования:

• АВР должно обеспечиваться при непредусмотренном прекращении электроснабжения но любой причине и при наличии напряжения на резервном источнике питания;

• АВР должно осуществляться с минимально возможным временем действия;

• АВР должно быть однократным;

• АВР должно обеспечивать быстрое отключение резервного источника при включении на устойчивое к.з., для этого рекомендуется выполнять ускорение защиты после АВР (аналогично тому, как это делается после АПВ);

• в схеме АВР должен быть предусмотрен контроль исправности цепи включения резервного оборудования.

Для пуска АВР при исчезновении напряжения основного источника используется реле минимального напряжения . В некоторых случаях роль пускового органа выполняет реле времени с возвращающимся якорем (в нормальном режиме реле времени находится постоянно под напряжением и якорь притянут).

Уставка срабатывания этих реле обычно, если не имеется конкретных данных, выбирается из условия

Время срабатывания пускового органа устройства АВР (tср.АВР) выбирается по следующим условиям: • по отстройке от времени срабатывания тех защит, в зоне действия которых повреждения могут вызвать уменьшение напряжения ниже принятого по условию

где tс.з — наибольшее время срабатывания указанных защит;

Δt — ступень селективности, принимаемая равной 0,6 с при использовании реле времени со шкалой до 9 с и равной 1,5…2 с со шкалой до 20 с;

• по согласованию действия АВР с другими устройствами автоматики (например, АПВ линии, по которой осуществляется подача энергии от основного источника питания)

где tс.з.л — наибольшее время действия защиты линии (элемента системы электроснабжения), передающей энергию потребителям, для которых осуществляется АВР;

t1АПВ — время цикла неуспешного АПВ этой линии;

tзап — запас по времени, принимаемый равным 2 — 3,5 с.

В сельских электрических сетях применяются сетевые АВР , которые обеспечивают резервирование потребителей, подключенных к линиям с двусторонним питанием, работающих в разомкнутом (условно-замкнутом) режиме (рис. 1, а).

Сетевые АВР представляют собой комплекс аппаратов, в который входят:

• само устройство АВР, переключающее питание сети на резервный источник путем включения выключателя пункта АВР (3В, рис. 1), который отключен в нормальном режиме работы схемы;

• устройства, обеспечивающие при необходимости автоматическую перестройку релейной защиты перед изменением режима работы сети при АВР;

• устройство делительной автоматики минимального напряжения (действует па отключение 1В и 5В, рис. 1,а), которое предотвращает подачу напряжения от резервного источника на поврежденный рабочий источник питания (на рабочую линию, трансформатор и т. п.), а также на некоторые другие устройства.

Рис. 1 Схема сетевого АВР для сельских сетей 10 кВ (на выключателе с пружинным приводом): a — поясняющая первичная схема сети 10 кВ; б — схема цепи напряжения пускового органа АВР; в — схема АВР и управления аыключателя 3 (пункта АВР).

На рисунке 1, в показана схема сетевого АВР для выключателей с пружинным приводом, наиболее распространенным в сельских сетях 10 кВ. На пункте АВР (рис. 1,а) установлена ячейка (шкаф) КРУН с выключателем 3В, оборудованным сетевым АВР и релейной защитой.

Действие пускового органа АВР обеспечивается от трансформаторов напряжения ТН1 и ТН2 (по два или по одному ТН с каждой стороны), которые являются источниками оперативного тока для всех устройств пункта АВР. При этом питание шинок управления 1ШУ и 2ШУ (рис. 1,в) осуществляется либо от ТН1, либо от ТН2 с автоматическим переключением на ТН неповрежденной линии.

При исчезновении питания, например со стороны подстанции А, срабатывают реле напряжения 1РН, 2РН. При наличии напряжения со стороны подстанции Б запускается реле времени 1РВ и через заданное время замыкает контакт 1РВ в цепи электромагнита включения ЭВ выключателя 3В.

