Газовое реле имеет смотровое окно для контроля за накоплением в реле масла и кран для отбора пробы газа при срабатывании реле.
При контроле в процессе внешнего осмотра трансформатора и газового реле персонал проверяет уровень масла в расширителе трансформатора, целостность мембраны выхлопной трубы, наличие течи масла из бака. Для химического или хроматографического анализа отбирается проба газа из реле.
Предварительное заключение о состоянии отключившегося трансформатора производится на основе определения объема скопившегося в реле газа, проверки его цвета и горючести. Бело-серый цвет газа свидетельствует о повреждении бумаги и картона, желтый - дерева, темно-синий или черный - масла.
Горючесть газа является признаком повреждения трансформатора. Если газ, выходящий из крана реле, загорается от спички, трансформатор должен быть отключен и не может быть включен после автоматического отключения без испытания и внутреннего осмотра.
Если в газовом реле будет обнаружен воздух, то его следует выпустить из реле.
На практике встречаются случаи неправильного срабатывания газового реле на отключение трансформатора из-за неисправностей цепей вторичных соединений защиты, прохождения сквозных токов КЗ, когда электродинамическое взаимодействие между витками обмоток передается маслу; из-за сотрясения трансформатора при включении или отключении устройств системы охлаждения; из-за толчка масла в момент соединения двух объемов с различными давлениями.
Характерным для всех этих случаев является отсутствие газа в реле. Оно остается заполненным маслом, так как никаких выделений газа в трансформаторе не происходит.
Для нормальной работы трансформатора важное значение имеет уровень масла в нем и в газовой защите. Газовое реле расположено ниже уровня масла в расширителе, поэтому оно должно быть заполнено маслом.
При недостаточном уровне масла и резком понижении температуры наружного воздуха или снижении нагрузки персоналу запрещается переводить газовую защиту на "сигнал", так как при дальнейшем понижении уровня масла может обнажиться и повредиться активная часть трансформатора.
На время доливки масла в трансформатор через расширитель газовую защиту оставляют с действием на "отключение". Ее переводят на "сигнал" при работах, проводимых в масляной системе трансформатора, когда могут иметь место толчки масла или попадание в него воздуха, что приведет к срабатыванию защиты.
Включение трансформатора в работу из резерва или после ремонта производится с включенной на "отключение" газовой защитой.
Осмотр газовых реле производится одновременно с осмотром трансформаторов без их отключения в сроки, предусмотренные ПТЭ:
в установках с постоянным дежурством персонала или с местным персоналом: главных трансформаторов и трансформаторов собственных нужд - один раз в сутки, остальных трансформаторов - один раз в неделю;
в установках без постоянного дежурства персонала - не реже одного раза в месяц, а в трансформаторных пунктах - не реже одного раза в 6 месяцев.
С учетом местных условий и состояния трансформаторов сроки осмотра могут изменяться по решению главного инженера предприятия (технического руководителя организации).
8.11. Защита синхронных компенсаторов
Для защиты СК ПУЭ рекомендует применять следующие защиты:
защиту от токов, обусловленных симметричной нагрузкой, действующей на сигнал с выводом ее на период пуска, если в этом режиме возможно ее действие;
минимальную защиту напряжения, действующую на отключение выключателя СК. Напряжение срабатывания защиты должно быть принято равным 0,1–0,2 Uном, выдержка времени - около 10 с;
защиту, действующую при кратковременном исчезновении питания ПС (например, в бестоковую паузу АПВ питающей линии). Защита должна выполняться в виде минимальной защиты частоты и действовать на отключение выключателя СК или на АГП. Допускается использование защиты, выполненной на других принципах, например, реагирующей на скорость снижения частоты;
защиту от потери возбуждения (снижения тока возбуждения ниже допустимого предела) с действием на отключение СК или на сигнал, которую следует предусматривать на СК мощностью 50 Мвар и более. Для СК, на которых предусматривается возможность перевода на режим работы с отрицательным током ротора, эту защиту допускается не применять.
Для СК, работающего в блоке с трансформатором, при замыкании на землю в обмотке статора должно быть предусмотрено действие защиты, установленной на стороне НН трансформатора.
Если ток замыкания на землю на стороне НН трансформатора превышает 5 А, допускается не устанавливать дугогасящий реактор и выполнять защиту с двумя выдержками времени; с меньшей выдержкой времени предусматривается отключение выключателей СК, а с большей - подача сигнала.
