Релейная защита и автоматика (для диспетчеров)

1. Релейная защита и автоматика

Курсы повышения
квалификации
диспетчеров

2. Релейная защита

- совокупность реле,
приборов и
вспомогательных
элементов, которые
при возникновении
повреждений и
ненормальных
режимов работы
оборудования
должны действовать
на его отключение
или на сигнал.

3. Назначение релейной защиты

выявление места возникновения КЗ
и быстрое автоматическое отключение
поврежденного оборудования или участка
сети от остальной неповрежденной части
электрической установки или сети.
выявление нарушений нормальных
режимов работы оборудования, которые
могут привести к аварии, и подача
предупредительных сигналов
обслуживающему персоналу, или
отключение оборудования с выдержкой
времени.

4. Если бы небыло РЗА

5. ИСТОРИЯ РЗА

Реле впервые было разработано и построено русским
ученым П.Л. Шиллингом в 1830 -1832 гг. Это реле
составляло основную часть вызывного устройства в
разработанном им телеграфе.
Первенство оспаривает известный американский физик
Дж. Генри (его именем названа единица индуктивно-сти),
который сконструировал контактное реле в 1835 году. В
1837 году аппарат получил применение в телеграфии. Так
как усиление ослабленного тока с помощью устройства
напоминало смену (по-английски: relay) уставших
почтовых лошадей на станциях, оно и получило название
relay - реле.

6. ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ

7. БЫСТРОДЕЙСТВИЕ

Быстродействие – это свойство релейной
защиты отключать повреждение с
минимально возможной выдержкой
времени.

8. Селективность (избирательность)

Селективность-способность релейной защиты
выявлять место повреждения и отключать его
только ближайшими к нему выключателями

9. Селективность

абсолютная селективность (РЗА срабатывает только при КЗ в
защищаемой зоне),
относительная селективность (РЗА работает в качестве
резервных при КЗ на смежных участках).
Селективность по принципу действия. Защита принципиально не
срабатывает при коротком замыкании вне зоны действия
(Диф.защита).
Селективность по чувствительности. Ток, напряжение или
сопротивление срабатывания выбирается таким образом,
чтобы защита не действовала при коротком замыкании на
смежной линии, или за трансформатором (ТО).
Селективность по времени. Выдержка времени каждой
предшествующей защиты вбирается на ступень селективности
больше чем последующая. (МТЗ)

10. Чувствительность

Чувствительность – это свойство
защиты надежно срабатывать при КЗ в
конце защищаемого участка в минимальном режиме работы системы.
Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительности, определяемым
как отношение
минимального значения контролируемой величины при КЗ в конце защищаемого участка
к уставке защиты(Кч >1). Коэффициенты чувствительности защит нормируются ПУЭ,
и величина их составляет для КЗ в защищаемой зоне Кч=1,5; в зоне резервирования
— Кч=1,2; для быстродействующих дифференциальных защит Кч=2.

11. Надежность

Надежность – это свойство защиты гарантированно
выполнять свои функции на протяжении всего
периода
эксплуатации.
Требование надежности обеспечивается совершенством принципов защиты и
конструкций аппаратуры, добротностью деталей, простотой выполнения, а
также уровнем эксплуатации.
Для дальнейшего повышения надежности применяют принципы ближнего или
дальнего резервирования.
Ближнее резервирование обеспечивается установкой на данном присоединении
второй, резервной защиты, а для резервирования отказа выключателя —
применение специального устройства резервирования
отказа выключателя (УРОВ).
При дальнем резервировании отказ защиты и выключателя резервируется
резервной защитой на вышестоящем, предшествующем элементе.

12. Защита отходящих ВЛ-0,4кВ от междуфазных и однофазных КЗ

Автоматическими
выключателями
Предохранителями
Нулевой защитой (только от
однофазных КЗ)
Защита отходящих ВЛ-0,4кВ от
междуфазных и однофазных КЗ

13. Предохранители

– это электрические
аппараты, предназначенные для защиты
электрических цепей и установок от токов
короткого замыкания и длительной
перегрузки. Действие предохранителей
состоит в сгорании их, плавкой вставки
при протекании по ним токов
срабатывания, т.е. больше номинального
тока плавкой вставки, вследствие чего и
происходит разрыв электрической цепи.
Предохранители

14. Характеристики предохранителей

К основным параметрам предохранителей
относят:
Номинальный ток предохранителя – I ном.
пр. (указан на корпусе предохранителя)
наибольший из номинальных токов плавких
вставок, предназначенных для данного
предохранителя.
Номинальный ток плавкой вставки I ном.
вст., указанный на плавкой вставке, при
котором она работает длительное время и не
расплавляется.
Характеристики
предохранителей

15.

16. Виды предохранителей

1. Предохранители
резьбовые (пробочные)
выпускают на номинальные
токи:
- 6 А (ток плавких вставок 1,
2, 4, 6 А);
- 20 А (вставки на 10, 16, 20
А);
- 63 А (вставки на 25, 40, 63
А);
- 100 А (вставки на 80 и 100 А)
следующих типов (рисунок
2.2):
- ПРС, ПД – основание и корпус
выполнен из фарфора;
- ПДС – материал основания
стеатит – повышенной
механической прочности;
- ПЦУ-6, ПЦУ-20 – корпус
выполняется из пластмассы;
Виды
предохранителей

17. Автоматическое устройство

18. Виды предохранителей

Предохранители
трубчатые
разборные ПР-2
Они выпускаются без
наполнителя. Состоит
из фибрового патрона
(1), плавкой вставки
(2) и контактных
ножей (3).
Виды
предохранителей

19. Виды предохра-нителей

Виды
предохранителей

20. Выбор предохранителей

Выбор плавких вставок ПН-2, установленных в панелях
ЩО-70, для защиты ВЛ-0,4 кВ с бытовой нагрузкой.
Iп.в. = 1,1 Iн, где
Iп.в. – ток плавкой вставки,
Iн. – суммарный ток нагрузки ВЛ.
Ток нагрузки (Iн) можно определить:
- токоизмерительными клещами серии Ц 4505, К 4570, М
266 и другими, однако в данном случае показания будут
не всегда точными;
- расчетным путем в зависимости от количества домов,
места застройки по нормированной расчетной мощности.
Например, для жилых домов в сельской местности
расчетная мощность на один дом Рр=3,5 кВт, для
коттеджей (от вида кухонных плит, обогрева) от 11 до
25 кВт.
Выбор предохранителей

