Автоматическая частотная разгрузка АЧР назначение принцип действия схемы

40. Конструкции комплектных распределительных устройству (кру)

Распределительным
устройством (РУ) называют электроустановку,
служащую для приема и распределения
электроэнергии и содержащую коммутационные
аппараты, сборные и соединительные
шины, вспомогательные устройства
(компрессорные, аккумуляторные и др.),
а также устройства зашиты, автоматики
и измерительные приборы.

Ячейка
КСО для КРУ

Постановка задачи

Частота является одним из основных показателей качества электроэнергии. Допустимые отклонения частоты от номинальной (50 Гц) в нормальных режимах, регламентируются ГОСТ 13109 — 67 * «Нормы качества электрической энергии у ее приемников, присоединяемых к электрическим сетям общего назначения», «Правилами устройства электроустановок», «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей» и не должны превышать ±0,1 Гц.

Допускается кратковременная работа энергосистем с отклонением частоты в пределах ±0,2 Гц. Аварийные отклонения частоты ограничиваются как по условиям работы основного и вспомогательного оборудования электростанций, так и в соответствии с требованиями ряда потребителей. В настоящей главе анализируются работа потребителей и электростанций энергосистемы при снижении частоты.

Цель этого анализа — сформулировать требования к АЧР.Допустимая длительность работы электрических станций, прежде всего ТЭС и АЭС, при снижении частоты в значительной степени определяется работой установок их собственных нужд.Выдача мощности электростанции при снижении частоты определяется как производительностью механизмов собственных нужд электростанции, так и реакцией на снижение частоты турбин и их систем регулирования.

Для анализа режимов с дефицитом активной мощности важно знать статические характеристики турбин по частоте, т. е. зависимости мощности турбин от частоты в энергосистеме.Глубокое или длительное снижение частоты представляет опасность для лопаточного аппарата турбин из-за возможности развития резонансных явлений и повреждения лопаток.

В связи с этим допустимые глубина и длительность снижения частоты для турбин ТЭС и АЭС нормируются. В современных энергосистемах основная часть энергии вырабатывается блочными ТЭС высокого давления, с каждым годом увеличивается мощность АЭС, поэтому особую важность приобретают вопросы работы ТЭС и АЭС в аварийных ситуациях с понижением частоты.

Эти вопросы целесообразно проанализировать как для случаев отсутствия на блоках вращающихся резервов мощности, так и при их наличии, поскольку мобилизация вращающихся резервов мощности, являясь действенным средством ликвидации аварийной ситуации, существенно зависит от вида регулирования котлов, реакторов и турбин.

Для того чтобы выявить требования к АЧР с точки зрения потребителей, необходимо проанализировать прежде всего статические характеристики нагрузки энергосистемы по частоте, т. е. зависимости мощности, потребляемой нагрузкой, от частоты в энергосистеме.Снижение частоты в энергосистеме приводит, как правило, к одновременному снижению напряжения в узлах нагрузки, что, с одной стороны, может существенно влиять на статические характеристики нагрузки по частоте и, с другой стороны, в наиболее неблагоприятных случаях может приводить к массовым отключениям потребителей.

Для анализа реакции энергосистемы на возникновение дефицита мощности особый интерес представляет статическая характеристика энергосистемы (энергообъединения) по частоте в целом, т. е. зависимость суммарной нагрузки энергосистемы от частоты. При этом следует различать статическую характеристику энергосистемы после действия автоматических регуляторов частоты вращения (АРЧВ) турбин и аналогичную характеристику после последующей реакции на возникшее возмущение тепловой и реакторной части электростанций (котлов, реакторов и их систем регулирования).

Статические характеристики по частоте определяют установившиеся отклонения частоты в энергосистеме после возникновения небаланса мощности. Для выбора принципов построения и уставок АЧР, анализа протекания переходных процессов в энергосистеме Необходимо знание динамических характеристик энергосистемы по частоте.

41. Назначение оперативного тока. Системы оперативных токов на подстанциях

Совокупность
источников питания, кабельных линий,
шин питания переключающих устройств и
других элементов оперативных цепей
составляет систему оперативного тока
данной электроустановки. Оперативный
ток на подстанциях служит для питания
вторичных устройств, к которым относятся
оперативные цепи защиты, автоматики
и телемеханики, аппаратура дистанционного
управления, аварийная и предупредительная
сигнализация.