При токе замыкания на землю до 5 А защита должна быть выполнена с одной выдержкой времени и с действием на сигнал. Для СК мощностью 50 Мвар и более должна быть предусмотрена возможность действия защиты на сигнал или на отключение.
На ПС без постоянного дежурства персонала защита СК от перегрузки должна выполняться с независимой выдержкой времени и действовать с меньшей выдержкой времени на сигнал и снижение тока возбуждения, с большей - на отключение СК (если предотвращение длительных перегрузок не обеспечивается устройствами АРВ).
8.12. Устройства резервирования отказов выключателей
УРОВ устанавливаются, в соответствии с ПУЭ, практически на всех ПС 110–220 кВ с двумя и более выключателями.
При отключении повреждений, сопровождающихся отказом выключателя, УРОВ отключает выключатели других электрических цепей, продолжающих питать КЗ. УРОВ подает команду на отключение этих выключателей по истечении времени, достаточного для нормальной работы релейной защиты и отключения выключателя поврежденной цепи.
Пуск УРОВ осуществляется защитой (основной и резервной) поврежденного элемента (линии, трансформатора, шин) одновременно с подачей команды на отключение выключателя. Если выключатель сработал нормально, схема УРОВ возвратится в исходное положение. Если же выключатель откажет при отключении или операция его отключения затянется, по истечении заданной выдержки времени (0,3–0,6 с) УРОВ отключит выключатели присоединений той системы шин, от которой питается электрическая цепь с неотключенным выключателем.
Команда на отключение выключателей подается УРОВ через выходные промежуточные реле своих избирательных органов.
При других схемах соединения, например, многоугольником, УРОВ действует избирательно и отключает выключатели, ближайшие к отказавшему. В результате отключается не вся электроустановка, а только ее часть.
На ПС с двойной системой шин при КЗ на шинах и отказе шиносоединительного выключателя схемой УРОВ предусматривается отключение выключателей другой (неповрежденной) системы шин.
При КЗ на шинах и отказе выключателя трансформатора УРОВ действует на отключение выключателей других его обмоток через выходное промежуточное реле защиты трансформатора.
Если при КЗ на шинах откажет в отключении выключатель линии, защищенной дифференциально-фазной защитой, УРОВ сработает на временную остановку защиты, в результате чего защита сработает и отключит выключатель линии на другом ее конце.
Эксплуатируемые на ПС УРОВ представляют собой сложные устройства, связанные с оперативными цепями многих защит, что повышает вероятность неправильного срабатывания УРОВ при появлении неисправностей в цепях защит или отказ в замыкании контактов выходных реле защит. Ложная и излишняя работа УРОВ или его отказ приводит к тяжелым последствиям.
Для предотвращения неправильных срабатываний УРОВ в их схемах помимо основного пускового органа предусмотрен дополнительный орган, который запрещает (блокирует) работу УРОВ при отсутствии КЗ. Он выполняется с помощью реле, реагирующих на прохождение тока КЗ по цепи, выключатель которой не отключился. Если контакты этих реле остаются разомкнутыми, УРОВ не действует при ложном и излишнем срабатывании защит.
Исправность цепей УРОВ автоматически контролируется специальным промежуточным реле, которое при появлении неполадок в схеме снимает оперативный ток с выходных устройств УРОВ и действует на сигнальное устройство, оповещающее персонал о неисправности.
УРОВ может отключаться оперативным персоналом полностью, полукомплектами (на ПС с двойной системой шин) или отдельными цепями с помощью оперативных накладок. Кроме того, на панели каждой защиты, пускающей УРОВ, имеются указательные реле, переводом которых на "Сигнал" прекращается пуск УРОВ от той или иной защиты.
Операции с накладками персонал обязан выполнять при отключении защит для технического обслуживания, а также при опробовании действия защиты на отключение выключателя; при этом операция отключения цепи пуска УРОВ производится после включения защиты в работу.
Оперативному персоналу при отключении системы шин от УРОВ не следует опробовать шины напряжением вручную без их осмотра, так как при этом возможна подача напряжения на поврежденный трансформатор, выключатель которого не отключился (что исключено при АПВ шин за счет блокировки АПВ шин от защит трансформатора).