21. Коэффициенты разновремённости

Коэфф
ициен
ты
разно
времё
нности

22. Выбор предохранителей

3. При защите ответвления, идущего к одиночному электродвигателю с не частыми пусками и с длительностью
пускового периода не более 2-2,5 сек. (электродвигатели металлообрабатывающих станков, вентиляторов,
насосов и т.п.), ток вставки
I пуск
Iп.в. ≥ 2,5
4. При защите ответвления, идущего к одиночному электродвигателю с частыми пусками или большой
длительностью пускового периода (электродвигатели кранов, центрифуг, дробилок и т.п.),
Iп.в. ≥
I пуск
Iп.в. ≥ 1,6- 2,0
5. При защите магистрали, питающей силовую или смешаную нагрузку (мастерские, фермы, зерносушилки и
т.п.),
Iп.в. ≥
I кр
Iп.в. ≥ 2,5
В формулах п. 3, 4, 5:
I пуск – пусковой ток электродвигателя, А;
I кр – максимальный кратковременный ток линии:
Iкр = I'пуск + I'дл, где
I'пуск – пусковой ток одного электродвигателя или группы электродвигателей, включаемых одновременно, при
пуске которых кратковременный ток линии достигает наибольшей величины, А;
I'дл – длительный расчетный (номинальный) ток линии, без учета рабочего тока пускаемых электродвигателей, А.
Выбор предохранителей

23. Выбор предохранителей

При защите магистрали, питающей ответственные механизмы
Iп.в.≥Iкр/1,6 - независимо от условий пуска электродвигателей,
I'дл – номинальный ток двигателя указан на табличке двигателя;
Iпуск = 5 - 8 Iн от типа электродвигателя.
Выбор плавких вставок для защиты силовых трансформаторов
ПН-2 устанавливаются во вводных панелях ЩО. Согласно ПТЭ
допускается длительная перегрузка трансформаторов на 5 %, а в
аварийных режимах в зависимости от продолжительности до 100 %,
поэтому Iп.в. тр-ра = 1,6 I ном. тр-ра. При отсутствии вводных
предохранителей 0,4 кВ в ЗТП сумма номинальных токов плавких
вставок предохранителей всех отходящих от РУ-0,4 кВ линий не
должна превышать номинальный ток силового трансформатора более
чем в 1,6 раза.
Выбор предохранителей

24. Выбор предохранителей

Проверка срабатывания, выбранной по номинальному току
нагрузки, плавкой вставки ПН-2 при коротких замыканиях в
электроустановках до 1 кВ в сетях с глухозаземленной нейтралью.
В соответствии с требованиями действующих ПУЭ надежное отключение
поврежденного участка сети обеспечивается, если отношение наименьшего
однофазного тока к.з. к номинальному току плавкой вставки
предохранителя будет не менее 3, т.е.
Кч = I к.з. min
Iп.в.
≥ 3
Где:
Кч – коэффициент чувствительности;
I к.з. min – однофазный ток к.з. в конце защищаемой линии;
I п.в. – ток плавкой вставки предохранителя.
Iк.з. min можно рассчитать после измерения сопротивления петли фазаноль прибором ЕР-180.
Выбор предохранителей

25. Принцип действия автоматических выключателей

Автоматический воздушный
выключатель предназначен для
автоматического отключения
электрических цепей при
возникновении в них токов перегрузки
и короткого замыкания, а также при
недопустимом снижении или полном
исчезновении напряжения.
Принцип действия
автоматических выключателей

26. А3000 АЕ2045

27. Устройство и принцип действия автомата

28. Устройство автомата А3100

В состав автоматов
входят контактная
система,
дугогасительные
устройства,
расцепители,
привод и механизм
свободного
расцепления
Устройство
автомата
А3100

29. Электромагнитный и тепловой расцепители

Электромагнит
ный и
тепловой
расцепители

30. Выбор автоматов

В соответствии с требованиями действующих ПУЭ, надежное отключение
участка сети обеспечивается, если отношение наименьшего
расчетного тока к.з.:
- к номинальному току теплового расцепителя – не менее 3, т.е.
коэффициент чувствительности Кч=I к.з. min/ I т.р.≥ 3 для
автоматов, имеющих тепловой расцепитель
- к уставке тока мгновенного срабатывания автоматических
выключателей, имеющих только электромагнитный расцепитель – не
менее величины, равной произведению коэффициента запаса 1,1
умноженного на коэффициент, учитывающий разброс (по отношению
к заводским данным).
При отсутствии заводских данных для автоматов с номинальным током
до 100А относительно вставки не менее 1,4; для автоматов с
номинальным током более 100 А – не менее 1,25, т.е. I'к.з. ≥1,1 К
разбр. Х Iср, где I'к.з. – однофазное короткое замыкание в конце
защищаемого участка ВЛ-0,4 кВ, Кразбр. – коэффициент разброса
1,25 – 1,4; Iср – ток срабатывания электромагнитного расцепителя.
Выбор теплового расцепителя автомата и проверка его срабатывания
аналогична выбору плавких вставок ПН-2, т.е. I т.р. = 1,1 Iн (ток
нагрузки ВЛ-0,4 кВ)
Выбор автоматов

31. Мероприятия по повышению чувствительности автомата и предохранителя

При невыполнении условия выбора предохранителей
принимаются следующие технические решения:
- разукрупнение (сокращение длины) линии.
Оптимальная длина фидера 0,4 кВ до 0,7 км;
- замена проводов (кабелей) на большее сечение;
- автоматическое секционирование линии
автоматическими выключателями или
предохранителями. Как правило, устанавливается
ящик секционирования с автоматическим
выключателем;
- применение других видов защиты (например,
защита с помощи токового реле в нулевом
проводе и автомата с независимым расцепителем
или с нулевой защитой).
Мероприятия по повышению
чувствительности автомата и
предохранителя

32. Токовые защиты ВЛ-10кВ - МТЗ и ТО

Токовые защиты приходят в действие при
увеличении величины тока в фазах сверх
заданной величины уставки ( ). Защита
строится на максимальных токовых реле.
Токовые защиты делятся на максимальные
токовые защиты (МТЗ) и токовые отсечки (ТО).
МТЗ и ТО различаются по способу обеспечения
селективности. Селективность действия МТЗ
обеспечивается за счет выдержки времени.
Селективность действия ТО обеспечивается за
счет тока срабатывания.