Если пружины привода заведены (контакт КГП1 замкнут), выключатель включается. При успешном АВР через замкнувшийся вспомогательный контакт 3ВЗ включается двигатель и заводит пружины привода. При неуспешном АВР (включение на к.з. с последующим отключением от защиты) контакт ЗВЗ остается разомкнутым и пружины не заведены (продолжительность полного завода пружин 6. 20 с). Этим обеспечивается однократность АВР.

В данном случае для подготовки привода к включению необходимо вручную перевести устройство 2ОУ в положение 2—3. При неисправностях в цепях TН1 или ТН2 отключается соответствующий автомат АВ н своим вспомогательным контактом АВ1 или АВ2 выводит из действия устройство АВР для работы в сторону поврежденного ТН.

Если уставки tср.АВР при исчезновении напряжения со стороны источников А и Б существенно отличаются, то устанавливают второе реле 2РВ (на схеме не показано), так что реле 1РВ запускается по цепи 1PH, 2РН, АВ1, а реле 2РВ — по цепи 3РН, 4РН, АВ2.

Работу схемы АВР трансформаторов проверяют на стенде (рис.2).

Рис. 2. Схема устройства АВР (включение секционного выключателя) на двухтрансформаторной подстанции.

Принципиальная схема АВР, показанная на рисунке 2, позволяет при помощи секционного выключателя СВ автоматически подавать питание на шины секции I или II при аварийном отключении трансформаторов Т1 или Т2.

Рассмотрим работу схемы при включении резервного питания на шины секции I.

Потребители секции I нормально питаются от трансформатора T1, а автоматическое резервирование их питания осуществляется включением СВ.

Автоматическое резервное питание подается при исчезновении напряжения на шинах секции I вследствие:

• отключения источника питания или линии электропередачи со стороны T1;

• короткого замыкания внутри трансформатора и на шинах секции I;

• непреднамеренного отключения трансформатора T1.

Схема АВР работает только при замкнутых контактах переключателя П. Обмотка реле однократного включения устройства АВР (РОВ) находится под напряжением и его контакт замкнут до тех пор, пока включен выключатель 1В1.

При исчезновении напряжения на шинах секции I реле минимального напряжения замыкает свои размыкающие контакты. Через его замкнутые контакты реле времени 1РВ получает питание и через определенную выдержку времени подает импульс на отключение трансформатора T1 (выключателей 1В и 1В1).

Читать еще:  Фгуп нпп контакт вакуумные выключатели

Обычно реле времени действует на промежуточное реле, которое своими контактами включает оперативные цепи выключателя. После отключения выключателей обмотка РОВ обесточивается, но возврат его контактов в исходное положение происходит с некоторой выдержкой времени. Время возврата немного больше времени включения выключателя СВ. Поэтому импульс на включение СВ успевает пройти через контакт РОВ и включить его, благодаря чему шины секции I получают питание от трансформатора Т2. После размыкания контакта РОВ цепь импульса на включение выключателя разрывается, чем обеспечивается однократность действия устройства АВР.

Для исключения ложных действий устройств АВР при сгорании предохранителей в цепи трансформатора напряжения ТН ставят два реле минимального напряжения РН с последовательным соединением их контактов. Кроме того, можно включить последовательно еще одно реле напряжения, которое питается от резервного источника и разрешает действовать устройству АВР при исчезновении напряжения на основной секции для данных потребителей только при наличии напряжения на шипах резервного питания.

Пример выбора уставок секционного выключателя 6(10) кВ

В данной статье рассмотрим пример выбора уставок максимально-токовой защиты секционного выключателя (СВ). Однолинейная схема представлена на рисунку 1.

Для защиты секционного выключателя применяется микропроцессорный терминал типа Sepam 1000+S80 компании «Schneider Electric».