8.13. Автоматическое повторное включение линий, шин и трансформаторов
АПВ является одним из средств РЗиА, направленным на повышение надежности электроснабжения, и заключается в автоматическом включении отключенного с помощью аварийной автоматики или по ошибке участка электросети.
АПВ предусматривается для быстрого восстановления питания потребителей, межсистемных и внутренних связей, а также для улучшения условий сохранения устойчивости путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты или отключившихся самопроизвольно тремя фазами.
Все повреждения в электросети условно можно разделить на два типа: устойчивые и неустойчивые.
К устойчивым повреждениям относятся такие, для устранения которых требуется вмешательство оперативного персонала или аварийной бригады. Устойчивые повреждения не самоустраняются, и эксплуатация поврежденного участка электросети невозможна. К подобным повреждениям относятся обрывы проводов, повреждения участков линий, опор ЛЭП, повреждения электрических аппаратов.
Неустойчивые повреждения характеризуются тем, что они самоустраняются в течение короткого промежутка времени после возникновения. Такие повреждения могут возникать, например, при случайном схлестывании проводов. Возникающая при этом электрическая дуга не успевает нанести серьезных повреждений, поскольку через небольшой промежуток времени после возникновения КЗ цепь обесточивается аварийной автоматикой.
Включение отключенного участка сети под напряжением называется повторным включением. В зависимости от того, остался ли этот участок сети в работе или снова отключился, повторные включения разделяют на успешные и неуспешные. Соответственно, успешное повторное включение указывает на неустойчивый характер повреждения, а неуспешное - на то, что повреждение было устойчивым.
Для того чтобы ускорить и автоматизировать процесс повторного включения, применяют устройства АПВ. Их использование в сочетании с другими средствами РЗиА позволяет полностью автоматизировать ПС, избежать тяжелых последствий от ошибочных действий обслуживающего персонала или ложных срабатываний релейной защиты на защищаемом участке электросети.
Согласно требованиям ПУЭ, устройствами АПВ должны снабжаться все ВЛ и кабельно-воздушные линии напряжением 1 кВ и выше, а также трансформаторы, сборные шины ПС и электродвигатели.
В зависимости от количества фаз, на которые действуют устройства АПВ, их разделяют:
на однофазное АПВ, которое включает одну фазу, например, при отключении из-за однофазного КЗ. Применяется в сетях 220 кВ и выше;
трехфазное АПВ, которое включает все три фазы участка цепи. Устанавливается на линиях с односторонним и двусторонним питанием;
комбинированное АПВ, которое включает одну или три фазы в зависимости от характера повреждения участка сети.
Трехфазные АПВ в зависимости от условий работы разделяются:
на простые (ТАПВ);
несинхронные (НАПВ);
быстродействующие (БАПВ);
с проверкой наличия напряжения (АПВНН);
с проверкой отсутствия напряжения (АПВОН);
с ожиданием синхронизма (АПВУС);
в сочетании с самосинхронизацией генераторов и синхронных компенсаторов (АПВС).
В зависимости от того, какое количество раз подряд требуется совершить повторное включение, АПВ разделяют на АПВ однократного действия, двукратного и т. д. Наибольшее распространение получили АПВ однократного действия.
По способу воздействия на выключатель АПВ могут быть:
механические, которые встраиваются в пружинный привод выключателя;
электрические, которые воздействуют на электромагнит включения выключателя.
Поскольку механические АПВ работают без выдержки времени, их использование нецелесообразно, и в современных схемах защитной автоматики используются только электрические АПВ.
По типу защищаемого оборудования АПВ разделяются на АПВ линий, АПВ шин, АПВ электродвигателей и АПВ трансформаторов.
Основной принцип действия АПВ заключается в сравнении положения ключа управления выключателя и состояния этого выключателя. То есть, если на схему АПВ поступает сигнал о том, что выключатель отключился, а со стороны управляющего выключателем ключа приходит сигнал о том, что ключ в положении "Включено", это значит, что произошло незапланированное (аварийное) отключение выключателя. Такой принцип применяется для того, чтобы исключить срабатывание устройства АПВ в случаях, когда произошло запланированное отключение выключателя.