33. МТЗ

МТЗ является основной защитой для
сетей с односторонним питанием. В
других случаях МТЗ используется как
резервная защита.
К1( 3 )
К 2( 3 )
К3( 3 )
Н
tс.з1
tс.з2
tс.з3

34. Оценка МТЗ

Достоинства:
простота;
надежность;
низкая стоимость.
Недостатки:
недостаточное быстродействие;
недостаточная чувствительность в ряде
случаев (разветвленная сеть с большим
числом линий и значительными
нагрузками).

35. Токовая отсечка

Токовой отсечкой (ТО) называется МТЗ с мгновенным
действием. При этом селективность ТО достигается не
выдержкой времени, а ограничением зоны действия.
Т.е. ток срабатывания ТО отстраивается не от тока
нагрузки, а от тока КЗ в конце зоны защиты:

36. Зона действия ТО

37. Оценка ТО

Достоинства:
• ТО является самой простой защитой;
• ТО является быстродействующей РЗ.
Недостатки:
• Зона защиты охватывается не полностью,
поэтому ТО не может быть основной
защитой;
• зона защиты изменяется в зависимости от
вида КЗ и режима системы.

38. Защита от замыканий на землю 6-10кВ

39. ТЗНП

- Токовая защита нулевой
последовательности

40.

1с
10кВ
10А
Т1
20А
30А

41.

ТТНП
1с
10кВ
5А
5А
20А
20А
25А
30А
ТТНП
Т1
ТТНП
55А
Е0

42. Защита трансформатороов

Виды повреждений транформаторов:
1 Междуфазные замыкания внутри кожуха и на выводах –
сопровождаются сверхтоками, поэтому защита должна
действовать на отключение.
2 Межвитковые замыкания в одной фазе – защита должна
действовать на отключение.
3 Замыкания на землю – защита действует на отключение
или на сигнал.
Ненормальные режимы:
1 Протекания сверхтоков при внешнем КЗ – защита
должна действовать на селективное отключение.
2 Перегрузка по току – защита действует на сигнал,
перегрузка может быть устранена персоналом; на
разгрузку, то есть на отключение части присоединений;
на отключение, если перегрузка не устранена.

43. МТЗ- защита от сверхтоков

Наиболее простой защитой является МТЗ – устанавливается на всех
трансформаторах в качестве основной или резервной (если есть
дифференциальная защита).

44. Дифзащита

kч 2
Дифференциальная
защита
применяется в качестве основной
быстродействующей
защиты
трансформаторов. Дифференциальная
защита устанавливается в следующих
случаях:
1 на одиночно работающих
трансформаторах мощностью 6300
кВ·А
2 на параллельно работающих
трансформаторах мощностью 4000
кВ·А и выше
3 на трансформаторах мощностью
1000 кВ·А и выше, если токовая отсечка
имеет недостаточную чувствительность
Кч<2, а МТЗ t>2c
Дифзащита

45. ГАЗОВАЯ ЗАЩИТА

газовая защита устанавливается на трансформаторах,
автотрансформаторах, реакторах с масляным охлаждением,
имеющих расширители.
1. На трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более.
2. На внутрицеховых трансформаторах мощностью 630 кВ·А и
более.
3. Может быть установлена на трансформаторах 1 МВ·А и более.
расширитель
газовое
реле

46. Газовое реле ГРЧЗ-66

47. Газовое реле ГРЧЗ-66

48. Газовое реле ГРЧЗ-66

49. Газовое реле BF-80/Q

50. Газовое реле BF-80/Q

51. Газовое реле BF-80/Q

52. Газовое реле BF-80/Q

53. Газовое реле BF-80/Q

54. Струйное реле URF-25/10

55. Струйное реле URF-25/10

56. Струйное реле URF-25/10

57. Струйное реле РСТ-25

58. Защиты трансформатора

•Защита от перегрузки
•Защита от перегрева
•Защита от понижения уровня
масла
Защиты трансформатора

59. Независимая защита трансформатора

60. Защиты сборных шин

МТЗ
Дуговая защита шин
Логическая защита шин
Защиты сборных шин

61. Логическая защита шин

62. Дуговая защита шин

Предназначена для отключения междуфазных кортких
замыканий, связанных с дуговыми перекрытиями в
отсеках оборудования комплектных распределительных
устройствах КРУ(Н)-10кВ. Действует без выдержки
времени на отключение коммутационных аппаратов РУ
(расположенных вне места КЗ), которые способны снять
напряжение с места КЗ.
Для работы ЗДЗ необходимо 2 условия:
1Характерные для горения дуги признаки (избыточное
давление в отсеке и(или) свет дуги) ;
2Наличие тока короткого замыкания на присоединениях,
питаемых место ЗДЗ.

63. Дуговая защита шин

Причины электродуговых коротких замыканий:
- ошибки персонала (человеческий фактор);
- плохое качество электрических соединений
(контактов);
- влага, грязь и пыль в области контактов и
шин;
- проникновение внутрь КРУ и КРУН животных и
птиц.

64. Дуговая защита шин

Ущерб, возникающий в результате дугового КЗ,
зависит от времени горения дуги:
• 35 мс – отсутствуют какие-либо повреждения
оборудования и травмы персонала; оборудование, как
правило, можно вводить в эксплуатацию после проверки
сопротивления изоляции;
• 100 мс – небольшой ущерб: требуется, например, чистка
контактов выключателя, перед вводом в эксплуатацию
возможен небольшой ремонт;
• 500 мс – большой ущерб для оборудования и
травматические последствия для персонала;
оборудование частично заменяется;
• 1000 мс – последствия дугового разряда
непредсказуемы.