Рисунок 1 — Расчетная схема сети

1. Параметры питающей системы:

  • Uc.ном = 6,3 кВ – среднее номинальное напряжение системы;
  • Iк.макс. = 7900 А – ток КЗ системы в максимальном режиме на шинах НН;
  • Iк.мин. = 7400 А – ток КЗ системы в минимальном режиме на шинах НН;

2. Характеристики трансформатора ТДН-16000/110-У1:

  • Sном.тр. = 16 МВА – номинальная мощность трансформатора;
  • Uном.вн =115 кВ — номинальное напряжение стороны ВН;
  • Uном.нн = 6,3 кВ — номинальное напряжение стороны НН;
  • Uк.мин=10,09 % — напряжение короткого замыкания трансформатора, соответствующее крайнему нижнему положению РПН, принимается по Приложению 2 таблица 1 ГОСТ 12965-85;

3. Характеристики асинхронных двигателей типа 1RA1 компании «SIEMENS»:

Тип двигателяМощность, кВтКПД η, %cosϕКоэфф.пуска Kп (In)Ном.напряж. Uном., кВ
1RA1 350-2HA6050094,30,895,56,3
1RA1 352-2HA6063094,30,95,26,3
1RA1 402-2HA60100094,90,894,66,3

Расчет коэффициента самозапуска

Перед тем, как считать ток срабатывания МТЗ СВ, нужно сначала рассчитать коэффициент самозапуска kсзп. для I и II секции шин 6 кВ.

1. Определяем максимальный рабочий ток для асинхронных двигателей:

2. Определяем максимальный рабочий ток для трансформаторов 6,3/0,4 кВ мощностью 400 и 2000 кВА:

3. Определяем пусковой ток для асинхронных двигателей:

Что бы определить пусковой ток для трансформаторов 6,3/0,4 кВ нам нужно знать коэффициент самозапуска, что бы его определить, нужно знать характер нагрузки на стороне 0,4 кВ. В связи с тем, что характер нагрузки на стороне 0,4 кВ для трансформаторов 6,4/0,4 кВ мне неизвестен. В этом случае, в технической литературе [Л1, с.22] рекомендуется использовать значение сопротивления обобщенной нагрузки xнагр* = 0,35 о.е.

Значение xнагр* = 0,35 о.е соответствует коэффициенту самозапуска – 2,9 согласно [Л4, с.118].

Как нужно определять пусковые сопротивления для высоковольтных электродвигателей (3; 6; 10 кВ) и трансформаторов 6(10)/0,4 кВ подробно описано в книге «Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей». М. А. Шабад, 2003г страницы 117, 118. Выкопировку из данной книги я привожу ниже.

4. Определяем пусковой ток для трансформаторов 6,3/0,4 кВ:

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.
Таблица 1 – Характеристики электродвигателей и трансформаторов

Наименование присоединенияТипМощность, кВтКоэфф.пуска Kп (In)Iраб.макс., АПусковой ток Iпуск., А
Асинхронный двигатель1RA1 350-2HA605005,555302,5
Асинхронный двигатель1RA1 352-2HA606305,268,1354
Асинхронный двигатель1RA1 402-2HA6010004,6109501,4
Трансформатор 6,3/0,4 кВGEAFOL-4GB5626-3GC4002,936,7106,43
Трансформатор 6,3/0,4 кВGEAFOL-4GB6326-3DC20002,9184533,6

5. Определяем максимальный рабочий ток I секции шин 6 кВ:

6. Определяем сопротивление системы в максимальном режиме:

7. Определяется сопротивление трансформатора ТДН-16000/110-У1, исходя из напряжения короткого замыкания Uк.мин. соответствующее крайнему нижнему положению РПН:

8. Определяем суммарный пусковой ток на I секции шин 6 кВ:

9. Рассчитываем эквивалентное сопротивление нагрузки по формуле 5.3 [Л2, с.22]:

10. Определяем ток самозапуска по формуле 5.4 [Л3, с.22]:

  • Uс.ном. – среднее номинальное напряжение, В;
  • хс.макс. – сопротивление системы в максимальном режиме, Ом;
  • хтр.мин. – минимальное сопротивление трансформатора, Ом;
  • хнагр. – эквивалентное сопротивление нагрузки, Ом;

11. Определяем коэффициент самозапуска по формуле 5.1 [Л3, с.21]:

Аналогично определим kсзп для II секции шин 6 кВ.

