Общая энергетика

Введение

Электроэнергетика - отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям, является также одной из базовых отраслей тяжёлой промышленности. Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики. Научно-технический прогресс невозможен без развития энергетики, электрификации. Для повышения производительности труда первостепенное значение имеет механизация и автоматизация производственных процессов, замена человеческого труда (особенно тяжелого или монотонного) машинным. Но подавляющее большинство технических средств механизации и автоматизации (оборудование, приборы, ЭВМ) имеет электрическую основу. Особенно широкое применение электрическая энергия получила для привода в действие электрических моторов. Мощность электрических машин (в зависимости от их назначения) различна: от долей ватта (микродвигатели, применяемые во многих отраслях техники и в бытовых изделиях) до огромных величин, превышающих миллион киловатт (генераторы электростанций). Энергетическая промышленность является частью топливно-энергетической промышленности и неразрывно связана с другой составляющей этого гигантского хозяйственного комплекса - топливной промышленностью.Синхронные компенсаторы (область применения, основные параметры, конструкция, режимы работы, пуск)Синхронным компенсатором называется синхронный двигатель облегчённой конструкции, предназначенный для работы на холостом ходу.Основные потребители электрической энергии, кроме активной мощности, потребляют от генераторов системы реактивную мощность. К числу потребителей, требующих большие намагничивающие реактивные токи для создания и поддержания магнитного потока, относятся асинхронные двигатели, трансформаторы, индукционные печи и другие. В связи с этим распределительные сети обычно работают с отстающим током.Реактивная мощность, вырабатываемая генератором, получается с наименьшими затратами. Однако передача реактивной мощности от генераторов связана с дополнительными потерями в трансформаторах и линиях передач. Поэтому для получения реактивной мощности становится экономически выгодным применение синхронных компенсаторов, располагаемых на узловых подстанциях системы или непосредственно у потребителей.Синхронные компенсаторы лишены приводных двигателей и с точки зрения режима своей работы, в сущности, являются синхронными двигателями, работающими на холостом ходу.Синхронные компенсаторы. В связи с этим компенсаторы, как и служащие для этих же целей батареи конденсаторов, устанавливаемые на потребительских подстанциях, называют также генераторами реактивной мощности. Однако в периоды спада потребительских нагрузок (например, ночью) нередко возникает необходимость работы синхронных компенсаторов также в недовозбужденном режиме, когда они потребляют из сети индуктивный ток и реактивную мощность, так как в этих случаях напряжение сети стремится возрасти и для поддержания его на нормальном уровне необходимо загрузить сеть индуктивными токами, вызывающими в ней дополнительные падения напряжения.Для этого каждый синхронный компенсатор снабжается автоматическим регулятором возбуждения или напряжения, который регулирует величину его тока возбуждения так, что напряжение на зажимах компенсатора остается постоянным.Синхронные компенсаторы применяют для регулирования режимов работы энергетических систем, для поддержания оптимального уровня напряжения, снижения потерь электроэнергии в сетях, увеличения пропускной способности и обеспечения устойчивости энергосистем.Синхронные компенсаторы являются генераторами и потребителями реактивной мощности. Они включаются в систему вблизи мощных узлов нагрузки.Синхронные компенсаторы позволяют разгружать линии электропередачи от реактивных токов, повышая их использование и поддерживая заданный уровень напряжения в системе. Последнее имеет важное значение не только в отношении качества электроэнергии у потребителей, но и с точки зрения повышения устойчивости работы энергосистемы.Важным свойством синхронного компенсатора является его способность к стабилизации напряжения сети. При уменьшении напряжения сети реактивная мощность, отдаваемая компенсатором в сеть, увеличивается, а при увеличении напряжения компенсатор переходит в режим потребления реактивной мощности. Благодаря такой реакции компенсатора происходит стабилизация реактивного тока в линии электропередачи и, следовательно, стабилизация напряжения.