При нарушениях нормальной
работы подстанции оперативный ток
используется также для аварийного
освещения и электроснабжения
электродвигателей (особо ответственных
механизмов). Обычно оперативный ток
переменный. Источниками переменного
оперативного тока являются измерительные
трансформаторы и трансформаторы
собственных нужд (ТСН) установленные
на подстанции.

В некоторых случаях
применяются системы постоянного тока.
В качестве источников питания для данной
системы применяются аккумуляторные
батареи. Большим преимуществом системы
постоянного оперативного тока является
автономность. В системах выпрямленного
оперативного тока источниками питания
являются выпрямительные блоки (диодные
мосты).

42.
Назначение трансформаторных подстанций
промышленных предприятий. Схемы проходных
и ответвительных подстанций. Схемы
распределительных устройств6 кВ

Назначение
трансформаторных подстанций 6(10)/0,4 на
предприятии – питание электроприемников
напряжением 0,4 кВ. Это могут быть
электрооборудование цехов, освещение
пром. площадки предприятия, общезаводские
объекты (компрессорные, насосные
станции). Ниже приведены схемы цеховых
подстанций, проходные подстанции
применяются при магистральных схемах
ЭС.

Ответвит.
подстанция (радиальная схема)

Проходная
подстанция

(магистральная
схема питания)

Схемы
распределительных устройств 6(10 кВ
бывают следующими: Одиночная
секционированная система шин, одиночная
несекционированная система шин, Две
секционированные системы сборных шин.

Одиночная
секионированная система шин

Одиночная
несекционерованная система сборных
шин

Две
секционированные системы сборных шин.

Для
защиты двигателей применяется Схема
неполного треугольника.

Статические характеристики нагрузки энергосистемы по частоте

Статические характеристики активной мощности нагрузки по частоте. Электрическая энергия, вырабатываемая генераторами, потребляется различными нагрузками. В состав узлов нагрузки входят разные электроприемники. При изменений частоты в энергосистеме изменяется и мощность нагрузки. Под статическими характеристиками по частоте отдельных электроприемников, узлов нагрузки или нагрузки энергосистемы в целом понимают зависимость их активной и реактивной мощности от частоты(1.

1)определенные при таких медленных изменениях режима, что каждую точку этой зависимости можно считать точкой установившегося режима.Исследованию статических характеристик нагрузки посвящено большое число работ как у нас в стране, так и за рубежом. Для анализа таких характеристик использовались расчетные методы, эксперименты на физических моделях и в энергосистемах.

Поскольку протекание процессов, связанных с изменением частоты, определяется в значительной степени характеристиками активной мощности нагрузки, остановимся на них более подробно. Проанализируем характеристики отдельных электроприемников, считая сначала, что в точке их подключения напряжение поддерживается неизменным (U=const).

Активная мощность, потребляемая осветительными и частично бытовыми установками, а также некоторыми металлургическими объектами (печи сопротивления, дуговые печи), от частоты практически не зависит (рис. 1.1)Рн = const. (1.2)Такая нагрузка зависит только от напряжения   0-3)где кп — постоянный коэффициент;

β = 1,6 для ламп накаливания, β = 2 для R= const, в среднем β=1,8.Активная мощность, потребляемая люминесцентными лампами, зависит от частоты, уменьшаясь на 0,5 — 0,8% при снижении частоты на 1% (рис. 1.1), и в меньшей степени зависит от напряжения. Статические характеристики по частоте асинхронных и синхронных двигателей могут быть различными и определяются теми механизмами, которые двигатели приводят во вращение (рис. 1.1, 1.2).

У синхронного двигателя, частота вращения которого прямо пропорциональна частоте сети, электромагнитный момент М и равный ему момент сопротивления приводимого механизма Мс связаны с активной мощностью, потребляемой двигателем, известным соотношением(1.4)где 2π~ — угловая частота вращения двигателя; к — постоянный коэффициент.

Рис. 1.1. Статические характеристики активной мощности по частоте различных потребителей:1 — лампы накаливания, печи сопротивления, дуговые печи; 2 — люминесцентные лампы; 3 — поршневые насосы, компрессоры, шаровые мельницы, дробилки, металлорежущие станки, подъемные и транспортные механизмы; 4 — центробежные насосы и вентиляторыС достаточной точностью можно считать, что и частота вращения асинхронного двигателя также пропорциональна частоте сети, поэтому выражение (1.

