Шкаф автоматического регулирования напряжения трансформатора

Автоматическое регулирование напряжения трансформаторов. Расчет уставок АРНТ

Полная система автоматического регулирования трансформатора завязана на использовании:

• исполнительного органа, осуществляющего регулирование;
• устройства управления;
• вычисления;
• усилителя мощности;
• элемента для измерения параметров.

АРНТ производит регулировку на три вида, это:

1. Стабилизированная регулировка.
2. Система программного регулирования, происходящие в ней изменения следуют по заранее обозначенному закону.
3. Следящая система, завязана на законе изменения задающего воздействия, его параметры изначально не известны и задаются по ходу работы.
   

Рис. № 1. Регулирование напряжения в стабилизированном режиме.
Насколько полно в системе будет скомпенсировано влияние посторонних возмущений, настолько точно будет воспроизводиться задающее воздействие.

Рис. № 2. Структурная схема АРНТ.

Основные характеризующие параметры процессов регулировочного управления

Процессы в системе АРНТ находятся в зависимости от параметров устойчивости и точности.

1. Устойчивость характеризует переходный процесс.
2. Точность – обязательное условие установившегося процесса.

Точность характеризуется погрешностями, действующими на установившийся режим, по завершении переходного процесса.

Устойчивость является условием самовозврата системы в установившееся положение после выведения из стабильности посторонними колебаниями, внешними воздействиями или возмущением связанным с повреждениями в сетях.

Качество процесса регулировки определяется его близким значением к желаемому критерию качества, это:

1. Значение максимального отклонения величины напряжения на выходе, после сигнала от скачка возмущения.
2. Колебательность переходного процесса и, конечно, продолжительность времени его действия.

Колебания в сети напряжения 6-10 кВт вынуждают перейти на неавтоматический режим управления регулирования электроэнергией. Связанно, это с тем, что устройство АРНТ в колебательном режиме, приводящее в действие РПН, способствует его износу.

Рис. № 3. Автоматический регулятор напряжения трансформатора: 1 – Электромагнит, 2 – Якорь элекстромагнита, 3 – якорная пружина, 4 – прокладки изолирующие, 5 – вибратор, 6 – движущийся контакт, 7 – неподвижный контакт, 8 – регулировка винтами, 9 –пружина для регулировки устройства, 10 –платформа вибратора, 11 – разъем для штепселя, 12 – регулятор корпус, 13 – конденсатор для зарядки, 14 – конденсатор для гашения искры.

Блок автоматического регулирования коэффициента трансформации

Для осуществления управления РПН в автоматическом режиме, устройства регулировки обеспечиваются БАР (блокам автоматического регулирования) для изменения коэффициента трансформации – АРКТ или АРНТ. Устройство реагирует на напряжение шин питающей подстанции.

Рис. № 4. Схема присоединения токовой компенсации к измеряющему трансформатору в системе АРНТ.

Неизменным считается наличие в схеме токовой компенсации, она служит для осуществления встречного регулировки, и нужна для установки неизменяемого и стабильного показания напряжения в сети потребителей. Значение напряжения токовой компенсации определяется по току в линии и по падению значений напряжения в линии оттока нагрузки.

Устройства РПН в обязательном порядке находятся в одном режиме с включенным блоком АРТН. Дистанционное или местное управление осуществляется тогда, когда АРНТ выходит из строя или если в сети наблюдаются значительные колебания напряжения.

Рис. № 5. Внешний вид блока автоматического регулирования напряжения трансформатора (БАР).

Расчет уставок автоматического регулятора напряжения трансформаторов

Осуществление подбора уставок регулировки по напряжению происходит, сообразуюсь с режимом нагрузок по минимуму, где значение шинного напряжения и близлежащих потребительских линий не должна превышать 1,5 Uном.

При работе, для осуществления встречного регулирования, производится коррекция величины напряжения, согласно значению тока нагрузки на отходящих линиях. Падение напряжения в линии электропередачи определяется замером от точки замера измерительного трансформатора напряжения (НТМИ), от которого запитан регулятор и местом подключения нагрузки потребителя с заданным неизменяемым значением напряжения.

Это напряжение необходимо разделить на коэффициент трансформации ТН. После чего полученное значение напряжения применяется для установки первой уставки напряжения на первой шкале и на второй шкале для второй уставки.

Если значение не превышает 1,05 Uном, расположенных поблизости потребителей, уставка изменяется и напряжение снова проверяется исходя из корректировочных значений.

Важно: напряжение питания удаленного потребителя не должно понижаться менее -5%, напряжение у ближних потребителей оно не увеличиваться больше +5%.

Система программного регулирования осуществляет действия по двухступенчатому графику, это может быть суточный график, где уставки равны режимам максимальной и минимальной нагрузки, и недельный график, где во внимание принимается режим выходного дня со своими уставками.

Рис. № 6. Суточный график 1) без проведения регулирования, 2) с проведением одноступенчатого регулирования напряжения, производится утром и вечером.

Таким образом, режим коррекции, который представляет собой длительную и кропотливую работу по определению выбора уставок удается избежать.

Существует три показателя, соблюдение, которых является обязательным условием при выборе уставок.

Этот показатель демонстрирует значение отклонения напряжения от заданной уставки, при которой не срабатывает команда на начало регулировки напряжения. Она зависит от колебательного режима в сети напряжения при ее регулировании. Ширина зоны нечувствительности не должна превышать значения величины ступени регулировки трансформатора РПН. Коэффициент запаса не должен превышать предел менее 1,3.

Пример выбора величины зоны чувствительности на ее нижней границе. Если нижняя граница напряжения принимается как 6000В, то по показаниям НТМИ принимаем 100% .

6000В / 60В = 100В(нижняя зона чувствительности) = 103% (верхняя зона чувствительности)

Распределяем штекера по шкале 1(В), «грубо» 100В = 100%

Штекер ставится в положение «зона» 3В = 3%

Принимаем нижнюю границу 100В*60 = 6000В

Верхняя граница 103В*60 = 6180В

Ее выбор происходит соответственно возможности и продолжительности кратковременных скачков напряжения при изменяющемся характере нагрузки. Этот режим сказывается на частоте срабатывания РПН в автоматическом режиме, поэтому для предотвращения износа РПН автоматический режим отключают и РПН переводят на режим дистанционного управления. Большая выдержка времени уменьшает количество операций с РПН и предназначена для экономии ресурса РПН.

В случае если автоматическое управление необходимо, максимальное значение времени, при котором происходит срабатывание команды регулирования, выставляют 160 – 180сек.

Определение выдержки времени, от которого зависит контроль исправности РПН. Контроль длительного цикла времени переключателя составляет 15 сек. Он зависит от установки на плате формирователя в конструкции АРТ-1М, которая запаивается в положении 2-3. Это положение рекомендовано для большинства РПН, при необходимости время контроля можно увеличить, перепаяв перемычку в положение 1-3, что соответствует 30 сек.

Производится для обеспечения исправности цепей запуска действующего электропривода РПН не изменяется и равно 0,6 сек. Выдержка времени для контроля переключения должна перекрывать время переключения привода на 1 ступень РПН. Он постоянно для любых типов РПН.

Важно: Негативное влияние блока АРТН на устройство РПН связано с алгоритмом работы блока. При неуравновешенном и нестабильном состоянии напряжения в линии, происходит частое включение блока, оно сказывается на быстром износе РПН, что приводит к его замене. Чтобы избежать этого режим регулирования и управления переводят в дистанционный или ручной режим.

Пишите комментарии,дополнения к статье, может я что-то пропустил. Загляните на карту сайта, буду рад если вы найдете на моем сайте еще что-нибудь полезное.

Источник

Ш2500 08.21х — Шкафы защиты и автоматики двухобмоточных трансформаторов 35-110 кВ

(старое обозначение «Бреслер ШТ 2108.1X»)

«Ш2500 08.21х» — серия шкафов микропроцессорной релейной защиты и автоматики понижающих двухобмоточных трансформаторов 35-110кВ мощностью до 40 МВА, предназначенных для выполнения функций релейной защиты, автоматики, местного/дистанционного управления, измерения, сигнализации, регистрации, осциллографирования.

Шкаф «Ш2500 08.21х» содержит комплект основных и резервных защит трансформатора. По требованию заказчика устройство может быть дополнено комплектом автоматики управления выключателем стороны ВН и резервных защит и/или комплектом автоматического регулирования напряжения трансформатора под нагрузкой (АРНТ).

• Двухобмоточные трансформаторы 35-110 кВ;
• Ошиновка стороны НН, содержащая в том числе токоограничивающий реактор или вольтодобавочный трансформатор.

• Ш2500 08.214 — шкаф основных защит двухобмоточного трансформатора 35-110 кВ мощностью до 40 МВА;

• Ш2500 08.211 — шкаф резервных защит и АУВ 35-110 кВ;

• Ш2500 08.216 — шкаф автоматики регулирования напряжения трансформатора (АРНТ);

Шкафы с двумя терминалами РЗА:

• Ш2500 08.214 08.211 — шкаф основных и резервных защит двухобмоточного трансформатора 35–110 кВ мощностью до 40 МВА и АУВ 35–110 кВ;

• Ш2500 08.214 08.216 — шкаф основных защит двухобмоточного трансформатора 35–110 кВ мощностью до 40 МВА и АРНТ;

• Ш2500 08.216 08.216 — шкаф с двумя комплектами АРНТ (2 терминала ТОР 200-Р23);

Шкаф с тремя терминалами РЗА:

• Ш2500 08.214 08.211 08.216 — шкаф основных и резервных защит двухобмоточного трансформатора 35–110 кВ мощностью до 40 МВА, АУВ 35–110 кВ и АРНТ.

Предлагаются типовые решения, выполненные на основе приведенных вариантов выполнения шкафов защиты.

Реализован на базе микропроцессорного терминала защиты и автоматики типа «ТОР 200-Т». Содержит комплект основных защит двухобмоточного трансформатора 35-110 кВ. Имеет входы для подключения токов с двух сторон трансформатора (ВН и НН) и напряжения от стороны ВН.

• дифференциальная токовая защита трансформатора;
• цепи отключения от газовой защиты трансформатора и РПН;
• УРОВ стороны ВН;
• ТЗНП стороны ВН;
• МТЗ стороны ВН;
• цепи отключения от внешних устройств РЗА;
• цепи сигнализации от датчиков трансформатора;
• защита от перегруза.

Комплект защиты и автоматики «Ш2500 08.211»

Реализован на базе микропроцессорного терминала защиты и автоматики типа «ТОР 200-Л». Содержит комплект резервных защит двухобмоточного трансформатора 35-110 кВ и автоматику управления выключателем стороны ВН. Имеет входы для подключения трёх фазных токов, тока нейтрали трансформатора, трёх междуфазных напряжений и напряжения 3U0.

Терминал реализует следующий набор функций защиты и автоматики:

• автоматика управления выключателем ВН;
• диагностика выключателя ВН;
• цепи отключения от газовой защиты трансформатора и РПН;
• ТЗНП стороны ВН;
• МТЗ стороны ВН с комбинированным пуском по напряжению;
• УРОВ стороны ВН;
• защита от обрыва фаз.

Комплект защиты и автоматики «Ш2500 08.216»

Реализован на базе микропроцессорного терминала защиты и автоматики типа «ТОР 200-Р». Имеет входы для подключения трёх фазных токов, трёх междуфазных напряжений и напряжения 3U0.

Терминал реализует следующий набор функций защиты и автоматики:

• Автоматика регулирования напряжения трансформатора под нагрузкой.
• Компенсация падения напряжения в линии (регулирование напряжения на шинах потребителя). Возможность регулирования напряжения в соответствии с календарём и временем суток.
• Автоматическое и ручное регулирование.
• Возможность дистанционного управления.
• МТЗ для сигнализации и блокирования АРНТ при перегрузе;
• Диагностика привода РПН.
• Цифровой индикатор положения РПН.

Источник