Рис.1.1. Синхронный компенсаторРежимы работы синхронного компенсатора. Синхронные компенсаторы могут работать как в режиме перевозбуждения, так и в режиме недовозбуждения. При режиме перевозбуждения данные устройства могут генерировать в сеть реактивную мощность равную номинальной реактивной мощности компенсатора.Синхронный компенсатор – синхронный двигатель, не выполняющий механической работы. Его назначение — компенсация реактивной мощности. Если нагрузить его механической работой, он не сможет компенсировать реактивную составляющую в нужном диапазоне.У него два режима работы:-Перевозбужденный;- Недовозбужденный;Не будем углубляться в теорию работы синхронных машин, а рассмотрим  отдельно каждый из режимов работы синхронного компенсатора.Перевозбужденный режим. Так как компенсатор работает на холостом ходу, то, согласно теории, ток идеального холостого хода должен быть равен нулю, хотя на самом деле это не так. Выполняется равенство . Если увеличить ток возбуждения (Iв) больше нуля    Iв ≠ 0, то в двигателе образуется ЭДС и соответственно — машина выходит из электрического равновесия и возникает ток , который будет отставать от ∆ ,, на 900. Соответственно в сеть будет отдаваться реактивная составляющая. На рисунке а) приведена векторная диаграмма для данного случая.Рис. 1.2. векторная диаграмма работы в перевозбужденном режимеНедовозбужденный режим. Если уменьшить Iв, в двигателе образуется ЭДС, соответственно — следствием , который будет отставать от ∆на 900, но будет опережать ,на 900. Соответственно с сети будет забираться реактивная составляющая. На рисунке б) приведена векторная диаграмма для данного случая.Рис. 1.3. векторная диаграмма работы в недовозбужденном режимеМожно сделать вывод, что синхронный компенсатор работает в двух режимах: компенсации и потребления реактивной составляющей. Это значит, что он может не только отдавать, но и потреблять, что позволяет поддерживать баланс мощности в цепи. Он снабжается автоматической системой управления возбуждением и в автоматическом режиме регулирует cosφ цепи. Также обладает большой инерционностью, что не позволяет ему быстро реагировать на изменение параметров цепи. При установке его в сеть с резко-переменной нагрузкой нужно максимально оптимизировать настройки регуляторов САУ, чтоб машина не пошла в разнос, так как это чревато аварийными отключением подстанции из-за бросков тока в сеть. Строятся на мощность до Sн = 100 000 кВА. Имеют явнополюсную конструкцию с 2р= 6 или 8 — тихоходные. Компенсаторы большой мощности делаются с водородным охлаждением.Для асинхронного пуска снабжаются пусковыми обмотками в полюсных наконечниках или делают их с массивными полюсами. Пускаться они могут как прямым пуском, так и с помощью реакторов. Иногда используют гонный асинхронный двигатель для разгона машины до подсинхронной скорости. Наиболее часто имеют напряжение питания статора 6 кВ, 10 кВ и садятся на соответствующие линии ГПП.Для возбуждения синхронного компенсатора чаще всего используют тиристорный преобразователь. Он прост в управлении, обладает малой инерционностью, дешев, по сравнению с другими устройствами, не требует постоянного обслуживания и быстро ремонтируем. Современные возбудители оборудованы микропроцессорной системой управления, которые могут в автоматическом режиме вычислять реактивную мощность и регулировать возбуждение машины, тем самым поддерживая баланс мощности. Ниже приведена функциональная схема системы автоматического регулирования (САУ):Рис.1.4. функциональная схема системы автоматического регулирования (САУ)Также ранее применялись, а кое-где и до сих пор используются, электромашинное возбуждение. Как правило, работает с очень малой чувствительностью и очень большой инерционностью по отношению к цепи. Дорог в обслуживании и эксплуатации. При выходе из строя долго находится в ремонте. Ниже показана самая примитивная схема электромашинного возбудителя:Рис.1.5. примитивная схема электромашинного возбудителяВывод: синхронный компенсатор является обратимым устройством. Он дорог, занимает много места, а также вызывает шум и иногда вибрации. Эксплуатация его не дешевая, а в случае выхода из строя вращающихся элементов требует длительного ремонта. В сравнении с современными средствами компенсации реактивной мощности является устаревшим.Потери мощности и электроэнергии в электрических сетях (в линиях, в трансформаторах и автотрансформаторах)При передаче электрической энергии от генераторов электростанций до потребителя около 12-18% всей вырабатываемой электроэнергии теряется в проводниках воздушных и кабельных линий, а также в обмотках и стальных сердечниках силовых трансформаторов.При проектировании нужно стремиться к уменьшению потерь электроэнергии на всех участках энергосистемы, поскольку потери электроэнергии ведут к увеличению мощности электростанций, что в свою очередь влияет на стоимость электроэнергии.В сетях до 10кВ потери мощности в основном обусловлены нагревом проводов от действия тока.Потери электроэнергии.На основании потерь мощности можно посчитать потери электроэнергии. Здесь следует быть внимательными. Нельзя посчитать потери электроэнергии умножив потери мощности при какой-либо определенной нагрузке на число часов работы линии. Этого делать не стоит, т. к. в течение суток или сезона потребляемая нагрузка изменяется и таким образом мы получим необоснованно завышенное значение.Чтобы правильно посчитать потери электроэнергии используют метод, основанный на понятиях времени использования потерь и времени использовании максимума нагрузки.Технологические потери электроэнергии (ТПЭ) при ее передаче по электрическим сетям включают в себя технические потери в линиях и оборудовании электрических сетей, обусловленные физическими процессами, происходящими при передаче электроэнергии в соответствии с техническими характеристиками и режимами работы линий и оборудования, с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии. Объем технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитывается в соответствии с Методикой расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде.Технические потери электроэнергии в электрических сетях, возникающие при ее передаче, состоят из потерь, не зависящих от величины передаваемой мощности (нагрузки) – условно- постоянных потерь, и потерь, объем которых зависит от величины передаваемой мощности (нагрузки) – нагрузочных (переменных) потерь.Потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета, определяются в соответствии с методикой их определения.Расход электроэнергии на собственные нужды определяется в соответствии с приборами учета.Технологические потери электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям рассчитываются раздельно по составляющим: условнопостоянные, нагрузочные и потери, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета.Определение технологических потерь электроэнергии в электрических сетях в целом и по уровням напряжения осуществляется в следующем порядке:1. Определяется на каждом уровне напряжения сети отпуск электроэнергии в сеть (с учетом приема электроэнергии из сети смежного напряжения);2. Определяются условно-постоянные потери электроэнергии в целом и по уровням напряжения;3. Определяются нагрузочные потери электроэнергии в целом и по уровням напряжения;4. Определяются потери электроэнергии, обусловленные допустимыми погрешностями системы учета электроэнергии, в целом и по уровням напряжения.При передаче электроэнергии от электростанций до потребителей часть электроэнергии неизбежно расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей и другие эффекты. Этот расход называют потерями электроэнергии .Слово «потери» обычно ассоциируется с неправильной организацией технологического процесса, однако потери электроэнергии обусловлены физическими процессами, протекающими в проводниках, и полностью избавиться от них на сегодняшнем этапе развития науки и техники невозможно. Поэтому часто потери электроэнергии называют расходами на транспортировку электроэнергии.В электрических сетях потери мощности и электроэнергии определяются потерями в линиях электропередачи и в трансформаторах подстанций. В ЛЭП мощность теряется на нагрев проводников, на создание электромагнитных полей, на корону, на зарядную мощность. В трансформаторах потери мощности разделяют на нагрузочные потери и потери холостого хода. Здесь речь идёт исключительно о так называемых технических потерях. Более подробно структура потерь электроэнергии и методы их снижения рассматриваются в курсе «Электроэнергосбережение».Потери мощности в линияхПри работе системы электроснабжения (СЭС) в ее элементах (кабельных и воздушных линиях электропередачи, трансформаторах, электродвигателях и т.п.) неизбежно возникают потери мощности и электроэнергии [5]. Величина этих потерь зависит от множества различных факторов: тока проходящего по элементу, климатических условий, сопротивлений (активного, реактивного) элемента и т.п., и может достигать значительных размеров. Поэтому проблема снижения потерь мощности и электрической энергии является одной из важнейших при эксплуатации СЭС практически любого объекта.К настоящему времени известно несколько различных способов снижения потерь мощности и электроэнергии в элементах СЭС, которые объединены в две большие самостоятельные группы. Первая группа – организационные мероприятия, вторая – технические мероприятия.Потери активной мощности DР в линиях электропередачи равны:DР =3I 2 ∙Rл= , (3.1)Потери реактивной мощности и реактивной энергии равны:DQ=3I 2 ∙Xл = , (3.2)где Rл, Xл – соответственно активное и реактивное сопротивления линии электропередачи; I, P и Q – токи и мощности, протекающие по линии.Из анализа этих формул можно сделать следующие выводы:— потери активной мощности зависят как от активной так и от реактивной мощностей, передаваемых по линии;— даже незначительное увеличение напряжения приводит к значительному снижению потерь мощности;— уменьшение сопротивления линии приводит к снижению потерь мощности.Кроме того из формул (3.1) и (3.2) вытекает следующее:— потери мощности всей сети складываются из потерь мощности на всех её участках;— при равномерно распределенной нагрузке потери мощности меньше, чем при той же нагрузке, сосредоточенной в конце линии.Потери мощности и энергии в трансформаторах.Значительную часть общих потерь мощности и электроэнергии СЭС составляют потери в трансформаторах [5]. Потери мощности в них слагаются из потерь активной DРти реактивной DQтмощностей. Потери активной мощности состоят в свою очередь из потерь на нагревание обмоток трансформатора DР, зависящих от тока нагрузки и потерь на нагревание стали DРст,не зависящихот тока нагрузки:DР=3I 2 Rт= . (3.10)Активное сопротивление обмоток трансформатора:где DРк – потери короткого замыкания (потери в меди), Sном – номинальная мощность трансформатора.Потери реактивной мощности также слагаются из двух составляющих: потерь, вызванных рассеянием магнитного потока в трансформаторе и зависящих от квадрата тока нагрузки DQ ипотерь на намагничивание, независящих от тока нагрузки DQm=DQхх и определяемых током холостого хода Ixx(потери холостого хода),DQ =3I 2 Xт. (3.12)Активные потери могут быть определены также и по иной формуле:где S – фактическая нагрузка трансформатора; DРкном– потери к.з., соответствующие потерям в меди при номинальной нагрузке трансформатора Sном.Реактивные потери могут быть определены также по другой формуле:где Uк– напряжение короткого замыкания, Kз= S/Sном– коэффициент загрузки.Потери активной мощности в автотрансформаторах При одинаковых нагрузках «потери активной мощности в автотрансформаторах, как правило, меньше чем в трансформаторах, особенно при их работе в понижающем режиме. Так, при одинаковых нагрузках потери в общей обмотке автотрансформатора в а раз меньше, чем в обмотке среднего напряжения трех обмоточного трансформатора, а потери в последовательной обмотке в а раз меньше, чем потери в обмотке ВН трансформатора. Потери в обмотке НН увеличиваются, так как мощность этой обмотки автотрансформатора принимается равной его типовой мощности, и равны:Однако, несмотря на это, суммарные потери активной мощности в обмотках автотрансформатора получаются значительно меньше в трех обмоточном трансформаторе той же мощности.Особенно выгоден с точки зрения минимальных потерь режим передачи энергии из сети ВН в сеть ОН (и наоборот) при малой нагрузке на стороне низкого напряжения. Если вся номинальная мощность передается только между обмотками высокого и среднего напряжения.Потери в стали автотрансформатора также уменьшаются по сравнению с трансформатором, поскольку типовая мощность. При работе автотрансформатора в повышающем режиме передачи основной мощности с обмотки низшего напряжения на высшее или среднее напряжение мощность автотрансформатора в 1/10 раз больше номинальной мощности трех обмоточного трансформатора. В этом случае потери в обмотках низкого напряжения трансформатора и автотрансформатора получаются равными, потери в общей обмотке автотрансформатора оказываются больше, чем потери мощности в обмотке среднего напряжения трансформатора, а потери мощности в последовательной обмотке значительно меньше, чем в обмотке высокого напряжения трансформатора. В результате, суммарные потери в автотрансформаторе могут оказаться и больше и меньше, чем у трансформатора аналогичной мощности.В случае передачи мощности с низшего напряжения на среднее значения потерь оказываются близкими друг к другу. Если же поток мощности передается с низшего напряжения на высшее, потери в автотрансформаторе оказываются меньше, чем в трансформаторе. В трех обмоточных трансформаторах с автотрансформаторным соединением двух обмоток возникающие поля рассеяния относительно увеличивают общие потери, однако общее снижение веса электротехнической стали и уменьшение потерь холостого хода повышает их эксплуатационный к. п. д. и экономичность по сравнению с трансформаторами.Напряжения короткого замыкания трех обмоточного автотрансформатора определяются из опытов короткого замыкания, причем относится к проходной мощности автотрансформатора, а остальные — к типовой мощности. Для удобства их можно пересчитать к проходной (номинальной) мощности по формулам.У повышающих автотрансформаторов, работающих в блоке с генераторами электростанций, реактивности благоприятны для передачи энергии со стороны низкого (генераторного) напряжения на сторону высокого и среднего напряжения, но при необходимости транзитной передачи из сетей ВН в сети ОН (или наоборот), когда генератор остановлен, реактивность между этими обмотками может оказаться очень высокой. За счет этого резко увеличиваются потоки рассеяния, вызывающие добавочные потери и нагревы отдельных частей конструкции. В процессе эксплуатации очень мощных автотрансформаторов нагрузка в этом режиме ограничивается до 70—80% допустимой по номинальному току, но этого, как правило, оказывается достаточным в условиях существующих схем мощных электростанций.Применение автотрансформаторов создает некоторые дополнительные трудности, решение которых необходимо для увеличения надежности работы энергосистем. Например, вследствие наличия электрической связи между обмотками и сетями разных напряжений перенапряжения, возникающие в сетях одного напряжения, распространяются на сети другого напряжения, что может представлять серьезную опасность как для самого автотрансформатора, так и для аппаратуры этого напряжения. Появление «земли» в системе высшего напряжения при незаземленной нейтрали может вызвать перенапряжения на неповрежденных фазах в сети среднего напряжения, достигающие величины 3,5—3,8£/ф. Поэтому применение автотрансформаторных связей допускается только для сетей с заземленной нейтралью, так как абсолютные величины перенапряжений в таких сетях.3. Автоматическое включение резерваАвтоматическое включение резерва необходимо во всех случаях, когда в наличии имеется резервный или дополнительный источник питания. Это может быть второй трансформатор или дополнительная резервная линия, вторая секция шин. При аварийном отключении основного источника питания вся нагрузка подстанции, секции шин и т. д. переходит на дополнительный источник напряжения.АВР используют в обязательном порядке для предотвращения ущерба от кратковременных перебоев электроснабжения и для обеспечения безаварийной подачи электроэнергии, а также для создания надежной схемы электроснабжения и достаточной производительности ТСН (трансформаторов собственных нужд) разработаны схемы АВР (автоматическое включение резерва)АВР обязательны к установке на выключателях резервных ТСН, в стойках управления резервными маслонасосами и водяными насосами, питающими парогенераторы. АВР необходимо в щитах управления 0,4 кВ питающих важные объекты и оборудование, обеспечивающее безаварийную работу потребителей и электрических станций. АВР обязательно устанавливается в ячейках секционных выключателя 2-х трансформаторных подстанций.Основные требования, предъявляемые к АВР на оперативном постоянном токе в электроустановках высокого напряжения- Быстродействие, обязательное условие при подключении к секциям шин синхронных электродвигателей. При несоблюдении этого требования произойдет выпадение агрегата из режима синхронизма после потери питания в бестоковую паузу, что недопустимо по технологии.- Однократность действия, включение в работу только после отключения выключателя.- Включение АВР недопустимо после отключения нагрузки при КЗ (коротком замыкании).- АВР должна быть завязана и с основной МТЗ (максимальной токовой защитой), которая присутствует на действующем источнике питания, и с защитой от минимального напряжения, это действие предназначено для того, чтобы АВР сработала при исчезновении напряжения питающей сети.- В случае присутствия на действующем источнике питания устройства АПВ, то в случае, если параллельная работа действующего и дополнительного источника питания не разрешена, из-за отсутствия синхронизма существует вариант неправильной срабатывании защиты при работе в параллель, необходимо установить блокировку от параллельной работы. Для этого нужно отделить рабочий источник от нагрузки независимо от работы устройства АПВ (все последующие переключения при успешном АПВ выполняют в ручном режиме) или необходимо выдержку времени устройства АВР выбрать больше времени полного цикла АВР.Схема устройства автоматического включения резервной линииИспользование на промышленных объектах I, II категорий. Основные требования к схеме.- Обязательно должно быть в наличии два комплекта реле, они должны предупредить ложное срабатывание, по причине неисправности сети или обрыва проводника в питающей сети, неисправности фазы на трансформаторе и прочие неполадки.- Для АВР объектов категории III и прочих не ответственных групп, допускается использовать однорелейные АВР на каждом вводе .- Трансформаторы напряжения устанавливают для конкретного резервного ввода, на основном вводе производится установка шинных трансформаторов.Рис. 3.1 АВР резервной линииНазначение цепей схемы АВР (автоматического включения резерва) линии электропередач- 1 – 2 – запуск АВР при срабатывании защиты минимального напряжения.- 1 – 4 – блокировка АВР при потере напряжения на резервном вводе, ограничение времени импульса включения выключателя 2В- 3 – 6 – питание реле отключения действующего ввода от защиты по минимальному напряжению (минималка).- 5 – 6 – аналогичное питание, но при МТЗ.- 6 – 7 – самоподхват реле 1П.- 8 – 9 – ручное отключение выключателя 1В.- 8 – 11 – отключение выключателя 1В при помощи минималки или от релейной защиты.- 10 – 13 – включение контактора 2К.- 12 – 15 – отключение выключателя 2В релейной защитой.- 14 – 17 – включение контактора 1К.- 16 – 19 – включение выключателя 1В.- 18 – 21 – включение выключателя 2В.Недостатком схемы считается возможность параллельной работы двух вводов, то есть включение основного ввода при работающем резервном вводе. Для того чтобы предотвратить параллельную работу в цепь 14 – 17 включают размыкающий контакт, не допускающий включение выключателя 2В.Характеристика аналогичных схем АВРСхема устройства автоматического включения резервного трансформатора работает аналогично схеме включения резервной линии. Нюанс ее в том, что в ней нет блокировки АВР от отсутствия напряжения на вводе включения резерва. АВР действует без выдержки времени, это из-за того, что при наличии второго трансформатора, для рабочего трансформатора не предусмотрено АПВ. Рабочий трансформатор может работать в параллель с резервным тр-ром. Оба трансформатора подбираются согласно условиям, действующим для двух параллельно работающих трансформаторов.Назначение цепей- 1 – 2 подача питания на реле отключения действующего тр-ра от защиты.- 3 – 4 и 5 – 6 – отключение обоих выключателей от защиты.- 7 – 8 – цепь, питающая реле времени, обеспечивающая выдержку времени при включении выключателей 3В и 4В.- 9 – 10 – питание включающего реле трансформатора резерва.- 11 – 12 и 13 – 14 – включение контакторов, включающих катушки, привода выключателей трансформатора резерва.- 17 – 18 и 19 – 20 – отключение выключателей 3В и 4В от релейной защиты.- 21 – 22 и 23 – 24 – включение выключателей резервного трансформатора 3В и 4В.Работа схемы осуществляется при низком напряжении вторичных цепей до 1кВ. Для этого на стороне НН установлен автоматический выключатель с отключающей катушкой.Рис. 3.2. АВР включения резервного трансформатораСхема устройства автоматического включения секционного выключателя. В этом случае питание секции шин осуществляется от двух действующих силовых трансформаторов. Нормальная схема, секционный выключатель отключен, ключ устройства АВР стоит в положении «вкл». При аварийном отключении одного трансформатора, должен сработать АВР, секционный выключатель включится в работу. При этом необходимо учитывать, что общая нагрузка обоих секций не должна превышать максимально допустимую нагрузку, разрешенную на одном трансформаторе.Рис. 3.3. АВР секционного выключателяПояснение схемы.Выключатели 1В и 3В включены в обмотки промежуточных реле 1ПВ и 2ПВ и обтекаются током, при этом замыкающие контуры замкнуты. После отключения одного тр-ра, при срабатывании защиты или в случае неисправности, соответствующий выключатель отключается, происходит размыкание контакта в цепи электромагнита отключения 1ЭО и происходит замыкание размыкающего контакта в цепи 1ЭВ, этих цепей на схеме нет.Реле 1ПВ обесточивается, но контакты остаются замкнутыми в течение выдержки времени. По плюсовой цепи размыкающий контакт 1В – замыкающий контакт, 1ПВ – У –контакт, работающий на размыкание. 5В – 5КВ – минус осуществляет включение выключателя 5В. В случае если КЗ не устранилось, предусмотрено ускорение защиты на СМВ. Оно выполняется контактной группой реле 1ПВ и 2ПВ, с их помощью осуществляется подача плюса на мгновенный контакт реле времени В, осуществляющий защиту секционного выключателя. Промежуточное реле П отключает выключатель 5В. Оба тр-ра подключены от одного питающего источника напряжения, то при выходе его из строя, действие АПВ нецелесообразно. Как следствие отсутствие этой схеме пускового органа защиты от минимального напряжения.Современные устройства АВРС развитием инновационных технологий и совершенствованием электрооборудования элекстроустановок, постепенно производство уходит от применения простых и надежных, полностью оправдавших себя релейных схем защиты. Новейшие системы АВР отличаются сверх быстродействием, называются БАВР. Устройства объединяют в себе ряд пусковых органов, которые взаимодействуют между собой благодаря специфическим алгоритмам, они могут идентифицировать аварийные режимы.Пусковые устройства БАВР дают возможность выполнить все задачи за минимальное время, без задания времени с устройствами РЗиА, сопутствующих  элементов сети.Рис. 3.4. Блок БАВРГлавные преимущества БАВРМинимальное время срабатывания при аварийном режиме от 5 до 12 сек.Переключение с основного на резервный ввод осуществляется с сохранением синфазности питающих источников.Блок действует при несимметричных КЗ в энергосистеме с напряжением 110 (220) кВ, они составляют 80% от общего числа неисправностей, осуществляется контроль направления мощности и специальное реле, следящее и осуществляющее направление тока.БАВР надежно функционирует как при наличии синхронных и асинхронных двигателей 6 (10) кВ так и при отсутствии. Функции блока как реле направления мощности позволяет за время не более 10мс определить потери питания со стороны основного источника.Работает без привязки к определенным системам РЗиА. В блоке БАВР можно осуществить защиту МТЗ, ТО, ЗМН.С его помощью определяется величина активной и реактивной мощности, производится подсчет полной мощности, осуществляется контроль напряжения в сети и током нагрузок. Производит контроль состояния дискретных сигналов.Осуществляет восстановление режима ВПР в нормальное состояние без участия обслуживающего персонала.Сохраняет происходящие события до 1000 срабатываний БАВР.Внедрение комплекса БАВР позволяет получить определенные преимущества:Обеспечения надежности и беспрерывного электроснабжения, обеспечив суточные графики за счёт достигнутого полного времени перехода на резервный за время 0,034 с.Значительное повышение ресурса электродвигателей и насосов ввиду ненужности производства повторных пусков электрических машин и агрегатов.Снижение электропотребления за счёт снижения потерь при повторном пуске и восстановлении нормальной скорости прокачки.Снижение потерь на разогрев печей после продувки.Предотвратить перерывы работы технологического оборудования, которые очень дорого обходятся предприятию.Снижение рисков экологических загрязнений впоследствии аварий электроснабжения.Повышение степени автоматизации производства.Повышение производительности труда работников и предприятия.ЗаключениеЭлектроэнергетика играла и играет важнейшую роль в жизни человечества, в его социальной и производственно-хозяйственной деятельности. Она является важнейшим элементом инфраструктуры экономики, обеспечивающим не только производство электроэнергии, но и значительную часть централизованного теплоснабжения. Отрасль является крупнейшим потребителем топливно-энергетических ресурсов, ее продукция в свою очередь имеет всеобщее применение.Электроэнергетика является сложнейшей технической системой с жёсткими законами функционирования и высокой централизацией оперативно-диспетчерского управления процессами производства и передачи электроэнергии. Поскольку процесс производства совпадает с процессом потребления и нет возможности складировать готовую продукцию потребитель оказывает весьма существенное влияние на функционирование и развитие электроэнергетики.Главной целью и важнейшим экономическим результатом реформы российской электроэнергетики стало привлечение в отрасль инвестиций.В процессе реформирования был создан конкурентный оптовый рынок электроэнергии (мощности), образованы все необходимые инфраструктурные организации, сформирована система самоуправления российского рынка электроэнергии, разработана и внедрена система регулируемых договоров, в том числе и на поставку мощности, успешно проведена приватизация большей части тепловой электроэнергетики.

Список литературы

1. Инструкция о порядке допуска в эксплуатацию новых и реконструированных энергоустановок; Харьков, агентствоХарьков-новости - Москва, 2003. - 915 c.2. Правила устройства электроустановок в вопросах и ответах. Раздел 4. Распределительные устройства и подстанции. Пособие для изучения и подготовки к проверке знаний; НЦ ЭНАС - Москва, 2005. - 310 c.3. Программа (типовая) комплексного обследования энергоустановок электростанций; СПб: Ювента, М.: Прогресс-Универс - Москва, 2003. - 370 c.4. Техническая термодинамика и теплотехника; Академия - Москва, 2008. - 272 c.5. Устройство, ремонт и обслуживание электрооборудования в сельскохозяйственном производстве; Академия - Москва, 2003. - 368 c.6. А. да Роза Возобновляемые источники энергии. Физико-технические основы; Интеллект, МЭИ - Москва, 2010. - 704 c.7. Афанасьев В.В., Кидин Н.И. Диагностика и управление устойчивостью горения в камерах сгорания энергетических установок; Capital Books - Москва, 2008. - 176 c.8. Беликов С. Е., Котлер В. Р. Котлы тепловых электростанций и защита атмосферы; Аква-Терм - Москва, 2008. - 212 c.9. Богославчик П. М., Круглов Г. Г. Гидротехнические сооружения ТЭС и АЭС; Вышэйшая школа - Москва, 2010. - 272 c.10. Быстрицкий Г. Ф. Основы энергетики; КноРус - Москва, 2011. - 352 c.11. Вагин Г. Я., Лоскутов А. Б., Севостьянов А. А. Электромагнитная совместимость в электроэнергетике; Академия - Москва, 2010. - 224 c.12. Виссарионов В. И., Дерюгина Г. В., Кузнецова В. А., Малинин Н. К. Солнечная энергетика; МЭИ - Москва, 2011. - 276 c.13. Гуляев В. А., Вороненко Б. А., Корнюшко Л. М., Пеленко В. В., Щеренко А. П. Теплотехника; Издательство "РАПП" - Москва, 2009. - 348 c.14. Жернаков А. П., Алексеев В. В., Лимитовский А. М., Меркулов М. В., Шевырев Ю. В., Косьянов В. А., Ивченко И. А. Экономия топливно-энергетических ресурсов при проведении геологоразведочных работ; ИнФолио - Москва, 2011. - 352 c.15. Зайцев С. А., Толстов А. Н., Грибанов Д. Д., Меркулов Р. В. Метрология, стандартизация и сертификация в энергетике; Академия - Москва, 2009. - 224 c.16. Игнатов П. А., Верчеба А. А. Радиогеоэкология и проблемы радиационной безопасности; ИнФолио - Москва, 2010. - 256 c.17. Кудинов В. А., Карташов Э. М., Стефанюк Е. В. Техническая термодинамика и теплопередача; Юрайт - Москва, 2011. - 560 c.18. Макеев Г. Н., Манухин С. Б., Нелидов И. К. Электрические схемы типовых лифтов с релейно-контакторными НКУ; Академия - Москва, 2010. - 223 c.19. Меркулов М. В., Косьянов В. А. Теплотехника и теплоснабжение геологоразведочных работ; ИнФолио - Москва, 2009. - 272 c.20. Панкратов Г. П. Сборник задач по теплотехнике; Либроком - Москва, 2009. - 252 c.21. Свидерская О. В. Основы энергосбережения; ТетраСистемс - Москва, 2009. - 176 c.22. Сибикин Ю. Д. Техническое обслуживание и ремонт электрооборудования и сетей промышленных предприятий. В 2 книгах. Книга 2; Академия - Москва, 2009. - 256 c.23. Сибикин Ю. Д. Техническое обслуживание, ремонт электрооборудования и сетей промышленных предриятий. В 2 книгах. Книга 1; Академия - Москва, 2010. - 208 c.24. Сибикин Ю. Д., Сибикин М. Ю. Справочник по эксплуатации электроустановок промышленных предприятий; Высшая школа - Москва, 2002. - 248 c.25. Сибикин Ю. Д., Сибикин М. Ю. Технология электромонтажных работ; Высшая школа - Москва, 2007. - 352 c.26. Шеховцов В. П. Осветительные установки промышленных и гражданских объектов; Форум - Москва, 2009. - 160 c.27. Шеховцов В. П. Расчет и проектирование схем электроснабжения; Форум, Инфра-М - Москва, 2010. - 216 c.28. Шеховцов В. П. Справочное пособие по электрооборудованию и электроснабжению; Форум - Москва, 2011. - 136 c.29. Щербаков Е. Ф., Александров Д. С., Дубов А. Л. Электроснабжение и электропотребление на предприятиях; Форум - Москва, 2010. - 496 c.30. Юндин М. А., Королев А. М. Курсовое и дипломное проектирование по электроснабжению сельского хозяйства; Лань - Москва, 2011. - 320 c.