65. Дуговая защита шин

По виду датчик ЗДЗ может быть разделена на
три типа:
-клапанного типа;
-фототиристорного типа;
-оптоволоконного типа.

66. Функциональная схема работы ЗДЗ

67. Дифзащита шин 10кВ

68. Дифзащита шин 10кВ

69. Резервирование отказов РЗ и выключателей (УРОВ-10кВ)

70. Устройства резервирования отказа выключателя

Устройства резервирования отказа выключателей (УРОВ)
предназначены для отключения с небольшой выдержкой
времени выключателей всех присоединений подстанции,
подпитывающих место КЗ при отказе в отключении от
защит одного из выключателей, контролируемых этим
УРОВ.
УРОВ может быть шинным или линейным.
Для работы УРОВ необходимы следующие условия:
действие защит на отключение выключателя;
отказ выключателя в отключении;
наличие тока в цепи отказавшего выключателя.

71. Устройства резервирования отказа выключателя

Принципы работы УРОВ:
-пуск УРОВ осуществляется релейной защитой
одновременно с действием ее на отключение
поврежденного присоединения;
- УРОВ действует с выдержкой времени, необходимой для
отстройки от нормальной операции отключения релейной
защитой исправного выключателя;
-УРОВ предусматривает дополнительный (второй)
контроль наличия не отключенного К3, независимый от
релейной защиты.
-пуск УРОВ при этом осуществляется в случае отказа
выключателя по любой причине, в том числе и при
обрыве цепи отключающей катушки.

72. УРОВ-110кВ

73. Защита линий 110кВ

Выполнена на базе панелей защит ЭПЗ1636.
Состоят из двух комплексов защит:
1-й комплекс включает в себя 1,2,ст ДЗ и
4ст НТЗНП;
2-й комплект включает в себя 3ст ДЗ и
1,2,3ст НТЗНП, ТО.

74. Дистанционная защита

75. Дистанционная защита линий 110кВ

Необходимо применение быстродействующей селективной защиты,
обладающей высокой чувствительностью в сетях любой
конфигурации. Одной из защит, отвечающей данным требованиям,
является дистанционная защита.
Дистанционными принято называть защиты,
принцип действия которых основан на измерении
расстояния от места установки защиты до точки
КЗ.
Выдержка времени дистанционной защиты зависит от
удалённости места КЗ.

76. Дистанционная защита

Достоинства:
1 Селективность действия в цепях любой конфигурации с любым
числом источников питания.
2 Мгновенное отключение повреждения, если повреждение
происходит в зоне первой ступени защиты (80-85% длины).
3 Большая чувствительность при КЗ и лучшая отстройка от нагрузки
и качаний по сравнению с токовыми защитами.
1
2
3
4
Недостатки:
Невозможность обеспечения мгновенного отключения повреждения в
конце основной зоны защиты, и, как следствие, дистанционная
защита не может быть защитой , если требуется мгновенное
отключение.
Высокая сложность защиты
Реагирует на качания и нагрузку, что вынуждает еще более
усложнять защиту для обеспечения чувствительности.
Возможность ложной работы в случае неисправности в цепях
напряжения

77. Направленная токовая защита нулевой последовательности НТЗНП

Применяетя для защиты линий 110кВ от однофазных
коротких замыканий.

78. Оценка НТЗНП

Достоинства:
простота;
Недостатки:
недостаточное быстродействие в конце
основной зоны защиты;
Недостаточная чувствительность к
однофазным КЗ в зоне резервирования.

79. Токовая отсечка

Токовая отсечка. Защищает линию от близких
междуфазных к.з. ТО

80. Защиты ВЛ-110кВ с ВЧБ

81. ВЧБ защит ВЛ-110кВ на REL670

ПС
№1
ПС
№2
Пуск
ПВЗ от 5
ст ДЗ
Отключение с
контролем 4 ст ДЗ
при отсутствии
блокирующего
сигнала
Пуск
ПВЗ от 5
ст ДЗ
Отключение с
контролем 4 ст
ДЗ при
отсутствии
блокирующего
сигнала
ПС
№3
Пуск
ПВЗ от 5
ст ДЗ
Отключение с
контролем 4 ст ДЗ
при отсутствии
блокирующего
сигнала
Пуск
ПВЗ от 5
ст ДЗ
Отключение с
контролем 4 ст
ДЗ при
отсутствии
блокирующего
сигнала
ВЧБ защит ВЛ-110кВ на REL670

82. Автоматическое повторное включение

АПВ – предназначено для
автоматического восстановления
электроснабжения потребителей путем
включения аварийно отключившихся
выключателей.
50-90% повреждений на ВЛ носят
неустойчивый характер и повторная
подача напряжения на отключившееся
оборудование- успешная.

83. Классификация АПВ

По воздействию:
-трехфазное (ТАПВ);
-однофазное(ОАПВ);
-комбинированное(ОАПВ+ТАПВ).
По способу выполнения:
-механическое;
-электрическое.
По кратности действия:
-однократное(успешность 60-75%);
-двукратное(успешность 10-15%);
-трехкратное (успешность 1.5-2%).
По виду оборудования:
-АПВ линнии;
-АПВ шин;
-АПВ трансформаторов.
По способу пуска:
-
с отсутствием блокировок (НАПВ);
с наличием блокировок(АПВ КС-с контролем синхронизма, АПВ КОНШ-с контролем отсутствия
напряжения на шинах, АПВ КОНЛ-с контролем отстутвия напряжения на линии; АПВ УС- АПВ
с улавливанием синхронизма).

84. Требования к АПВ

1. Устройство АПВ должно срабатывать при всех случаях
аварийного отключения выключателя. Исключение – АПВ не
должно срабатывать при аварийных отключениях сразу после
включения выключателя оператором ( 1,5- 2 с)
2. Устройство АПВ не должно действовать при отключении
выключателя оператором.
3. Повторное включение должно произойти как можно
быстрее.(однократное АПВ T=0.5-0.7с )
4. Схема АПВ должна обеспечивать заданную кратность
действия.
5. Схема АПВ должна обеспечивать автоматический возврат в
исходное положение готовности к новому циклу после
надёжного включения выключателя ( 15- 25 с).
6. Неисправность АПВ не должна приводить к многократным
включениям выключателя на устойчивое КЗ.

85. Автоматическое включение резерва

АВР- предназначено для
автоматического восстановления
питания потребителей от резервного
источника при аварийном прекращении
их питания от основного источника.

86. Классификация АВР

1. По виду оборудования на которое действует устройство
-АВР трансформатора,
-АВР ЛЭП,
-АВР агрегата и т.д..
2.По направлению действия
-одностороннего действия;
.
3. По виду используемого оперативного тока
- двухстороннего действия
-АВР на постоянном ОТ;
-АВР на переменном ОТ.
4. По виду резервирования
-нагруженный (резервный источник нормально загружен);
-ненагруженный(резервный источник нормально не нагружен).
5 По виду пуска АВР.
-по напряжению
-по частоте
- по отключению рабочего источника и т.д.

87. Требования, предъявляемые к АВР

1 Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на
шинах потребителя по любой причине (аварийное, ошибочное или
самопроизвольное отключение рабочего источника);
2 До отключения рабочего источника резервный источник не должен
включаться во избежание его включения на КЗ;
3 Для уменьшения длительности перерыва питания потребителей включение
резервного источника питания должно производиться сразу после отключения
рабочего источника;
4 Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать нескольких
включений резервного источника на неустранившееся КЗ.
5 Для действия АВР при исчезновении питающего напряжения, не
сопровождающегося отключением выключателя рабочего источника, схема АВР
должна дополняться пусковым органом по напряжению и (или) по частоте.
6 Для ускорения отключения резервного источника при его включении на
неустранившееся КЗ должно предусматриваться ускорение защиты резервного
источника после АВР.
7 Схема АВР не должна действовать при одновременном исчезновении
напряжения на обоих источниках питания.
8 Действие АВР должно быть согласовано с действием РЗ и другой автоматики
правильным выбором уставок АВР.

88. АВР на секционном выключателе

89. АВР трансформатора

90. АВР СН на магнитных пускателях

91. АВР СН на вводных автоматических выключателях

92. Автоматическая частотная разгрузка

АЧР предназначена в случае дефицита активной
мощности путем отключения части нагрузки
предотвратить снижение частоты до опасной величины
и тем самым сохранить в работе электростанции и их
собственные нужды.
Устанавливаются три очереди разгрузки:
1-я очередь (АЧР-I) быстродействующая разгрузка,
предназначена для приостановки снижения частоты.
2-я очередь (АЧР-II) с выдержкой времени,
предназначенная для подъема частоты после действия
АЧР-I, а также для предотвращения зависания частоты
и ее медленного снижения.
3-я очередь(АЧР-III), дополнительная для ускорения
разгрузки и увеличения ее объемов при больших
дефицитах мощности.

93. Автоматическая частотная разгрузка

для ускорения восстановления питания потребителей,
отключенных при срабатывании АЧР, применяется специальный
вид автоматики -АПВ после АЧР(или ЧАПВ). Устройство ЧАПВ
срабатывает после восстановления частоты в энергосистеме и
дает импульс на включение отключенных потребителей.

94. Автоматическое регулирование напряжения

Надежная
и
экономичная
работа
электроустановок
напрямую
зависит
от
величины напряжения, подводимого к ней.
Так, например:
- при снижении напряжения на 10% вращающий момент асинхронных
электродвигателей уменьшается на 19%,
- резко снижается производительность электропечей, время плавки в
которых увеличивается в 1,5—2раза при снижении напряжения на5%.
- в осветительных установках снижение напряжения на 5% вызывает
снижение на 17,5% световой отдачи.
- срок службы осветительных ламп накаливания сокращается на 15%
при повышении напряжения на 1% и в 3 раза при повышении
напряжения на 10%.
Согласно Правилам устройства электроустановок, за исключением
наиболее ответственных установок, допускается отклонение
напряжения у потребителей не более чем на ±5%.

95. Автоматическое регулирование напряжения

(АРН) - автоматическое поддержание электрического напряжения
в заданных пределах в узловых точках электрической системы.

96. Автоматическое регулирование напряжения

97. Автоматическое регулирование напряжения блоком АРТ-1Н

АРТ-1Н контролирует:
• Исправность цепей контролируемого напряжения (~100 В от ТН);
• Исправность привода РПН;
• Исправность самого устройства.
При получении от привода РПН сигнала «Идет переключение», в блоке автоматики
происходит следующее:
БАР расширяет зону нечувствительности до пределов допустимого уровня
напряжения.
При
исправности цепей, уровень напряжения попадает в
расширенную зону нечувствительности, и должны
вернуться в исходное положение элементы каналов «Убавить»(«Прибавить"».
Невозврат
элементов каналов свидетельствует об неисправности цепей
контролируемого напряжения, или внутренних элементов БАР. При этом, БАР
блокируется, и больше команд приводу не выдает. Так, например, отсутствие
контролируемого напряжения сначала воспринимается БАРом как то, что
напряжение ниже «Зоны нечувствительности», и он выдает команду приводу
РПН «Прибавить». Но так как при расширении «Зоны нечувствительности»
уровень контролируемого напряжения не попадает в нее (напряжение равно 0),
БАР блокируется.

98. Автоматическое регулирование напряжения блоком АРТ-1Н

Неполучение блоком БАР сигнала «Идет переключение» от привода,
свидетельствует об неисправности привода. При этом
БАР блокируется и
выдает сигнал «Рассогласование».
Если привод РПН не закончил переключение за время допустимой длительности
цикла, БАР блокируется, выдает сигнал «Застревание».
Для разблокирования БАР необходимо нажать кнопку «Откл.блокировки». При
отключении цепей ТН для проверки, или при оперативных переключениях на
подстанции, БАР блокируется и для его разблокировки требуется вмешательство
обслуживающего персонала.
При переходе привода РПН в конечное положение «1-е» («n-е»), замыкаются
конечные выключатели ,запрещающие дальнейшие переключения привода и
запрещающие блоку БАР регулирование в сторону «Убавить» («Прибавить»).
Для выполнения встречного регулирования напряжение на базе АРТ-1Н,
применяется отдельный блок датчика тока ДТ.

99. Работа коммутационных аппаратов и РЗА

100. Оперативная блокировка

Оперативная
блокировка
устройство,
препятствующие
неправильным
действиям
персонала при осуществлении переключении в
схемах электрических соединений.
Рассматривается как дополнительное средство,
предотвращающее
выполнение
ошибочных
операций с коммутационными аппаратами и
заземляющими
ножами
в
процессе
всех
переключений в электроустановках.

101. Принцип действия оперативной блокировки

Блокировка разъединителей с выключателями должна
предотвращать ошибочные операции включения и
отключения разъединителей под нагрузкой при
включенном положении выключателя и при прохождении
больших уравнительных токов.
Блокировка стационарных защитных заземлений должна
предотвращать ошибочные операции:
- включения заземляющих ножей на шины и участки
присоединений, находящиеся под напряжением;
- включения разъединителей на участки шин и
присоединений, заземленные с помощью заземляющих
ножей;
- подачи напряжения выключателем на заземленные с
помощью заземляющих ножей участки шин.

102. Виды оперативной блокировки

Механическая;
это блокировка непосредственного действия, которая может быть
выполнена на близко расположенных аппарата
механическая блокировка заземляющих ножей со своим разъединителем
Достоинство блокировки – простота.
недостаток – узкая область применения, может быть выполнена только на
близко расположенных аппаратах.

103. Виды оперативной блокировки

- механическая замковая
Эта блокировка состоит из целого комплекса замков, каждый из
которых имеет свои секреты. Открываются эти замки своими ключами
только в том случае, если операции с данным аппаратом оперативная
блокировка разрешает.
1-подвижный стержень
запорного замка;
2-стопрное отверстие
блокируемого привода;
3-запорный замок;
4- переносной ключ.
механическая блокировка Гинодмана
Достоинство - надежная, запирание приводов разъединителей
согласно Правил техники безопасности,
Недостаток –может быть выполнена только в пределах одной ячейки.

104. Виды оперативной блокировки

Электромагнитная. На приводах
разъединителей(ЗН) устанавливаются
электромагнитные замки, к которым через блок
логики подается напряжение.

105. Электромагнитная оперативная блокировка

Возможность оперирования тем или иным оборудованием
определяется последовательным соединением
посредством кабельных линий нормально замкнутых
и/или нормально разомкнутых блок-контактов
необходимого коммутационного оборудования.
Если операции с коммутационными аппаратами
выполняются в правильной
последовательности
(замыкаются все контакты),
к замку подается
напряжение.

106. ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА ЭБР

107. Размещение аппаратуры питания и контроля ЭБР

НА ПАНЕЛИ В ОПУ
В КРУН

108. Питание и сигнализация ЭБР

109. СХЕМА 1-ГО ПРИСОЕДИНЕНИЯ ЭБР

110. Оперативное обслуживанивание устройств РЗА

СТАНДАРТ ГПО «БЕЛЭНЕРГО»
СТП 09110.35.520-07
Инструкция по обслуживанию
оперативным персоналом устройств
релейной защиты, электроавтоматики и
вторичной коммутации

111. Обязанности оперативного персонала по оперативному обслуживанию устройств РЗА.

Оперативный персонал всех уровней
управления должен знать:
-принцип действия и назначение всех устройств РЗА,
находящихся в его оперативном управлении или
ведении;
-влияние работы РЗА на устойчивость и надежность
работы энергосистем и энергопредприятий;
-значение устройств РЗА в обеспечении бесперебойного
питания потребителей и быстрой ликвидации
повреждений;
-инструкции по оперативному обслуживанию устройств
РЗА, согласно перечню инструкций для его рабочего
места.

112. Обязанности оперативного персонала по оперативному обслуживанию устройств РЗА.

Оперативный персонал электростанций, подстанций и
персонал ОВБ дополнительно должен знать:
-расположение всех шкафов и панелей устройств РЗА;
-назначение и состав каждого устройства РЗА, взаимодействие его с
устройствами на других концах линии;
-трансформаторы тока, напряжения, конденсаторы связи от которых
запитано устройство и их место установки;
-источники и схемы питания устройств РЗА оперативным постоянным и
переменным током;
-воздействие устройств РЗА на коммутационные аппараты;
-расположение и назначение всех оперативных переключающих
устройств и устройств сигнализации на шкафах, панелях, устройствах
защит;
-расположение коммутационных аппаратов, предохранителей в цепях
питания устройств РЗА оперативным током, во вторичных цепях
трансформаторов напряжения и в цепях управления и сигнализации.

113. Обязанности оперативного персонала по оперативному обслуживанию устройств РЗА.

Оперативный персонал электростанций, подстанций и
персонал ОВБ должен выполнять:
-операции с переключающими устройствами РЗА: накладками, ключами,
выключателями, испытательными блоками;
-замену перегоревших сигнальных ламп, плавких вставок предохранителей;
-поиск цепей оперативного тока, имеющих замыкание на землю;
-опробование действия АВР и АПВ и сигнализации;
-измерение напряжения небаланса в разомкнутом треугольнике ТН;
-измерение тока небаланса в защите шин;
-проверку исправности в.ч. каналов защит;
-контроль готовности к работе аварийных осциллографов, регистраторов
аварийных событий, устройств РЗА;
-съем показаний фиксирующих приборов и средств ОМП на линиях
электропередачи;
-подготовку рабочего места и допуск к работе персонала служб РЗАИ, ЭТЛ;
-регистрацию с записью в оперативном журнале работы устройств РЗА;
-распоряжения диспетчера, в оперативном управлении которого находятся данные
устройства РЗА;
-требования инструкций по обслуживанию устройств РЗА, находящихся на его
рабочем месте.

114. Обязанности оперативного персонала по оперативному обслуживанию устройств РЗА.

Кроме этого оперативный персонал электростанций,
подстанций и персонал ОВБ должен:
-выполнять самостоятельно все операции с переключающими устройствами РЗА с
разрешения диспетчера.
-изменять уставки определенных защит изменением положения органов
настройки реле (защиты ШСВ, ОВ) в строгом соответствии с местной
инструкцией по обслуживанию этой защиты при выведенной из работы защите.
-производить необходимый контроль за состоянием дифференциальных защит
шин путем замера тока небаланса.
-один раз в сутки в соответствии с местной инструкцией проверять в.ч. канал, а
также вручную необходимо проверять в.ч. канал в следующих случаях(при
отсутствии или неисправности устройства автоматического контроля в.ч. канала
высокочастотных защит линии электропередачи ) :
*перед вводом в работу в.ч. защит;
*после отключения линии электропередачи от устройств РЗА;
*при срабатывании сигнализации о неисправности в.ч. канала
(отдельного или совмещенного).
- проверять исправность и работоспособность АВР источников постоянного и
переменного оперативного постоянного тока;

115. Ввод РЗА в работу

Перед вводом в работу устройства РЗА необходимо:
1 проверить наличие записи в журнале релейной защиты и автоматики о
возможности включения в работу данного устройства;
2 в результате внешнего осмотра и по имеющейся сигнализации убедиться в
исправности устройства;
3 проверить правильность положения переключающих устройств на панелях и
устройствах РЗА;
4 если имеется специальная сигнализация, то убедиться по ней, что на устройство
подано напряжение от соответствующего трансформатора напряжения и
оперативный ток, что исправны цепи воздействия устройства на
коммутационные аппараты, а само устройство готово к действию;
5 если включается устройство, уставки которого изменяются оперативным
персоналом, дополнительно проверить правильность выставленных уставок;
6 для некоторых устройств (дифференциальные защиты шин и линий, в.ч. защиты
и др.) произвести предусмотренные инструкциями по оперативному
обслуживанию РЗА измерения и опробования;
7 привести указательные реле и другие сигнальные устройства в начальное
состояние. При наличии сигнализации о неисправности устройство РЗА вводить
в работу запрещается;
8 получить разрешение на ввод в работу устройства РЗА у диспетчера, в
управлении которого находится данное устройство.

116. Контроль исправности устройств РЗА.

на электростанциях и подстанциях с постоянным сменным дежурством
– один раз в смену;
на подстанциях, не имеющих постоянного дежурного персонала и
обслуживаемых ОВБ, с наличием телесигнализации о неисправности
устройств РЗА - не реже одного раза в месяц.
на подстанциях, не имеющих автоматического контроля в.ч. каналов
и телесигнализации о неисправностях – не реже одного раза в
неделю;
на трансформаторных подстанциях, распределительных и
переключательных пунктах, и на других установках в
распределительных сетях – не реже одного раза в 6 месяцев

117. Объемы контроля исправности РЗА.

1 проверить исправность аварийной и предупредительной сигнализации, а также сигнализации положения
выключателей;
2 по стационарным приборам проверить величину напряжения на шинах оперативного тока, всех источников
постоянного и переменного тока;
3проверить по имеющимся стационарным приборам сопротивление изоляции цепей оперативного, постоянного и
переменного тока;
4 проверить по имеющейся сигнализации исправность цепей управления выключателей и других коммутационных
аппаратов, наличие оперативного тока на всех устройствах РЗА и в цепях релейной защиты, автоматики,
сигнализации, управления;
5 проверить правильность положения автоматических включателей, рубильников и других коммутационных
аппаратов в схеме АВР источников оперативного постоянного и переменного тока и соответствие их положений
первичной схеме;
6проверить исправность, а при необходимости опробовать действие сигнализации и исправность устройств
передачи информации с подстанции на диспетчерский пункт;
7 проверить правильность положения всех коммутационных аппаратов на щите оперативного тока, в кольцах
питания оперативным током панелей щита управления, устройств РЗА, распределительных устройств всех
уровней напряжения;
8 осмотреть все устройства защиты и автоматики на щите управления, в релейном помещении ОРУ, КРУ, КРУН и
проверить их исправность и готовность к действию по внешнему виду и сигнализации.
9 проверить исправность и готовность к работе самопишущих приборов, автоматических осциллографов,
регистраторов аварийных событий и других средств ОМП.
10. проверить, что все сигнальные лампы ввернуты и находятся в исправном состоянии;
11. в холодное время года и при повышенной влажности воздуха проверить работу устройств подогрева релейных
шкафов, релейных отсеков КРУ, КРУН и приводов коммутационных аппаратов;
12. проверить сигнализацию контроля давления сжатого воздуха в баках воздушных выключателей, а при обходах
оборудования осматривать и проверять давление по манометрам, не допуская снижения давления ниже
значений, установленных инструкциями по эксплуатации воздушных выключателей;
13 осмотреть газовые реле трансформаторов и автотрансформаторов. При осмотре оперативный персонал должен
обращать внимание на отсутствие газа в газовом реле, на открытое положение крана между газовым реле и
расширителем, на отсутствие течи масла из трансформатора, на уровень масла в расширителе;
14 проверить положение грузов и пружин у грузовых и пружинных приводов. У приводов включающихся вручную,
проверить положение рычага конечного выключателя в цепи завода пружин;
15 проверить отключенное положение заземляющего разъединителя у конденсаторов связи, используемых для в.ч.
защит.
16 проверить уплотнения, дверей и крышек релейных шкафов, сборок вторичных соединений, приводов
выключателей и других коммутационных аппаратов на открытой части подстанции при особенном внимании во
время дождя, таяния снега и метели.

118. Действие оперативного персонала при неисправности устройств РЗА.

1.вывести из работы неисправное устройство в соответствии с инструкцией
по его обслуживанию;
2. немедленно сообщить о неисправности диспетчеру, в оперативном
управлении которого находится данное устройство;
3 сообщить о неисправности устройства персоналу службы РЗАИ филиала
РУП-облэнерго или ЭТЛ электростанции;
4. принять меры, исключающие возникновение аварии при неисправности
устройства РЗА:
-при наличии второго комплекта микропроцессорных защит с
полноценными защитами, необходимо неисправный комплект
микропроцессорных защит вывести из работы;
-при наличии подменного комплекта защит вывести из работы
неисправный комплект и ввести в работу подменный комплект защит;
-перейти на ОВ или ШСВ с защитами на них;
-отключить оборудование с неисправной защитой и включить резервное
оборудование с исправными защитами;
-при неисправности цепей отключения защит следует отключить
первичное оборудование;
-при неисправности цепей включения произойдет отказ АВР и АПВ,
поэтому в отдельных случаях следует изменить первичную схему
соединений, чтобы отказ во включении выключателя от АВР не привел
к аварии.

119. Действие оперативного персонала при неисправности ОТ

На подстанциях с оперативным постоянным током оперативный персонал должен следить за
наличием постоянного оперативного тока на устройствах релейной защиты и автоматики при
помощи устройств сигнализации и за величиной напряжения на шинах постоянного тока по
щитовым вольтметрам.
Напряжение на шинах постоянного тока должно быть в нормальном режиме 1,05 Uн (231 В).
Минимальное напряжение на шинах постоянного тока должно быть указано в местной инструкции
из расчета обеспечения напряжения но не менее 0,8Uн (176 В).
Оперативные цепи должны быть постоянно запитаны от аккумуляторной батареи. Запрещается
режим питания цепей оперативного тока только от подзарядных устройств (ВАЗП, зарядный или
подзарядный двигатель-генератор).
При появлении сигнала о замыкании на землю в цепях оперативного постоянного тока,
оперативный персонал должен немедленно запретить работы в этих цепях и по разрешению
диспетчера, в оперативном управлении которого находится данное оборудование, следуя
указаниям местной инструкции, определить место повреждения изоляции. Если самостоятельно
отыскать повреждение не удается, необходимо вызвать персонал службы РЗАИ филиала РУПоблэнерго (ЭТЛ).
При исчезновении, понижении или повышении напряжения постоянного тока сверх допустимых
величин необходимо немедленно принять меры к восстановлению нормального положения:
проверить и сменить сгоревшие предохранители, включить отключившиеся автоматы,
отрегулировать напряжение элементным коммутатором и т.д.
При исчезновении постоянного оперативного тока высокочастотных дифференциально-фазных
защит, в.ч. блокировки, токовой дифференциальной защиты, ОАПВ последние немедленно
должны быть выведены из работы. О выведенных защитах необходимо сообщить диспетчеру,
который должен дать команду на вывод защит с противоположного конца линии.
На подстанциях с оперативным переменным током дежурный должен следить за наличием
напряжения от трансформатора собственных нужд по стационарным вольтметрам. Величина
этого напряжения не должна выходить за установленные пределы, которые указываются в
местной инструкции. При понижении или повышении напряжения сверх допустимых величин
необходимо принять меры к восстановлению нормального напряжения.

120. Действие оперативного персонала при неисправности цепей напряжения

При исчезновении вторичного переменного напряжения от ТН:
1 немедленно вывести из действия дистанционные защиты, которые могут неправильно
сработать;
2 о неисправности и выведенных защитах сообщить диспетчеру и персоналу службы РЗАИ
филиала РУП-облэнерго (ЭТЛ);
3 приступить к устранению неисправности, т.е. выявить и заменить перегоревший
предохранитель или включить отключившийся автомат в цепях переменного
напряжения. Если устранить неисправность быстро невозможно (повторно горят
предохранители или отключается автомат), то с разрешения диспетчера необходимо
переключить питание цепей напряжения устройств РЗА на резервный трансформатор
напряжения (трансформатор с.н.) или перевести присоединение на другую систему
(секцию) шин с исправным трансформатором напряжения (трансформатором с.н.) и
цепями напряжения.
Если при переводе цепей напряжения на резервный ТН повторно горят предохранители или
отключаются автоматы, то необходимо:
а) переключить цепи напряжения РЗА на «свой» ТН и восстановить нормальное питание
цепей напряжения защит питающихся от резервного ТН;
б) перевести действие защит помимо ОАПВ на трехфазное отключение;
в) сообщить о случившемся диспетчеру и вызвать персонал службы РЗАИ филиала РУПоблэнерго (ЭТЛ).
В случае неисправности в цепях напряжения самого устройства РЗА, необходимо данное
устройство вывести из работы и, при возможности, отключить его от цепей переменного
напряжения с помощью испытательных блоков, вызвать персонал службы РЗАИ
филиала РУП-облэнерго (ЭТЛ) для устранения неисправности;
4 если после замены сгоревших предохранителей или включения автоматов переменное
напряжение на устройствах РЗА восстановилось, то с разрешения диспетчера
оперативный персонал должен ввести на отключение защиты, выведенные при
появлении неисправности и восстановить нормальный режим работы ОАПВ;

121. Действие оперативного персонала при срабатывании устройств РЗА.

1.выполнить предусмотренные местной инструкцией операции с сигнализацией (например
снять звуковой сигнал);
2 определить и записать в оперативный журнал выключатели, которые отключились и
которые включились. Затем сквитировать их ключи управленияЕсли выключатель
оснащен АПВ с контролем или улавливанием синхронизма квитирование ключа
производится только с разрешения диспетчера;
3 тщательно осмотреть, нанести временные отметки и записать в оперативный журнал
световые и светодиодные сигналы, сработавшие указательные реле с указанием их
названия и местонахождения. Проверить запускались ли автоматические осциллографы,
фиксирующие приборы, регистраторы аварийных событий и записать показания этих
приборов в оперативный журнал.
4 сообщить о результатах осмотра и записях в оперативном журнале диспетчеру и с его
разрешения возвратить в начальное состояние указательные реле
5. Стирать временные отметки о сработавших указательных реле и светодиодах следует
только после окончания анализа работы устройств РЗА по разрешению диспетчера;
6 перед включением оборудования проверить, подняты ли все флажки указательных реле,
выпавших при отключении оборудования.
При повторном срабатывании устройств РЗА после обратного включения оборудования,
работа указательных реле отмечается способом, отличным от способа обозначения в
первом случае.
7 после окончания всех операций повторно убедиться, что подняты флажки указательных
реле, установлены в надлежащее положение переключающие устройства РЗА в
соответствии с действительной схемой первичных соединений, привести в нормальное
состояние сигнализацию .
8 при срабатывании на сигнал газовой защиты трансформаторов, сигнализации о замыкании
на землю в сетях 6-35 кВ, сигнализации о перегрузке оборудования и других устройств
действовать по соответствующим инструкциям и указаниям диспетчера.