4) справедливо и в этом случае. У поршневых насосов и компрессоров, шаровых мельниц, дробилок, металлорежущих станков (при неизменной подаче резца), подъемных и транспортных механизмов момент сопротивления практически не зависит от частоты вращения электродвигателей (рис. 1.2, б), т. е.(1.5)Таким образом, активная мощность, потребляемая из сети двигателями с такими приводимыми механизмами, снижается пропорционально частоте (рис. 1.1):(1.

6)Момент сопротивления центробежных вентиляторов и насосов (при незначительном статическом напоре) пропорционален квадрату частоты (рис. 1.2,6):(1.7)мощность, потребляемая двигателем, — третьей степени частоты:(1.8)а производительность q и напор h этих механизмов — соответственно первой и второй степеням частоты:(1.9)(1.

10)где к1 — к5 — постоянные коэффициенты.Зависимость активных потерь в сети от частоты может быть различной (со снижением частоты потери могут как снижаться, так и возрастать [78]). Значение потерь определяется характеристиками активной реактивной мощности узлов нагрузки при изменении частоты (и сопутствующем ей измененииРис. 1.2.

Характеристики асинхронного двигателя и приводимых механизмов:Ка — моментно-скоростная характеристика асинхронного двигателя, б — зависимость момента сопротивления приводимых механизмов от частоты вращения двигателя; 1 — подъемные краны и транспортные механизмы; 2 — поршневые компрессоры, турбокомпрессоры;

3 — дробилки, мельницы, 4 — центробежные насосы и вентиляторы (пуск при открытой задвижке); 5 — центробежные насосы и вентиляторы (пуск при закрытой задвижке)напряжения), активными и реактивными сопротивлениями сети, мощностью и загрузкой трансформаторов, условиями поддержания уровней напряжения в узловых точках сети и т. д.

В сетях высокого напряжения потери на корону пропорциональны частоте. В конкретных режимах и схемах эта зависимость должна определяться индивидуально.Зная состав узлов нагрузки и параметры различных электроприемников, можно непосредственно путем подсчета значения мощности, потребляемой отдельными видами нагрузки, рассчитать зависимость активной мощности узлов комплексной нагрузки и нагрузки всей энергосистемы от частоты.

В этом случае суммарная характеристика активной мощности нагрузки при постоянстве напряжения может описываться выражением(1.11) где сг0, аи а2, аъ — коэффициенты, определяющие долевое участие нагрузок, соответственно не зависящих от частоты, зависящих от частоты в первой, второй и третьей степени, в суммарной нагрузке Рном узла (энергосистемы) при номинальной частоте.

Следует отметить, что в ряде экспериментальных и теоретических исследований (в частности, и в работах, связанных с АЧР) часто не проводилось четкой грани между значениями кн икп, хотя, как показано выше, кн, необходимый для анализа вопросов аварийной разгрузки, может существенно отличаться от кп.

Таким образом, характеристики нагрузки отдельных узлов и энергосистемы в целом зависят от большого числа факторов (состава нагрузки, приводимых механизмов, снижения напряжения в узлах нагрузки и т. д.). Вариации характеристик нагрузки носят случайный характер, поскольку случайны изменения определяющих их факторов, например состав нагрузки изменяется в течение суток, недели, года.

Уровни снижения напряжения в узлах энергосистемы зависят от места возникновения нарушения, характера развития аварии, типа АРВ на электростанциях и т. д. В этих условиях принципы выполнения аварийной нагрузки не должны быть ориентированы на какое-то единственное, определенное значение регулирующего эффекта нагрузки, на неизменные характеристики нагрузки и должны учитывать случайный характер их изменения и вариацию в широких пределах.

Простые и наглядные выражения (1.11) и (1.22) для расчета статической характеристики нагрузки по частоте удается использовать достаточно редко, в основном для небольших узлов нагрузки, поскольку в большинстве случаев детальные данные по составу и параметрам разнообразных потребителей в масштабе всей энергосистемы отсутствуют.

До настоящего времени основным и наиболее достоверным источником получения статических характеристик нагрузки остается натурный эксперимент в энергосистемах. Первые эксперименты по определению статических характеристик нагрузки в нашей стране были выполнены еще в предвоенные годы [11].К настоящему времени в нашей стране ВНИИЭ, Среднеазиатским отделением (САО) Союзтехэнерго, рядом ОДУ и энергосистем и другими организациями выполнено большое число экспериментов по снятию статических характеристик нагрузки.

Проводятся такие эксперименты и за рубежом. В табл. 1.1 приведены значения регулирующих эффектов нагрузки по частоте, полученные в ряде натурных испытаний в нашей стране . Как видно из табл. 1.1, значения регулирующих эффектов активной мощности по частоте отдельных узлов нагрузки и энергосистем в целом, зарегистрированные в опытах, лежат в диапазоне 0,5—3,7 (для крупных энергосистем 1,5-2,7).На рис. 1.

5 в качестве примера приведен ряд статических характеристик, полученных экспериментально. Целесообразно продолжать натурные испытания по определению характеристик нагрузки, что позволит по мере накопления результатов обобщить их и получить типовые характеристики для разных отраслей промышленности, наиболее типичных узлов комплексной нагрузки и т. д.Рис. 1.5.

Энергосистема, вид нагрузки	Время проведения испытаний	Суточные вариации	Средние за сутки
Шесть энергосистем	До 1940	3	1,5; 1,6; 1,8
	До 1952	1,2—2	1,6; 1,8; 1,9
ОЭС Центра	Лето 1957	2,15—2,79	2,3
ОЭС Юга	Зима 1955	2,05—2,3	2,18
	Зима 1958	1,76—2,22	2,01
—	Лето 1958	1,52—2,56	2,04
ОЭС Урала	Зима 1957	1,7—2,34	2,05
Ленэнерго	Лето 1957	1,5—1,7	1,6
Грузэнерго	Зима 1956	2,02—2,69	2,23
Азэнерго	Лето 1958	—	2,5
Магаданэиерго	1975—1976	2,04—3,42	2,5
Карагандаэиерго	1975—1976	—	2,3; 2,6
Омскэнерго	1974—1975	—	3
Алтайэнерго	1974—1975	—	2,1
ОЭС Урала	Лето 1971	3,2—4	3,6
	Зима 1971	2,4—3	2,7
Комплексная нагрузка городских	Осень 1963	1,6—3*	1,7; 2,0; 2,6*
потребителей	Осень 1966	—	0,75; 1,6;
Горнодобывающая промышленность	Лето 1965	—	1,75 0,72—2,2
Нефтяная промышленность	1958	___	0,5—3
Химическая промышленность	Лето 1966	—	2,5; 3,2; 3,7
Текстильная промышленность	—	—	2,2; 2,5; 3,3
Различные промышленные предприятия	1956	—	1,16—2,3
Сельское хозяйство	____		0,69—1,08
Группа асинхронных двигателей*	1965	—	2,5—3
Группа асинхронных и синхронных	—	—	1,2
двигателей * Предприятия металлургической промышленности: выплавка чугуна и стали	1965—1972	2,8—5,8	3,5
выплавка ферросплавов добыча и обогащение руд цветных металлов		1,25—5,2	1,8
		1,65—2,2	2
извлечение цветных металлов из руд		2,5—3	2,8
добыча и переработка бокситов и креолита		2,5—3,3	3,1
горнометаллургический комплекс цветных металлов		2,2—2,8	2,6
Нагрузка промышленных потребителей: алюминиевый завод	1982	2,2—2,7	2,45
ферросплавный завод		1,65—2,2	1,92
металлургический завод		3,6—4,1	3,85
химический завод		—	3,05
горнорудный район		—	1,9
горнообогатительная фабрика		—	3,4

Приведенные выше статические характеристики нагрузки и значения регулирующих эффектов отражают реакцию нагрузки на достаточно кратковременные (от нескольких минут до десятков минут) аварийные отклонения частоты. При длительных (несколько десятков минут и более) отклонениях частоты характеристики нагрузки оказываются иными.

В частности, длительная работа с пониженной частотой вызывает адаптацию потребителей к новым условиям электроснабжения, что связано с необходимостью выпуска заданных объемов промышленной продукции [78]. Вследствие адаптации уровень потребляемой мощности, снизившийся первоначально при снижении частоты, с течением времени вновь начинает увеличиваться.

Адаптация потребителей обусловливается следующими факторами [78]:большинство непрерывно работающих агрегатов имеет средства автоматического или ручного регулирования производительности, действие которых приводит к восстановлению потребляемой мощности;у ряда потребителей восстановление производительности достигается увеличением числа включенных электроприемников, что приводит к росту потребляемой мощности;

в энергосистемах осуществляется контроль за уровнями напряжения и его регулирование. Подъем уровней напряжения, снизившихся при уменьшении частоты, приводит к восстановлению мощности потребителей, зависимых от напряжения.Процесс восстановления активной мощности нагрузки энергосистемы после изменения частоты на начальной стадии протекает достаточно быстро из-за наличия потребителей, мощность которых восстанавливается средствами регулирования электрических и технологических параметров, дополнительного включения потребителей, обусловленного необходимостью выполнения определенного объема работ, действия устройств автоматического регулирования напряжения трансформаторов (АРНТ) и персонала, контролирующего выполнение заданных графиков напряжения на электростанциях и части подстанций.

Далее процесс адаптации замедляется — с запаздыванием восстанавливается мощность потребителей, производительность которых меняется при пуске агрегатов, перенастройке их технологии, а также переключаются ответвления трансформаторов на ряде подстанций. Для потребителей в целом α {amp}lt; 1, так как существует ряд потребителей, не обладающих свойством адаптации (не имеющих средств для регулирования производительности).

https://www.youtube.com/watch?v=upload

Их число невелико; по данным [78], полученным на основе анализа технологии в основных отраслях промышленности, для потребителей в целом а =0,8 —0,9.Возрастание активной, а также реактивной мощности нагрузок в процессе адаптации приводит к увеличению потерь активной мощности. Как следствие этого, эквивалентный коэффициент адаптации, учитывающий потери в распределительных сетях и сетях высокого напряжения, выше, чем значения а для самих потребителей.

По данным [78], эквивалентный коэффициент адаптации для мощности, отдаваемой с шин электростанций, составляет а = 0,8 5:1,1, т. е. эта мощность после отклонения частоты восстанавливается практически полностью (результирующий регулирующий эффект нагрузки при длительном снижении частоты примерно на 1% близок к нулю).

47. Мтз двигателя. Принцип действия, назначение, схема

Неполная
звезда

Неполная
звезда (двухфазная двухрелейная или
трехрелейная схема, рис. 2.10) используется
для защиты в электрических сетях 6. 35
кВ, те. В сетях с изолированной или
компенсированной нейтралью, где не
может быть однофазных коротких замыканий.
Для уменьшения вероятности неселективных
отключений при двойных замыканиях на
землю трансформаторы тока во всей сети
устанавливают на одноименных фазах
(обычно и С) На трансформаторах со схемами
соединения обмоток ‘звезда треугольник’
(YIA) и’треугольник- звезда а также на
линиях, питающих такие трансформаторы,
следует использовать трехрелейную
схему Это связано с тем, что при двухфазном
К 3 на стороне НН трансформатора ток К3
в одной из фаз на стороне будет в два
раза выше, чем в двух других.

При одном
из трех случаев двухфазных К3 этой фазой
будет являться фаза В, не охваченная
защитой, и чувствительность защиты
снизится в два раза. Для повышения
чувствительности В этом случае в обратный
провод двухфазной схемы следует включить
дополнительное реле КА3 (показано
пунктиром на рис. 2. 10).

Треугольник

Треугольник
(обмотки реле соединяются по схеме
звезды, а вторичные обмотки трансформаторов
тока – по схеме треугольника, рис. 2.11 k
схема оперативного тока такая же, как
для полной

звезды-
см. рис. 29) используется для защиты
трансформаторов 35 кВ и выше.

Защита,
выполненная по этой схеме, не действует
при внешних однофазных коротких
замыканиях (В отличие от схемы полной
звезды) На двухобмоточных трансформаторах
со схемой соединения обмоток ‘звезда!
треугольник (Y/A) одно из трех реле может
быть исключено.

• Межвитковое
замыкание;

• Попадание
воздуха внутрь бака при нарушении
герметичности;

• Искровые
разряды, дуга между токоведущими частями,
магнитной системой и баком;

• Снижение
уровня масла в баке.

Газовая
защита силовых трансформаторов
осуществляется при помощи газовых реле
врезанных в маслопровод между баком и
расширителем. В данный момент самыми
применяемыми в российском
трансформаторостроении являются ПГ-22
и реле Бухгольца. Рассмотрим принцип
действия поплавкового реле ПГ-22. Газовое
реле обязательно устанавливается на
силовых трансформаторах мощность 6300
кВА и более, на трансформаторах мощностью
от 1000-4000 кВА газовое реле устанавливается
при отсутствии дифзащиты и МТЗ. Для
трансформаторов 400 кВА и более
устанавливаемых на ТП заводов, городских
и сельских сетей установка газового
реле также обязательна.

48. Автоматическое повторное включение (апв)

Назначение
АПВ

Многолетний
опыт эксплуатации линий электропередачи
показал, что значительная часть коротких
замыканий (КЗ), вызванных перекрытием
изоляции, схлестыванием проводов и
другими причинами, при достаточно
быстром отключении линий релейной
защитой, самоустраняется. При этом
электрическая дуга, возникшая в месте
КЗ, гаснет, не успев вызвать существенных
разрушений, препятствующих повторному
включению линий под напряжение. Такие
самоустраняющиеся повреждения принято
называть неустойчивыми.

Статистические
данные о повреждаемости линий
электропередачи за длительный период
эксплуатации показывают, что доля
неустойчивых повреждений весьма высока
и составляет 50–90%. Учитывая, что отыскание
места повреждения на линии электропередачи
путем ее обхода требует длительного
времени, и что многие повреждения носят
неустойчивый характер, обычно при
ликвидации аварий оперативный персонал
производит опробование линии путем
включения ее под напряжение.

Реже
на линиях возникают такие повреждения,
как обрывы проводов, тросов или гирлянд
изоляторов, падение или поломка опор и
т. д. Такие повреждения не могут
самоустраниться, и поэтому их называют
устойчивыми. При повторном включении
линии, на которой произошло устойчивое
повреждение с коротким замыканием,
линия вновь отключается защитой. Поэтому,
повторные включения линий при устойчивых
повреждениях называют неуспешными.

Повторное
неавтоматическое включение линий на
подстанциях с постоянным оперативным
персоналом или на телеуправляемых
объектах занимает несколько минут, а
на подстанциях не телемеханизированных
и без постоянного оперативного персонала
0,5–1 час и более. Поэтому, для ускорения
повторного включения линий и уменьшения
времени перерыва электроснабжения
потребителей широко используются
специальные устройства автоматического
повторного включения (АПВ).

Согласно
Правилам устройства электроустановок
(ПУЭ) обязательно применение АПВ – на
всех воздушных и смешанных
(кабельно-воздушных) линиях напряжением
1000 В и выше. Автоматическое повторное
включение восстанавливает нормальную
схему также и в тех случаях, когда
отключение выключателя происходит
вследствие ошибки персонала, или ложного
действия релейной защиты.

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

Опыт
эксплуатации показал, что неустойчивые
КЗ часто бывают не только на воздушных
линиях, но и на шинах подстанций. Поэтому
на подстанциях, оборудованных
быстродействующей защитой шин, также
применяются АПВ, которые производят
повторную подачу напряжения на шины в
случае их отключения релейной защитой.

Устройствами
АПВ оснащаются также все одиночно
работающие трансформаторы мощностью
1000 кВА и выше, а также, трансформаторы
меньшей мощности, питающие ответственную
нагрузку. Автоматическое повторное
включение трансформаторов выполняется
так, что их действие происходит только
при отключении трансформатора от
максимальной токовой защиты.

В
ряде случаев АПВ успешно используются
на кабельных и на смешанных кабельно-воздушных
тупиковых линиях 6–10 кВ. При этом,
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.

Классификация
АПВ. Основные требования к схемам АПВ

– трехфазные,
осуществляющие включение трех фаз
выключателя после их отключения релейной
защитой;

– однофазные,
осуществляющие включение одной фазы
выключателя, отключенной релейной
защитой при однофазном КЗ;

– комбинированные,
осуществляющие включение трех фаз (при
междуфазных повреждениях) или одной
фазы (при однофазных КЗ).

Трехфазные
АПВ в свою очередь подразделяются на
несколько типов: простые (ТАПВ),
быстродействующие (БАПВ), с проверкой
наличия напряжения (АПВНН), отсутствия
напряжения (АПВОН), с ожиданием синхронизма
(АПВОС), с улавливанием синхронизма
(АПВУС) и др.

По
виду оборудования, на которое действием
АПВ повторно подается напряжение,
различают: АПВ линий, АПВ шин, АПВ
трансформаторов, АПВ двигателей.

По
числу циклов (кратности действия)
различают: АПВ однократного действия
и АПВ многократного действия.

Устройства
АПВ, которые осуществляются с помощью
специальных релейных схем, называются
электрическими, а встроенные в грузовые
или пружинные приводы – механическими.

1. Схемы
АПВ должны приходить в действие при
аварийном отключении выключателя (или
выключателей), находившегося в работе.
В некоторых случаях схемы АПВ должны
отвечать дополнительным требованиям,
при выполнении которых разрешается
пуск АПВ: например, при наличии или,
наоборот, при отсутствии напряжения,
при наличии синхронизма, после
восстановления частоты и т. д.

2. Схемы
АПВ не должны приходить в действие при
оперативном отключении выключателя
персоналом, а также в случаях, когда
выключатель отключается релейной
защитой сразу же после его включения
персоналом, т. е. при включении выключателя
на КЗ, поскольку повреждения в таких
случаях обычно бывают устойчивыми.

В
схемах АПВ должна также предусматриваться
возможность запрета действия АПВ при
срабатывании отдельных защит. Так,
например, как правило, не допускается
действие АПВ трансформаторов при
внутренних повреждениях в них. В отдельных
случаях не допускается действие АПВ
линий при срабатывании дифференциальной
защиты шин.

3. Схемы
АПВ должны обеспечивать определенное
количество повторных включений, т. е.
действие с заданной кратностью. Наибольшее
распространение получили АПВ однократного
действия. Применяются также АПВ
двукратного, а в некоторых случаях и
трехкратного действия.

4. Время
действия АПВ должно быть минимально
возможным, для того чтобы обеспечить
быструю подачу напряжения потребителям
и восстановить нормальный режим работы.
Наименьшая выдержка времени, с которой
производится АПВ на линиях с односторонним
питанием, принимается 0,3–0,5 сек. Вместе
с тем, в некоторых случаях, когда наиболее
вероятны повреждения, вызванные набросами
и касаниями проводов, передвижными
механизмами, целесообразно для повышения
успешности АПВ принимать увеличенные
выдержки времени.

5. Схемы
АПВ должны автоматически обеспечивать
готовность выключателя, на который
действует АПВ, к новому действию после
его включения.

Электрическое
АПВ однократного действия

Для
наглядности, рассмотрим работу устройства
АПВ на примере простой схемы для
выключателя 6-10кВ с пружинным приводом
(например, ПП-67).

При
подаче ключом управления КУ команды и
включении выключателя, размыкаются
блок-контакты В в цепи ЭВ и контакты
готовности привода КГП, замыкаются
контакты В и КГП в цепи заводки привода
и в цепи ЭО, замыкаются блок-контакты
БКА, После окончания заводки привода,
контакты КГП разрывают цепь заводки и
замыкаются в цепи включения — привод
готов к АПВ. При отлючении выключателя
ключом управления КУ, механически
отключаются блок-контакты БКА, и схема
АПВ не запускается.

При
аварийном отключении выключателя от
защиты, контакты БКА остаются замкнутыми,
замыкаются блок-контакты В в цепи ЭВ, и
при введенной накладке Н1 «АПВ», по факту
несоответствия положения выключателя
и контактов БКА, запускается реле РВ
выдержки времени АПВ. Включения
выключателя при этом не происходит, так
как сопротивление катушки ЭО значительно
меньше, чем обмотки последовательно
включенного с ней реле времени РВ, и
практически все напряжение прикладывается
к об-мотке реле.

С выдержкой времени
АПВ, контакты РВ замыкаются, выкорачивая
обмотку реле РВ, и замыкая цепь включения
выключателя. При этом, выключатель
включается, выпадает блинкер указательного
реле РУ «Работа АПВ», реле РВ отпадает,
замыкаются контакты В в цепях ЭО, а так
же В и КГП в цепи заводки привода,
размыкаются блок-контакты В и КГП в цепи
ЭВ.

https://www.youtube.com/watch?v=ytpressru

Схема
однократного АПВ выключателя с пружинным
приводом

БКА
– блок-контакты аварийные, замыкаются
при включении выключателя и размыкаются
при оперативном отключении выключателя;
при отключении от защиты, контакты
остаются замкнутыми.