К схемам и устройствам АПВ применяются следующие обязательные требования, связанные с обеспечением надежности электроснабжения:
АПВ должно обязательно срабатывать при аварийном отключении на защищаемом участке сети;
АПВ не должно срабатывать, если выключатель отключился сразу после его включения ключом управления. Такое отключение говорит о том, что в схеме присутствует устойчивое повреждение, и срабатывание АПВ усугубит ситуацию. Для выполнения этого требования делают так, чтобы устройства АПВ приходили в готовность через несколько секунд после включения выключателя. Кроме того, АПВ не должно срабатывать при оперативных переключениях, осуществляемых персоналом;
в схемах АПВ должна присутствовать возможность выведения их для ряда защит, например, после действия газовой защиты трансформатора срабатывание устройства АПВ нежелательно;
устройства АПВ должны срабатывать с заданной кратностью: однократное АПВ должно срабатывать 1 раз, двукратное - 2 раза и т. д.;
после успешного включения выключателя схема АПВ должна самостоятельно вернуться в состояние готовности;
АПВ должно срабатывать с заданной выдержкой времени, обеспечивая возможно быстрое восстановление питания на отключенном участке сети. Как правило, эта выдержка должна быть 0,3–0,5 с. Однако в ряде случаев целесообразно замедлять работу АПВ до нескольких секунд.
8.14. Автоматическое включение резерва
АВР служит для того, чтобы при авариях, когда исчезает напряжение на одной системе шин (секции сборных шин), автоматически восстановить электроснабжение потребителей от резервного источника питания: трансформаторов, линий, смежных секций сборных шин, получающих питание от других источников. Устройства АВР предусматриваются также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящего к нарушению нормального технологического процесса.
Кроме того, устройства АВР могут предусматриваться для снижения токов КЗ.
Автоматическое включение секционного или шиносоединительного выключателя применяется на двухтрансформаторных ПС, где секции сборных шин питаются раздельно, а секционные выключатели находятся в отключенном положении с действием на них АВР.
Схемы АВР включаются при исчезновении напряжения на сборных шинах, питающих нагрузку. При секционированной одиночной системе сборных шин и питании каждой секции от отдельного источника питания причиной исчезновения напряжения может быть отключение выключателя релейной защитой, самопроизвольно или ошибочно персоналом и др.
Пуск АВР осуществляется вспомогательными контактами отключившегося выключателя рабочего источника.
Чтобы АВР действовал на сборных шинах ВН, он дополнен пусковым органом минимального напряжения. При исчезновении напряжения это орган, подключенный к ТН со стороны НН, воздействует на отключение выключателей трансформатора. После отключения трансформатора со стороны НН схема АВР приходит в действие.
На ПС применяют АВР трансформаторов и секционных (шиносоединительных) выключателей.
Когда на двухтрансформаторной подстанции питание потребителей осуществляется от одного трансформатора, то второй находится, как правило, в автоматическом резерве. При отключении выключателя НН рабочего трансформатора происходит переключение вспомогательных контактов в приводе отключившегося выключателя трансформатора, что приведет к запуску схемы АВР; при этом АВР подействует на включение обоих выключателей ВН и НН резервного трансформатора.
Если резервный трансформатор включился на неустранившееся КЗ, то он отключится релейной защитой после действия АВР и вторично АВР включаться не будет. Это является положительным свойством АВР однократного действия.
Сборные шины могут потерять питание и при отключении выключателя ВН рабочего трансформатора. Для того чтобы в этом случае произошел запуск схемы АВР, вспомогательными контактами отключившегося выключателя ВН подается команда на отключение выключателя НН. Затем после отключения этого выключателя пойдет команда от АВР на включение резервного трансформатора.
При питании трансформаторов от разных секций сборных шин ВН может исчезнуть напряжение на одной из них. При этом схема АВР не будет действовать, так как оба выключателя трансформатора, потерявшего напряжение, останутся включенными. На этот случай предусмотрен пусковой орган минимального напряжения, действие которого приведет к отключению обоих выключателей трансформатора.
При отключении любого выключателя трансформатора переключаются вспомогательные контакты в приводе выключателя НН, при этом через контакты реле положения "Включено" этим выключателем будет включен секционный выключатель.
Для быстрого отключения секционного выключателя при его включении на неустановившееся КЗ предусмотрено ускорение действия максимальной токовой защиты секционного выключателя после АВР.
При питании взаиморезервирующих трансформаторов от общих сборных шин ВН пусковой орган минимального напряжения не устанавливается, так как при исчезновении напряжения на сборных шинах ВН действие АВР становится бесполезным.
Возможны следующие варианты выполнения устройств АВР: