Что такое встречное напряжения вводов

Метод встречного регулирования

Суть метода встречного регулирования заключается в изменении напряжения в зависимости от изменения графика нагрузки электроприемника.

Согласно метода встречного регулирование напряжение на шинах низшего напряжения районных подстанций в период максимальной нагрузки должно поддерживаться на 5 % выше номинального напряжения питаемой сети. Эта цифра приведена в ПУЭ (Правила устройства электроустановок). Опыт эксплуатации показывает, что следует повышать напряжение на 10 %, если при этом отклонение напряжения у ближайших потребителей не превосходит допустимого значения. В период минимальной нагрузки (Р_мин ≤ Р_макс) напряжение на шинах 6-10 кВ ПС понижается до номинального напряжения.

Рассмотрим этот метод на примере следующей сети (рис. 18.1).

В режиме максимальной нагрузки в центре питания поддерживается напряжение U_{1 НБ.} На шинах высшего напряжения ПС напряжение ниже из-за потерь напряжения в ЛЭП₁. Обозначим это напряжение U_{2 В}. Напряжение на шинах низшего напряжения этой подстанции приведенное к напряжению высшей обмотки ниже напряжения U_{2 В} на величину потери напряжения в трансформаторе. Если бы на ПС не было регулирования напряжения (К_т =1), то фактическое напряжение на шинах низшего напряжения ПС в относительных единицах было бы равно напряжению . Это и есть напряжение на шинах электроприемника А. Его величина удовлетворяет нормам ПУЭ. Напряжение на шинах электропри-емника Б (U_{Б без рег.}) меньше напряжения на шинах электроприемника А на величину потери напряжения в ЛЭП₂. Его величина не соответствует требованиям ПУЭ. При регулировании напряжения ( ) напряжение на шинах низшего напряжения ПС поддерживается на 5 % выше номинального напряжения сети. Поднять напряжение на 10 % выше номинального значения напряжения сети нельзя, потому что в этом случае напряжение на шинах потребителя А не соответствовало бы нормам ПУЭ. При регулировании напряжения величина напряжения на шинах электроприемника Б входит в зону допустимых значений.

В режиме минимальных нагрузок напряжение в центре питания выше, потери напряжения в элементах сети меньше. Поэтому без регулирования напряжения и напряжение на потребителе А, и напряжение на потребителе Б выше рекомендованных ПУЭ. Изменением коэффициента трансформации обеспечивается допустимая величина отклонения напряжения на шинах обоих потребителей.

Наибольшее отклонение напряжения наблюдается в аварийных режимах работы системы. В этом случае поддерживать напряжение у всех потребителей в заданных пределах для нормального режима работы без значительных затрат на специальные устройства регулирования напряжения невозможно. Поэтому в аварийных режимах допускается большее отклонение напряжения.

Источник

Форум АСУТП

Клуб специалистов в области промышленной автоматизации

• Обязательно представиться на русском языке кириллицей (заполнить поле «Имя»).
• Фиктивные имена мы не приветствуем. Ивановых и Пупкиных здесь уже предостаточно — придумайте что-то пооригинальнее.
• Не писать свой вопрос в первую попавшуюся тему — вместо этого создать новую тему.
• За поиск и предложение пиратского ПО — бан без предупреждения.
• Рекламу и частные объявления «куплю/продам/есть халтура» мы не размещаем ни на каких условиях.
• Перед тем как что-то написать — читать здесь и здесь.

Встречное напряжение на генераторе

Встречное напряжение на генераторе

Сообщение sevtlt » 16 янв 2018, 11:49

Встречное напряжение на генераторе

Сообщение Jackson » 16 янв 2018, 18:47

Вопрос, по-моему, ответа не имеет, потому что нет даже такого понятия как «встречное напряжение».

Советую копать в сторону синхронизации — допустимые параметры синхронизируемых систем, при которых разрешено включение выключателя. Это, возможно, и регламентируется.

Насколько я знаю, регламентирован контроль синхронного включения (если источники с разных сторон выключателя несинхронны, то команда на включение не должна исполняться). Ищите нормативы по этой защите: коды ANSI 50/27 и 78. Именно эта защита у Вас и не отработала, почему-то, и теперь, как я понимаю, ищут виноватых. Другое применяемое решение — блокировка АВР на время работы генератора — вероятно, у Вас не было сделано и этого.

По факту эта разность параметров (напряжений, частот и фаз) с разных сторон выключателя зависит от мощности агрегата(ов), типа используемой синхронизации (динамическая, статическая, самосинхронизация), типа приводного двигателя. Предельные практические значения — 0,5 Гц разность частот и 10% разность напряжений (мгновенных значений), разность фаз на память не помню. При бОльшей разнице будет механический удар на валу генератора и/или перегрузка АРН.

Встречное напряжение на генераторе

Сообщение sevtlt » 17 янв 2018, 09:37

Спасибо за ответ.
(ошибся: не обратное напряжение, а обратная мощность)
Данный генератор не был предназначен для параллельной работы с сетью. Планировалась только автономная работа.
Видимо ошибка была в алгоритме контроллера АВР (неправильная последовательность включения автоматов)
С АРН все в порядке, но вышел из строя вращающийся выпрямитель.

Возможно несоответствие ГОСТ Р 53988-2010 п.7.3.4 Защита от обратной мощности.
При параллельной работе все электроагрегаты должны быть оснащены устройством защиты от обратной мощности. Реле обратной мощности должно фиксировать появление обратного момента нагрузки для своевременного отключения электроагрегата.

Встречное напряжение на генераторе

Сообщение Jackson » 17 янв 2018, 10:52

Встречное напряжение на генераторе

Сообщение Jackson » 17 янв 2018, 10:58

Если параллельной работы проектом не предусмотрено, значит должна быть её жёсткая блокировка — либо мгновенный отстрел генератора, либо блокировка АВР на всё время, пока генератор говорит «я работаю».

Не так давно на объекте был случай, когда персонал был уверен в том что АВР заблокирован, однако получил два несинхронных включения подряд и сжёг два силовых трансформатора на ПС (генератор оказался прочнее). При детальном разборе выяснилось, что АВР был реализован программно в блоках РЗА и плевать он (АВР) хотел на генератор — просто хлопнул когда захотел и всё. Под генератор всю автоматику поставили, наладили, а РЗА перестроить забыли (хотя про это заказчику внятно и долго капали на мозг).

Встречное напряжение на генераторе

Сообщение Никита » 17 янв 2018, 15:43

Встречное напряжение на генераторе

Сообщение Jackson » 17 янв 2018, 18:22

Не может этого не быть в ТУ, если запрещено.
Но направление, по-моему, верное.

Автор вообще спросил только про нормативы, правда вот нормативы ЧЕГО — я потерялся.

Встречное напряжение на генераторе

Сообщение sevtlt » 18 янв 2018, 10:54

Да, очень коряво описал вопрос.
Вообщем дело было так:
Имеется ДГУ (наша) и АВР поставляемая заказчиком.

Производились работы с АВР (насколько мне известно имитации пропажи напряжения с ввода 1)
При этом произошло включение автомата QF4 при работе ДГУ (на самом деле заказчик не может точно сказать была ли включена/выключена ДГУ при срабатывании QF4).
После всего этого вышел из строя вращающийся выпрямитель в ДГУ.
После предъявления претензии заказчику он начал требовать письмо в котором мы бы описали физические процессы при подаче мощности со стороны ввода на выход генератора и каким образом это все дошло до вращающегося выпрямителя.

Мы хотим предъявить претензию по поводу включения ДГУ при одновременной работе с сетью.

P.S.
А что произойдет если ДГУ будет заглушена, но будут включены автоматы QF1, QF4 и QF3?

Встречное напряжение на генераторе

Сообщение Jackson » 18 янв 2018, 14:27

Включен был QF4. Иначе не о чем говорить.
Это совершенно неважно, в каком состоянии был QF4, потому что имитируя пропажу напряжения на вводе 1 следует ожидать включения QF4 и QF2 (если тот был выключен). Ввод от ДЭС находится со стороны ввода 2.

Вообще с имитациями надо быть аккуратно. Под имитацией часто понимают отключение измерительных цепей, а в силовых цепях-то всё остаётся как и было под напряжением. Вот это наверное и привело к случившемуся.

А что, журналы на объекте никакие не ведутся?

И вообще, надо знать как организована логика работы АВР. А то если рассматривать третий ввод от ДЭС точно таким же как и два других от сети, то беды не миновать.

Источник

Что такое встречное напряжения вводов

Владимир Фишман, технический директор ООО «Нижегородский Электропроект»

Все большее внимание в последнее время уделяется развитию малой энергетики, в том числе созданию на промышленных предприятиях собственных источников энергоснабжения. Вопросы экономической целесообразности сооружения собственных источников питания потребителей, в основном небольшой мощности (типа мини-ТЭЦ), в данной статье не рассматриваются, поскольку об этом достаточно много написано, в том числе и на страницах журнала «Новости Электротехники» [1].
На данную проблему целесообразно взглянуть еще и с технической точки зрения, с тем чтобы оценить ее всесторонне.

Проектирование систем электроснабжения в настоящее время выполняется на основании нормативно-технической документации, разработанной ещё в социалистический период развития отечественной экономики, при котором разделение предприятий на производителей и потребителей электроэнергии, концентрация производства электроэнергии на крупных и сверхкрупных электростанциях достигла максимального значения. Ряд заложенных в этой документации основополагающих принципов построения систем электроснабжения – таких, как принцип глубокого ввода высокого напряжения, дробление подстанций и приближение их к центру нагрузок, глубокое секционирование шин источников питания – сохраняют свою актуальность и ныне. Однако разворот экономики в сторону рыночных отношений определенным образом сказывается и на таких, казалось бы, чисто технических вопросах и требует корректировки некоторых сложившихся стереотипов.

В условиях социалистической экономики наличие собственного, сравнительно небольшого по мощности, источника питания на предприятии было, как правило, явлением исключительным. Объяснялось это четким разделением предприятий на производителей и потребителей электроэнергии. В условиях рыночной экономики такого четкого разделения уже не будет.

Расчеты и опыт развития передовых в экономическом отношении зарубежных стран показывают, что при определенных условиях наличие собственного, относительно небольшого по мощности, источника энергоснабжения на предприятии оказывается выгодным. Но при этом следует учитывать, что наличие рабочего (не резервного) небольшого по мощности источника электроэнергии в системе электроснабжения оказывает существенное влияние прежде всего на построение системы релейной защиты и автоматики (РЗиА), а в ряде случаев и на формирование самих схем электроснабжения.

Параллельный и раздельный режимы работы сети
Представим себе систему электроснабжения, в которой наряду с мощными источниками присутствует целый ряд небольших источников типа мини-ТЭЦ. Их мощность определяется особенностями местных условий, и, как правило, они покрывают лишь часть (наиболее ответственную) нагрузки потребителя и работают на общую сеть параллельно с источниками от энергосистемы. Параллельный режим работы выгоден по целому ряду технико-экономических соображений: он в наибольшей степени обеспечивает требуемое качество электроэнергии и надежность электроснабжения потребителей. На рис.1 изображен участок такой системы электроснабжения. Мы видим, что источники питания расположены как в сетях среднего — 6(10) кВ, так и в сетях низкого — 0,4 кВ напряжений.

В сетях 6(10) кВ к таким источникам относятся газотурбинные и газопоршневые установки промышленных предприятий, муниципальных котельных мощностью от нескольких сот до нескольких тысяч кВт. Подобные установки, вырабатывающие тепловую и электрическую энергию, разработаны и уже успешно функционируют в нашей стране и за рубежом.
На напряжении 0,4 кВ подобных источников пока меньше и все же они появляются. Например, такие как турбодетандеры, использующие перепады давления при редуцировании пара широко применяющихся паровых котлов типа ДКВР. Электрическая мощность таких источников 500–1200кВт.
При поверхностном взгляде на схему может показаться, что она представляет собой как бы часть энергосистемы в миниатюре, где технические проблемы давно проработаны и решены. На самом деле разница здесь весьма существенная и технические проблемы имеют свою специфику. Прежде всего, отличаются режимы работы сетей низкого и среднего напряжений и сетей высокого напряжения – 110 кВ и выше. Элементы сетей высокого напряжения (линии связи, секции и системы шин) работают, как правило, параллельно. Раздельный режим работы здесь является исключением. В сетях 110-220 кВ параллельный режим работы позволяет оптимизировать решение вопросов перетока и обмена мощностями между источниками питания и потребителями, поддержания необходимых уровней напряжения. При этом в большинстве случаев повышенные уровни токов короткого замыкания (КЗ) не являются препятствием для применяемого электрооборудования.
Совсем другое дело в сетях низкого и среднего напряжений, где применяется исключительно раздельный режим работы секций и питающих линий. Выбор раздельного режима работы в этих сетях определяется прежде всего требованием ограничения токов короткого замыкания. С этой целью, в частности, применяются принципы дробления мощности понижающих трансформаторов, глубокого секционирования шин, реактирования и т.п. Достоинством параллельного режима работы является то, что при повреждении какого-либо элемента сети, например, линии, её можно отключить быстродействующими защитами, при этом связь между источниками питания и потребителями, а также устойчивость работы генераторов не нарушается. В отличие от этого, при раздельном режиме работы отключение питающей линии для потребителей обычно связано с перерывом питания на время действия автоматического повторного включения (АПВ) поврежденной или автоматического ввода резерва (АВР) резервирующих линий. Таким образом, в сетях среднего и низкого напряжений АПВ и АВР являются непременным условием для обеспечения надежности электроснабжения потребителей 1-й и 2-й категорий.
Однако при появлении собственных генераторов у потребителей традиционно применяемые схемы АПВ и АВР оказываются непригодными. Причина в том, что бесконтрольная работа АВР и АПВ при наличии генераторов в сети опасна, так как их несинхронное включение может привести к аварии. В этих случаях устройства АПВ и АВР должны, как минимум, оснащаться средствами контроля встречного напряжения, а в некоторых случаях дополняться контролем синхронизма. На практике это означает необходимость установки на линиях связи измерительных трансформаторов или устройств отбора напряжения и соответствующей релейной аппаратуры. Справедливости ради необходимо отметить, что такие средства контроля встречного напряжения необходимы не только для работы устройств АВР и АПВ, но также и с точки зрения техники безопасности при эксплуатации, при осуществлении оперативных переключений и ремонтных работ. В настоящее время линии и подстанции в сетях среднего, а тем более низкого напряжения, таких устройств не имеют.
Средства контроля встречного напряжения могут быть использованы по-разному:
— либо для запрета АВР и АПВ до того момента, пока не исчезнет или не снизится до безопасного значения встречное напряжение;
– либо для осуществления быстродействующего синхронного АПВ или АВР (БАПВ, БАВР, САВР).
В первом случае запрет АВР и АПВ практически будет действовать до отключения генераторов, при этом время действия устройств автоматики затягивается и становится неопределенным. В частности, оно будет зависеть от соотношения мощности генераторов и нагрузки в момент аварии, от настройки защит, устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР) и т.п. Такие отключения генераторов, их последующий повторный пуск, синхронизация с энергосистемой снижают надежность электроснабжения потребителей, усложняют эксплуатацию и, конечно же, нежелательны. Поэтому необходимо обратить внимание на весьма полезную роль, которую могут сыграть устройства БАВР (быстродействующий АВР) и САВР (синхронный АВР).

Быстродействующий и синхронный АВР
До последнего времени внедрение БАВР, САВР и других электромеханических устройств подобного рода в сетях 6(10) кВ сдерживалось отсутствием быстродействующей коммутационной аппаратуры. С появлением быстродействующей вакуумной и элегазовой коммутационной аппаратуры, микропроцессорных систем РЗиА интерес к указанным устройствам возрастает.
В настоящее время устройства, подобные БАВР, разработаны и эксплуатируются как у нас, так и за рубежом [2, 3]. Интересно отметить, что алгоритмы действия этих устройств, описанные ниже, во многом совпадают.
Характерной особенностью процессов, происходящих в сетях среднего и низкого напряжения при потере питания от энергосистемы, является быстрое снижение частоты. Как известно, ПУЭ допускает выполнение синхронного АПВ при разнице частот, не превышающей:

Это также совпадает с мнением разработчиков БАВР, которые считают, что он может быть успешным при скольжениях, не превышающих

S 0 -90 0 ;
— при невозможности выполнения «быстрого» АВР из-за больших скоростей снижения частоты отключенного узла, предусматривается выполнение «синфазного» АВР в первом цикле скольжения. Для этого рассчитывается время подачи команды на включение резервного питания, которое соответствует углу между векторами вышеуказанных напряжений, равному d = 360 0 .
При ранее принятых допущениях предельному углу d 0 (синфазный АВР) соответствует время t = 0,6 с.
Кроме того, в качестве резервного варианта предусматривается выполнение обычного (медленного) АВР по величине остаточного напряжения. Однако в этом случае восстановление питания отключившегося узла нагрузки от энергосистемы будет возможно:
1. либо после предварительного отключения генераторов мини-ТЭЦ, т.к. только после отключения генераторов блокировка по встречному напряжению сетевых устройств АПВ и АВР будет снята;
2. либо после уравнивания частоты отключившегося узла и энергосистемы до скольжения порядка

Источник