12. Определяем максимальный рабочий ток:

13. Определяем суммарный пусковой ток на шинах:

14. Рассчитываем эквивалентное сопротивление нагрузки по формуле 5.3 [Л2, с.22]:

15. Определяем ток самозапуска по формуле 5.4 [Л3, с.22]:

16. Определяем коэффициент самозапуска по формуле 5.1 [Л3, с.21]:

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.

Таблица 2 – Результаты расчетов

Секция шин 6 кВМаксим.раб.ток Iраб.макс, АСуммарный пусковой ток Iпуск., АТок самозапуска Iсзп., АКоэфф. самозапуска, kсзп.
I секция5612299,315902,83
II секция616,82601,817262,8

Определив все исходные данные для выбора параметров срабатывания МТЗ СВ, теперь можно перейти непосредственно к расчету тока срабатывания МТЗ СВ.

Выбор параметров срабатывания МТЗ СВ

1. Определяем ток срабатывания МТЗ СВ из условия отстройки от самозапуска двигателей нагрузки после восстановления питания действием АВР по формуле 4.31 [Л2, с .47]:

  • kотс. = 1,2 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле и необходимый запас, согласно СТО ДИВГ-059-2017 пункт 4.2.4.1;
  • kсзп. = 2,83 (2,8) – коэффициент самозапуска. При отсутствии в составе нагрузки электродвигателей напряжением 6(10) кВ и при времени срабатывания МТЗ более 0,3 с можно принимать kсзп. = 1,1 – 1,3 согласно [Л5, с .16];
  • kв = 0,935 – коэффициент возврата, для микропроцессорных терминалов Sepam 1000+.

2. Согласование МТЗ с защитой отходящей линии по формуле 4.2 [Л2, с .16], такая же формула 1.2 представлена в тех. литературе [Л4, с .17]:

  • kотс. – коэффициент токораспределения принимается равным 1, когда один источник питания;
  • Iсз.макс. = 309 А – наибольший ток срабатывания защит из присоединений, в моем случае это трансформатор мощностью 2000 кВА, как для первой так и для второй секции шин.
  • ∑Iраб. – суммарный ток нагрузки всех элементов, за исключением тех, с защитами которых производится согласование. В моем случае согласование производиться с присоединением трансформатора 2000 кВА, максимально рабочий ток для данного присоединения равен Iраб.макс.присоед. = 184 А.
Читать еще:  Автоматический выключатель ва99 320а

Принимаем ток срабатывания МТЗ СВ Iмтз св = 2217 А.

3. Определяем чувствительность МТЗ при двухфазном к.з. в минимальном режиме по формуле 4.32 [Л2, с .48]:

где: Iк.мин. = 7400 А – ток КЗ системы в минимальном режиме на шинах НН;

4. Время срабатывания МТЗ СВ выбираем из условия обеспечения селективности с защитами присоединений I(II) секции шин.

tс.з.МТЗ.СВ = tс.з.прис. + ∆t = 0,6 + 0,3 = 0,9 с где:

  • tс.з.прис. = 0,6 с – время срабатывания МТЗ присоединений;
  • ∆t – ступень селективности, по рекомендациям на терминалы Sepam принимается равной – 0,3 с.

1. Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты. Учебное пособие. Часть первая. И.Л.Небрат 1996 г.
2. СТО ДИВГ-059-2017 «Релейная защита распределительных сетей 6-10 кВ. Расчет уставок. Методические указания» ООО «НТЦ «Механотроника» 2017 г.
3. СТО ДИВГ-058-2017 «Расчет токов коротких замыканий и замыканий на землю в распределительных сетях. Методические указания» ООО «НТЦ «Механотроника» 2017 г.
4. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М. А. Шабад, 2003г.
5. Библиотека Электромонтера. Байтер И.И. Релейная защита и автоматика питающих элементов собственных нужд тепловых электростанций. 1968 г.

Схемы АВР трансформаторов

На распределительных подстанциях 6-10 кВ устанавливается, как правило, два и более понижающих трансформатора. Схема электроснабжения с одним трансформатором применяется редко.

Рассмотрим подстанцию с двумя трансформаторами (рис. 1.7, а). Как правило, группы соединений и аппаратура на стороне 0,4 кВ допускают параллельную работу этих трансформаторов.

Обычно на параллельную работу устанавливают трансформаторы одинаковой мощности. В таком случае суммарная нагрузка потребителей распределяется между трансформаторами поровну- При большой нагрузке потребителей, когда трансформаторы загружены на 70% номинала и выше, совместная работа трансформаторов оправдана.

В случае небольшой нагрузки может оказаться выгодно отключить один из трансформаторов — суммарные потери в обмотках трансформатора и потери холостого хода при этом будут снижены в сравнении с параллельной работой двух трансформаторов. Выбор моментов включения и отключения второго трансформатора на параллельную работу определяется графиком нагрузки потребителей и производится на основе соответствующих расчетов.

Проблема надежности заключается в обеспечении автоматического введения в работу отключенного трансформатора при выходе из строя работающего.

Возможен другой вариант построения схемы питания потребитетей. когда в нормальном режиме секционный выключатель отключен, и каждый трансформатор питает свою нагрузку (рис. 1.7, б).

Если в одном из трансформаторов, например Т1, произойдет короткое замыкание и он будет отключен действием ретейной защиты, то после отключения выключателей В1 и В2 необходимо включить секционный выключатель В5. Потребители левой секции получат питание от трансформатора Т2. Конечно, это возможно, если трансформатор Т2 имеет достаточную мощность для питания потребителей двух секций.

Автоматический ввод резерва широко применяется в схемах питания собственных нужд электростанции. Для повышения надежности трансформаторы собственных нужд резервируются. Каждый трансформатор собственных нужд может резервировать любой другой трансформатор, если это позволяет схема электрических соединений. Однако при таком подходе схема автоматики получается более сложной и менее надежной. Более простой является схема явного резервирования, когда функции резервирования закреплены за одним, не работающим в нормальном режиме трансформатором (рис. 1.7, в).

Рассмотренные примеры свидетельствуют о многообразии вариантов резервирования, что должно учитываться при разработке схем автоматики.

Схема питания двух секций с резервным трансформатором показана на рис. 1.8. Общая идеология резервирования здесь аналогична той. которая рассмотрена на примере резервирования линии. В случае выхода из строя рабочего трансформатора, например Т1. последний отключается с двух сторон, а питание потребителей первой секции переводится на резервный трансформатор ТЗ. Отключение поврежденного трансформатора двумя выключателями устраняет возможность включения резервного трансформатора на поврежденный рабочий трансформатор.

В нормальном режиме трансформатор ТЗ отключен и находится в явном резерве. Его включение в работу осуществляется выключателями В5 и В7 при резервировании трансформатора Т1 или выключателями В6 и В7 при резервировании трансформатора Т2.

Напомним, что резервная линия находилась в резерве под напряжением и включалась в работу одним выключателем на приемном коше. Такое решение оправдано, так как потери электроэнергии в линии на холостом ходу невелики. К тому же хтя управления выключателем на питающем конпе линии необходимо иметь контрольный кабель от схемы АВР, что экономически невыгодно.

В нормальном режиме резервный трансформатор отключается с двух сторон — со стороны потребителей и дополнительно со стороны источника питания. Поэтому в режиме резерва трансформатор не находится под напряжением, что дает экономию на потерях холостого хода. Выключатели с низкой и высокой стороны трансформатора находятся на территории одной подстанции, поэтому особых проблем с контрольным кабетем не возникает.

Пуск схемы АВР трансформатора можно осуществить по-разному. Возможен вариант пуска от релейной защиты рабочего трансформатора. При срабатывании газовой или дифференциальной защиты трансформатор отключается от сети, например, выключателями В1 и В2 в случае повреждения трансформатора Т1. Эта же защита запускает схему АВР для включения резервного трансформатора ТЗ.

Возможен пуск схемы с помощью реле минимального напряжения, как это осуществлено в схеме АВР линии. Выбор варианта определяется дополнительными обстоятельствами.

Схема АВР трансформатора для подстанции с двумя рабочими трансформаторами показана на рис. 1.9. Для упрощения показана схема резервирования одного трансформатора Т1. Для трансформатора Т2 схема АВР аналогична.

Пуск схемы осуществляется с помощью реле минимального напряжения KV1 и KV2. По истечении выдержки времени реле времени КТ подается сигнал на промежуточное реле KL1 и далее через контакты KL1.1 и KL1.2 на отключающие катушки У ATI и УАТ2.

Вспомогательные контакты выключателя В2.3 снимают напряжение с промежуточного реле KLT. Это реле имеет задержку на отпускание якоря, что обеспечивает однократность включения резервного трансформатора. При отключении выключателя В2 его контакты В2.4 запускают реле KL2. которое в свою очередь подает сигналы на катушки включения УАС5 и УАС7. После выдержки времени, достаточной для однократного включения выключателей В5 и В7. контакты реле KLT размыкаются и разрывают цепь реле KL2.

Читать еще:  Розетка с выключателем свао

Если резервный трансформатор включился на устойчивое к.з. на сборных шинах секции I, то действием релейной зашиты он отключится. Повторного включения резервного трансформатора не произойдет, так как к этому времени контакты реле KLT разомкнутся и сигнал на катушки включения УАС5 и УАС7 не поступит.

В случае неявного резерва до цикла АВР каждый трансформатор работает на нагрузку своих потребителей, подключенных к секции (рис. 1.10). Секционный выключатель В5 нормально отключен. В аварийном режиме оба трансформатора взаимно резервируют друг друга.

На рис. 1.11 показана упрошенная схема АВР. При отключении одного из трансформаторов, например первого, вспомогательные контакты выключателя В2.3 размыкают цепь рете KLT. Контакты В2.4 замыкаются н подают напряжение на промежуточное реле KL1. которое срабатывает и своими контактами замыкает цепь питания катушек включения выключателей УАСЗ. УАС4 и УАС5

Если трансформатор Т2 был включен, то включается только секционный выключатель В5. При отключенном трансформаторе Т2 будут включаться три выключателя. Для устранения перегрузки аккумуляторной батареи за счет одновременного включения трех выключателей предусматривается блокировка с помощью дополнительных контактов выключателя ВЗ. Выключатель В4 включается только после того, как выключатель ВЗ уже включен.

В рассмотренных случаях после действия схемы АВР на первую секцию подается напряжение от трансформатора Т2. Аналогичным образом трансформатор Т2 резервируется трансформатором Т1.

Следует иметь в виду, что в случае неявного резерва трансформаторы оказываются перегруженными. В целях устранения перегрузки остающегося в работе трансформатора часть менее ответственных потребителей должна быть отключена. Величина мощности отключенных потребителей должна быть обоснована расчетом.

Автоматический ввод резерва (АВР)

Ответственные потребители электроэнергии требуют как минимум двух источников питания, при этом в нормальном режиме работы оба источника включены параллельно, либо один источник включен и является рабочим, а второй, резервный, автоматически вводится после исчезновения рабочего питания. Алгоритм, осуществляющий данную операцию, называется автоматическим включением резервного источника питания (АВР).

К устройствам АВР, вне зависимости от их принципа исполнения, предъявляются следующие основные требования:

  1. АВР должен срабатывать при исчезновении напряжения на шинах рабочего питания потребителя по следующим причинам: аварийном (повреждение на вводе), ошибочном или самопроизвольном отключении выключателя рабочего питания. Включение резервного источника запрещается, если причиной исчезновения напряжения на шинах рабочего питания является повреждение на шинах или на каком-либо из присоединений, питающихся от шин рабочего источника;
  2. Формирование команды на включение резервного источника питания должно происходить только после отключения рабочего источника с целью избежать включения резервного ввода на повреждение в не отключившемся рабочем вводе (также это необходимо для исключения несинхронного включения двух источников питания);
  3. С целью снижения длительности перерыва питания потребителей, включение резервного источника должно производиться с минимальной задержкой после отключения рабочего ввода.

Рассмотрим алгоритм функционирования АВР, удовлетворяющий всем вышеперечисленным требованиям; для этого обратимся к схеме, представленной на Рисунке 1, где работа алгоритма АВР реализована в блоках БЗП-01 компании ООО НПП «Микропроцессорные технологии». Для реализации алгоритма АВР блоки БЗП-01 устанавливаются на вводных и секционном выключателе, а также в трансформаторах напряжения секции.

Рисунок 1 – Структурная схема АВР на блоках БЗП-01

Алгоритм АВР рассматривается в полностью подготовленном состоянии, силовой выключатель вводного присоединения находится во включенном положении, секционный выключатель отключен.

В данном варианте построения работой алгоритма АВР управляет терминал, установленный в ячейке трансформатора напряжения секции, а именно БЗП–01–ТН, который контролирует текущее значение напряжения на секции, наличие напряжения на соседней секции шин и формирует команды на отключение вводного и включение секционного выключателей.

Рисунок 2 – Алгоритм работы АВР в блоке БЗП-01-ВВ, установленном на вводном присоединении

Рисунок 3 – Алгоритм работы АВР в блоке БЗП-01-ТН, установленном на трансформаторе напряжения

Алгоритм работает следующим образом :

  1. Терминал БЗП-01-ТН, установленный в ячейке трансформатора напряжения секции, контролирует уровень напряжения на секции. При просадке напряжения ниже заданной уставки, срабатывают пусковые органы по напряжению и, при соблюдении всех условий, описанных ниже, запускается выдержка времени АВР.
  2. Если до истечения данной выдержки времени напряжение восстановится выше 105% от напряжения уставки срабатывания, то работа алгоритма остановится, если же напряжение не восстановилось, то формируется команда «ОТКЛ ВВ по АВР» на отключение вводного присоединения, направленная в терминал БЗП-01-ВВ, который установлен на вводном присоединении.
  3. После того, как вводной выключатель отключается по сигналу «ОТКЛ ВВ по АВР», в терминале БЗП-01-ВВ формируется сигнал «Пуск АВР», который подается обратно в терминал БЗП-01-ТН и свидетельствует о том, что вводное присоединений отключено и отсутствуют какие-либо блокировки на работу алгоритма АВР.
  4. При отключении вводного выключателя от токовых защит алгоритм АВР блокируется. При появлении сигнала «Пуск АВР» на дискретном входе БЗП-01-ТН, в устройстве формируется сигнал «ВКЛ СВ по АВР», который с помощью выходного реле передается в терминал БЗП-01-СВ, установленный на секционном выключателе, по которому происходит включение секционного выключателя.

Также в терминалах БЗП-01-ВВ возможно предусмотреть автоматическое включение секционного выключателя при следующих условиях:

  1. ручное отключение вводного выключателя;
  2. самопроизвольное отключение вводного выключателя;
  3. при отключении вводного выключателя от внешнего сигнала.

Главное отличие схемы, построенной на устройствах БЗП-02 или БЗП-03 заключается в том, что весь алгоритм собирается в терминалах, установленных на вводных выключателях без необходимости установки устройств БЗП в ячейках трансформаторов напряжения секции. Алгоритмы в устройствах БЗП-02 и БЗП-03 являются идентичными, с несущественными отличиями, поэтому далее рассмотрим их на примере БЗП-03 (Рисунок 4).

Рисунок 4 – Структурная схема АВР на блоках БЗП-03

Принципиально алгоритм работает следующим образом: терминал БЗП-02, установленный на ячейке вводного присоединения, контролирует уровень напряжения на своей секции шин. При снижении напряжения ниже заданной уставки, запускается отсчет выдержки времени, и, если до истечения данной выдержки напряжение восстановится выше 105% от напряжения уставки, то работа алгоритма остановится. Если же напряжение не восстановилось, то при наличии всех разрешающих сигналов и отсутствия каких-либо блокировок, формируется команда на отключение силового выключателя, после чего при появлении сигнала «Отключено», выдается команда на включение секционного выключателя.

Рисунок 5 – Алгоритм работы АВР в блоке БЗП-03-ВВ, установленном на вводном присоединении

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector