Назначение и разновидности автоматики (АПВ, АВР, АЧР, РПН).

Назначение релейной защиты.

Ответ:Основным назначением релейной защиты (РЗ) - является выявление места возникновения КЗ и быстрое автоматическое отключение выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной неповрежденной части электрической установки или сети.

Кроме повреждений электрического оборудования могут возникать нарушения нормальных режимов его работы (перегрузка, замыкание на землю одной фазы в сети с изолированной нейтралью, выделение газа в результате разложения масла в трансформаторе или понижение уровня масла в его расширителе и т.д.). При нарушениях нормальных режимов работы электрического оборудования нет необходимости немедленного его отключения, так как эти явления не представляют непосредственной опасности для оборудования и могут самоустраниться.

Таким образом, вторым назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования, которые могут привести к аварии и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу или отключение оборудования с выдержкой времени.

Согласно требованиям ПТЭ, силовое оборудование электростанций, подстанций и электрических сетей должно быть защищено от КЗ и нарушений нормальных режимов работы устройствами РЗ.

Свое название релейная защита получила от названия основного элемента схем защиты – реле, что в переводе с французского означало «перекладная лошадь». В настоящее время термином реле обозначается широкая группа автоматических приборов и устройств, используемых в релейной защите, автоматике, телемеханике, телефонии и других отраслях техники.

Под устройством релейной защиты подразумевается совокупность реле, приборов и вспомогательных элементов, которые при повреждениях и ненормальных режимах работы оборудования должны действовать на его отключение или на сигнал.

Трансформаторы тока. Назначение и принцип действия трансформаторов тока. Условия работы трансформаторов тока в схемах РЗА. Погрешности трансформаторов тока.

Ответ:Назначение и принцип действия ТТ: Трансформаторы тока служат для разделения (изоляции) первичных и вторичных цепей, а так же для приведения величины тока к уровню удобному для измерения (номинальный ток вторичной обмотки ТТ равен 1А или 5А). Номинальные токи первичной обмотки ТТ могут быть: 5, 10, 15, 30, 50, 75, 100, 150, 200, 300, 400, 600, 1000, 1500, 2000, 3000, 4000, 5000 А.

Трансформаторы тока предназначены для питания: измерительных приборов (амперметров, токовых обмоток счетчиков и др.); цепей релейной защиты.

Выбор трансформаторов тока: ТТ выбираются по номинальному току и напряжению установки и проверяются на термическую и электродинамическую стойкость при КЗ. Кроме того, ТТ, используемые в цепях релейной защиты, проверяются на значение погрешности, которая не должна превышать 10% по току и 7° по углу.

1. Кривые зависимости предельной кратности K10 от сопротивления нагрузки Zн, подключенной к вторичной обмотке ТТ. Согласно ГОСТ 7726-78 предельной кратностью K10 называется наибольшее отношение, т. е. наибольшая кратность первичного тока, проходящего через ТТ, к его номинальному току, при которой полная погрешность ТТ (ε) при заданной вторичной нагрузке не превышает 10%. При этом гарантируется предельная кратность при номинальной вторичной нагрузке ZH.ном, называемой номинальной предельной кратностью (рис.2.3).

Зная кратность первичного тока, проходящего через ТТ при КЗ, можно по кривым предельной кратности для данного типа ТТ определить допустимую нагрузку ZН доп, при которой погрешность ТТ не будет превышать 10%. И, наоборот, зная действительное значение нагрузки, которая подключена (или должна быть подключена) к вторичной обмотке ТТ ZН , можно по кривым предельной кратности определить допустимую кратность первичного тока К10, при которой токовая погрешность ТТ не будет превышать 10%. Например, при сопротивлении Z2 = 2 Ом допустимая кратность для данного ТТ равна 1,7 (рис.2.3.

Рис. 2.3. Кривые предельной кратности ТТ.

Трансформаторы напряжения. Назначение и принцип действия трансформаторов напряжения. Погрешности трансформаторов напряжения. Схемы включения трансформаторов напряжения и схемы соединения обмоток трансформаторов напряжения.

Ответ: Трансформаторы напряжения выполняют две функции: служат для разделения (изоляции) первичных и вторичных цепей, а так же, для приведения величины напряжения к уровню удобному для измерения (стандартное номинальное напряжение вторичной обмотки: 100/57В). ТН работают в режиме близком к холостому ходу.

Схемы соединения обмоток ТН приведены на рис.2.5. На рис.2.5,а дана схема включения одного однофазного ТН на междуфазное напряжение. Эта схема применяется, когда для защиты или измерений достаточно одного междуфазного напряжения. На рис.2.5,б приведена схема соединения двух ТН в открытый треугольник, или в неполную звезду. Эта схема, получившая широкое распространение, применяется, когда для защиты или измерений нужно иметь два или три междуфазных напряжения. На рис.2.5,в приведена схема соединения трех однофазных или одного трехфазного ТН в звезду. Этa схема получила широкое распространение для защиты или измерений фазных и междуфазных напряжений одновременно. На рис.2.5,г представлена схема соединения трансформаторов напряжения в схему разомкнутого треугольника (на сумму фазных напряжений). Такое соединение применяется для получения напряжения нулевой последовательности (3U0), необходимого для включения реле напряжения и реле мощности защиты от однофазных замыканий на землю. На рис.2.5,д представлена схема соединения трансформаторов напряжения, имеющих две вторичные обмотки. Первичные и вторичные основные обмотки соединены в звезду, т.е. так же как в рассмотренной выше схеме на рис.2.5,в. Дополнительные вторичные обмотки соединены в схему разомкнутого треугольника, т.е. так же как в рассмотренной схеме на рис.2.5,г.

Рис. 2.5. Схемы соединения обмоток трансформаторов напряжения

7)Источники оперативного тока. Назначение и общие требования к источникам оперативного тока. Постоянные оперативный ток. Аккумуляторная батарея. Шкафы постоянного оперативного тока типа ШОТ.

Ответ:Оперативным током называется ток, питающий цепи дистанционного управления выключателями, вторичные цепи релейной защиты, автоматики и телемеханики, а также цепи сигнализации. Различают независимые и зависимые источники оперативного тока. Работа первых не зависит, а вторых - зависит от режима работы и состояния первичных цепей электроустановки. К независимым источникам оперативного тока относятся аккумуляторные батареи, а к зависимым – трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, трансформаторы собственных нужд и т.д. Источники оперативного тока подразделяются на источники постоянного тока и источники переменного тока. На ответственных объектах в качестве источника оперативного тока используется аккумуляторная батарея (чаще кислотная), которая является наиболее надежным источником оперативного тока. Аккумуляторная батарея относится к независимым источникам оперативного тока Шкафы постоянного оперативного тока ШОТ-01-400. Шкаф управления оперативным током (ШУОТ). Шкаф постоянного оперативного тока ШОТ-01. Выпрямленный оперативный ток применяется на подстанциях с упрощенной первичной схемой. Токовые блоки питания обеспечивают номинальное напряжение на выходе только при наличии тока КЗ. Выходы всех блоков питания собираются в общую схему выпрямленного оперативного тока. В нормальном режиме питание устройств РЗА осуществляется от блоков питания, подключенных к ТН или к ТСН. При неудаленном КЗ, когда напряжение на шинах подстанции снижается, в работу включаются токовые блоки питания, обеспечивающие питание устройств РЗА от тока КЗ. Оперативное питание от предварительно заряженных конденсаторов.

Рис.4.4. Схема питания цепей РЗА от предварительно заряженных батарей конденсаторов

Назначение дуговой защиты. Принцип действия различных устройств дуговой защиты. Рекомендации при монтаже дуговой защиты.

Ответ:Дуговая защита шин (ДуЗШ) или защита от дуговых замыканий (ЗДЗ) применяется для защиты сборных шин и элементов ошиновки распределительных устройств 6-10 кВ, размещенных в закрытых отсеках (КРУ или КРУН). Работа защиты основана, в основном, на физическом принципе. Может реагировать на два фактора: вспышка света в отсеках распредустройства и на механическое воздействие дуги. В связи с этим может применяться только в КРУ, где все токоведущие части размещены в закрытых отсеках. Выполнена блокировка защиты по току питающих присоединений. Схема приведена на следующем рисунке.

На свет реагируют фотодатчики VS, на механическое воздействие – концевые выключатели SQH, контролирующие положение люков и других подвижных элементов короба шинного отсека или других элементов КРУ. Концевые выключатели и фотодатчики устанавливаются во всех ячейках КРУ. Для исключения ложного срабатывания защиты при случайном открытии люка или при вспышке света, не связанной с появлением дуги, применяется блокировка защиты по току питающих элементов: ввода трансформатора и секционного выключателя. При срабатывании любого из датчиков замыкается цепь ED – ED1, и при токе питающих присоединений, превышающем уставку реле KA в схеме ввода трансформатора или секционного выключателя, собирается цепь для срабатывания выходного реле KL.

Защиты высоковольтных генераторов мощностью более 1 МВт. Выбор параметров срабатывания. Продольная дифференциальная защита генераторов. Защита генераторов от замыкания между витками одной фазы. Защита генераторов от сверхтоков внешних КЗ и от перегрузки.

Ответ:В генераторах могут возникнуть следующие повреждения:а)междуфазные короткие замыкания, вызывающие повреждения обмоток и, реже, стали магнитопровода статора;б)замыкания между витками одной фазы (обычно они переходит в междуфазные замыкания или в замыкания на землю;в)замыкания одной фазы на корпус (землю), при которых ток замыкается через сталь магнитопровода. г)двойные замыкания на корпус (землю) в цепи ротора, вызывающие перегрев ротора, горение изоляции, а также вибрацию генератора (особенно у явнополюсных машин) вследствие возникающей несимметрии магнитного потока ротора. Двойному замыканию на корпус предшествует замыкание па корпус в одной точке.

К ненормальным режимам генераторов относят: а)сверхтоки (токи, превышающие номинальный ток генераторов при внешних КЗ). 6)перегрузки по току, возникающие при отключении части параллельно работающих генераторов, изменении схемы сети, подключении новых узлов нагрузки, самозапуске двигателей, форсировке возбуждения генераторов, потере побуждения и т.п. в)несимметрию токов статора, возникающую при несимметричных коротких замыканиях в сети и при неполнофазных режимах (обрывах фазы). г)повышения напряжения, возникающие при резких сбросах нагрузки, когда частота вращения машины возрастает при практически неизменном напряжении на обмотке возбуждения.

Защита высоковольтных генераторов мощностью более 1 МВт:

Максимальная защита напряжения и защита от симметричных перегрузок генераторы должны иметь следующие виды защиты: от замыканий между витками фазы; от перегрузки токами обратной последовательности; от замыкания на землю цепи возбуждения одной точки для гидрогенераторов и двух точек для турбогенераторов.

Продольная дифференциальная защита

где = 1.2 — коэффициент отстройки; — коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в токе КЗ; =0,5 - 1 - коэффициент однотипности характеристик трансформаторов тока; ε - погрешность трансформаторов тока; — наибольшее начальное действующее значение тока трехфазного КЗ генератора при КЗ на его выводах. Защита от замыкания между витками одной фазы . Защита от сверхтоков внешних КЗ и от перегрузки

20)Повреждения и ненормальные режимы работы трансформаторов и автотрансформаторов. Присоединение трансформаторов к питающей сети. Общие требования к выполнению защит трансформаторов. Защита трансформаторов плавики предохранителями.

Ответ:Повреждения и ненормальные режимы работы трансформаторов и автотрансформаторов:междуфaзные КЗ внутри бака и на вводах, замыкания между витками одной фазы (витковые замыкания), замыкания обмоток на землю, замыкания между обмотками разных напряжений, перекрытие изоляции вводов, утечка масла из бака.

В эксплуатации происходят нарушения нормальных режимов работы трансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор сверхтоков при внешних КЗ и при качаниях в энергосистеме, перегрузки, вызванные самозапуском двигателей, подключением дополнительной нагрузки при работе устройств АВР, выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение напряжения на выводах. Оно вызывает возрастание намагничивающего и вихревых токов трансформатора. Следствием такого режима может быть повышение температуры активных частей, повреждение изоляции и пожар в стали.

Общие требования к выполнению защит трансформаторов: Согласно ПУЭ для трансформаторов требуются следующие защиты: 1. Защита от внутренних повреждений для трансформаторов мощностью менее 4 МВА - МТЗ и токовая отсечка, для трансформаторов большей мощности - дифференциальная защита; 2. Защита от повреждения внутри бака трансформатора или РПН – газовая защита трансформатора и устройства РПН с действием на сигнал или отключение; 3. Защита от внешних КЗ - МТЗ с блокировкой по напряжению или без нее. Она же используется как резервная защита трансформаторов от внутренних повреждений; 4. Защита от однофазных КЗ на всех сторонах трансформатора, работающего с глухозаземленной нейтралью; 5. Защита от перегрузки с действием на сигнал. В ряде случаев на подстанциях без обслуживающего персонала защита от перегрузки выполняется с действием на разгрузку или на отключение трансформатора.

Кроме непосредственно релейных защит, требуются дополнительные токовые органы, например для автоматики охлаждения и блокировки РПН.

Защита трансформаторов плавкими предохранителями: Присоединение трансформаторов к сети через плавкие предохранители используется в схемах упрощенных подстанций напряжением ВН 6…35 кВ. Для защиты трансформаторов применяют предохранители типов ПК-10, ПКТ-10, ПКИ-10, ПСН-10, ПСН-35. Ток плавкой вставки зависит от мощности трансформатора и выбирается в пределах 1,5…2 номинального тока трансформатора (табл.14.1). Плавкие предохранители рассчитаны на отключение тока КЗ в трансформаторе, поэтому они проверяются по максимальному отключаемому току КЗ. Номинальный ток отключения для предохранителей 6-10 кВ может быть в пределах 2,5...40 кА. Кроме того, требуется выбрать номинальное напряжение предохранителя. Одинаково недопустимо устанавливать предохранитель напряжением 6 кВ на трансформатор 10 кВ, и предохранитель 10 кВ на трансформатор напряжением 6 кВ. В первом случае может произойти перекрытие предохранителя по поверхности, а во втором - не погаснуть дуга внутри предохранителя.

Автоматическое повторное включение трансформаторов. Автоматическое включение резервного трансформатора. Автоматическая разгрузка трансформаторов. Автоматическое регулирование напряжения трансформаторов. Автоматика охлаждения трансформаторов.

Ответ: Устройства АПВ должны предусматриваться для быстрого восстановления питания потребителей или межсистемных и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Должно предусматриваться автоматическое повторное включение:

1)воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линий всех типов напряжением выше 1 кВ. Отказ от применения АПВ должен быть в каждом отдельном случае обоснован. На кабельных линиях 35 кВ и ниже АПВ рекомендуется применять в случаях, когда оно может быть эффективным в связи со значительной вероятностью повреждений с образованием открытой дуги (например, наличие нескольких промежуточных сборок, питание по одной линии нескольких подстанций), а также с целью исправления неселективного действия защиты. Вопрос о применении АПВ на кабельных линиях 110 кВ и выше должен решаться при проектировании в каждом отдельном случае с учетом конкретных условий;

2)шин электростанций и подстанций (см. 3.3.24 и 3.3.25);

3)трансформаторов (см. 3.3.26);

4)ответственных электродвигателей, отключаемых для обеспечения самозапуска других электродвигателей (см. 3.3.38).

Для осуществления АПВ по п. 1-3 должны также предусматриваться устройства АПВ на обходных, шиносоединительных и секционных выключателях.

Допускается в целях экономии аппаратуры выполнение устройства группового АПВ на линиях, в первую очередь кабельных, и других присоединениях 6-10 кВ. При этом следует учитывать недостатки устройства группового АПВ, например возможность отказа в случае, если после отключения выключателя одного из присоединений отключение выключателя другого присоединения происходит до возврата устройства АПВ в исходное положение.

3.3.3. Устройства АПВ должны быть выполнены так, чтобы они не действовали при:

1)отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления;

2)автоматическом отключении от релейной защиты непосредственно после включения персоналом дистанционно или при помощи телеуправления;

3)отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин, устройствами противоаварийной автоматики, а также в других случаях отключений выключателя, когда действие АПВ недопустимо. АПВ после действия АЧР (ЧАПВ) должно выполняться в соответствии с 3.3.81.

Устройства АПВ должны быть выполнены так, чтобы была исключена возможностью многократного включения на КЗ при любой неисправности в схеме устройства.

Устройства АПВ должны выполняться с автоматическим возвратом.

3.3.4. При применении АПВ должно, как правило, предусматриваться ускорение действия релейной защиты на случай неуспешного АПВ. Ускорение действия релейной защиты после неуспешного АПВ выполняется с помощью устройства ускорения после включения выключателя, которое, как правило, должно использоваться и при включении выключателя по другим причинам (от ключа управления, телеуправления или устройства АВР). При ускорении защиты после включения выключателя должны быть приняты меры против возможного отключения выключателя защитой под действием толчка тока при включении из-за неодновременного включения фаз выключателя.

Не следует ускорять защиты после включения выключателя, когда линия уже включена под напряжение другим своим выключателем (т. е. при наличии симметричного напряжения на линии).

Допускается не ускорять после АПВ действие защит линий 35 кВ и ниже, выполненных на переменном оперативном токе, если для этого требуется значительное усложнение защит и время их действия при металлическом КЗ вблизи места установки не превосходит 1,5 с.

3.3.5. Устройства трехфазного АПВ (ТАПВ) должны осуществляться преимущественно с пуском при несоответствии между ранее поданной оперативной командой и отключенным положением выключателя; допускается также пуск устройства АПВ от защиты.

3.3.6. Могут применяться, как правило, устройства ТАПВ однократного или двукратного действия (последнее - если это допустимо по условиям работы выключателя). Устройство ТАПВ двукратного действия рекомендуется принимать для воздушных линий, в особенности для одиночных с односторонним питанием. В сетях 35 кВ и ниже устройства ТАПВ двукратного действия рекомендуется применять в первую очередь для линий, не имеющих резервирования по сети.

В сетях с изолированной или компенсированной нейтралью, как правило, должна применяться блокировка второго цикла АПВ в случае замыкания на землю после АПВ первого цикла (например, по наличию напряжений нулевой последовательности). Выдержка времени ТАПВ во втором цикле должна быть не менее 15-20 с.

3.3.7. Для ускорения восстановления нормального режима работы электропередачи выдержка времени устройства ТАПВ (в особенности для первого цикла АПВ двукратного действия на линиях с односторонним питанием) должна приниматься минимально возможной с учетом времени погасания дуги и деионизации среды в месте повреждения, а также с учетом времени готовности выключателя и его привода к повторному включению.

Выдержка времени устройства ТАПВ на линии с двусторонним питанием должна выбираться также с учетом возможного неодновременного отключения повреждения с обоих концов линии; при этом время действия защит, предназначенных для дальнего резервирования, учитываться не должно. Допускается не учитывать разновременности отключения выключателей по концам линии, когда они отключаются в результате срабатывания высокочастотной защиты.

С целью повышения эффективности ТАПВ однократного действия допускается увеличивать его выдержку времени (по возможности с учетом работы потребителя).

3.3.8. На одиночных линиях 110 кВ и выше с односторонним питанием, для которых допустим в случае неуспешного ТАПВ переход на длительную работу двумя фазами, следует предусматривать ТАПВ двукратного действия на питающем конце линии. Перевод линии на работу двумя фазами может производиться персоналом на месте или при помощи телеуправления.

Для перевода линии после неуспешного АПВ на работу двумя фазами следует предусматривать пофазное управление разъединителями или выключателями на питающем и приемном концах линии.

При переводе линии на длительную работу двумя фазами следует при необходимости принимать меры к уменьшению помех в работе линий связи из-за неполнофазного режима работы линии. С этой целью допускается ограничение мощности, передаваемой по линии в неполнофазном режиме (если это возможно по условиям работы потребителя).

В отдельных случаях при наличии специального обоснования допускается также перерыв в работе линии связи на время неполнофазного режима.

3.3.9. На линиях, отключение которых не приводит к нарушению электрической связи между генерирующими источниками, например на параллельных линиях с односторонним питанием, следует устанавливать устройства ТАПВ без проверки синхронизма.

3.3.10. На одиночных линиях с двусторонним питанием (при отсутствии шунтирующих связей) должен предусматриваться один из следующих видов трехфазного АПВ (или их комбинаций):

а)быстродействующее ТАПВ (БАПВ); б)несинхронное ТАПВ (НАПВ); в)ТАПВ с улавливанием синхронизма (ТАПВ УС).

Кроме того, может предусматриваться однофазное АПВ (ОАПВ) в сочетании с различными видами ТАПВ, если выключатели оборудованы пофазным управлением и не нарушается устойчивость параллельной работы частей энергосистемы в цикле ОАПВ.

Выбор видов АПВ производится, исходя из совокупности конкретных условий работы системы и оборудования с учетом указаний 3.3.11 - 3.3.15.

3.3.11. Быстродействующее АПВ, или БАПВ (одновременное включение с минимальной выдержкой времени с обоих концов), рекомендуется предусматривать на линиях по 3.3.10 для автоматического повторного включения, как правило, при небольшом расхождении угла между векторами ЭДС соединяемых систем. БАПВ может применяться при наличии выключателей, допускающих БАПВ, если после включения обеспечивается сохранение синхронной параллельной работы систем и максимальный электромагнитный момент синхронных генераторов и компенсаторов меньше (с учетом необходимого запаса) электромагнитного момента, возникающего при трехфазном КЗ на выводах машины.

Оценка максимального электромагнитного момента должна производиться для предельно возможного расхождения угла за время БАПВ. Соответственно запуск БАПВ должен производиться лишь при срабатывании быстродействующей защиты, зона действия которой охватывает всю линию. БАПВ должно блокироваться при срабатывании резервных защит и блокироваться или задерживаться при работе УРОВ.

Если для сохранения устойчивости энергосистемы при неуспешном БАПВ требуется большой объем воздействий от противоаварийной автоматики, применение БАПВ не рекомендуется.

3.3.12. Несинхронное АПВ (НАПВ) может применяться на линиях по 3.3.10 (в основном 110-220 кВ), если:

а)максимальный электромагнитный момент синхронных генераторов и компенсаторов, возникающий при несинхронном включении, меньше (с учетом необходимого запаса) электромагнитного момента, возникающего при трехфазном КЗ на выводах машины, при этом в качестве практических критериев оценки допустимости НАПВ принимаются расчетные начальные значения периодических составляющих токов статора при угле включения 180º;

б)максимальный ток через трансформатор (автотрансформатор) при угле включения 180º меньше тока КЗ на его выводах при питании от шин бесконечной мощности;

в)после АПВ обеспечивается достаточно быстрая ресинхронизация; если в результате несинхронного автоматического повторного включения возможно возникновение длительного асинхронного хода, должны применяться специальные мероприятия для его предотвращения или прекращения.

При соблюдении этих условий НАПВ допускается применять также в режиме ремонта на параллельных линиях.

При выполнении НАПВ необходимо принять меры по предотвращению излишнего срабатывания защиты. С этой целью рекомендуется, в частности, осуществлять включение выключателей при НАПВ в определенной последовательности, например выполнением АПВ с одной из сторон линии с контролем наличия напряжения на ней после успешного ТАПВ с противоположной стороны.

3.3.13. АПВ с улавливанием синхронизма может применяться на линиях по 3.3.10 для включения линии при значительных (примерно до 4%) скольжениях и допустимом угле.

Возможно также следующее выполнение АПВ. На конце линии, который должен включаться первым, производится ускоренное ТАПВ (с фиксацией срабатывания быстродействующей защиты, зона действия которой охватывает всю линию) без контроля напряжения на линии (УТАПВ БК) или ТАПВ с контролем отсутствия напряжения на линии (ТАПВ ОН), а на другом ее конце - ТАПВ с улавливанием синхронизма. Последнее производится при условии, что включение первого конца было успешным (это может быть определено, например, при помощи контроля наличия напряжения на линии).

Для улавливания синхронизма могут применяться устройства, построенные по принципу синхронизатора с постоянным углом опережения.

Устройства АПВ следует выполнять так, чтобы имелась возможность изменять очередность включения выключателей по концам линии.

При выполнении устройства АПВ УС необходимо стремиться к обеспечению его действия при возможно большей разности частот. Максимальный допустимый угол включения при применении АПВ УС должен приниматься с учетом условий, указанных в 3.3.12. При применении устройства АПВ УС рекомендуется его использование для включения линии персоналом (полуавтоматическая синхронизация).

3.3.14. На линиях, оборудованных трансформаторами напряжения, для контроля отсутствия напряжения (КОН) и контроля наличия напряжения (КНН) на линии при различных видах ТАПВ рекомендуется использовать органы, реагирующие на линейное (фазное) напряжение и на напряжения обратной и нулевой последовательностей. В некоторых случаях, например на линиях без шунтирующих реакторов, можно не использовать напряжение нулевой последовательности.

3.3.15. Однофазное автоматическое повторное включение (ОАПВ) может применяться только в сетях с большим током замыкания на землю. ОАПВ без автоматического перевода линии на длительный неполнофазный режим при устойчивом повреждении фазы следует применять:

а)на одиночных сильно нагруженных межсистемных или внутрисистемных линиях электропередачи;

б)на сильно нагруженных межсистемных линиях 220 кВ и выше с двумя и более обходными связями при условии, что отключение одной из них может привести к нарушению динамической устойчивости энергосистемы;

в)на межсистемных и внутрисистемных линиях разных классов напряжения, если трехфазное отключение линии высшего напряжения может привести к недопустимой перегрузке линий низшего напряжения с возможностью нарушения устойчивости энергосистемы;

г)на линиях, связывающих с системой крупные блочные электростанции без значительной местной нагрузки;

д)на линиях электропередачи, где осуществление ТАПВ сопряжено со значительным сбросом нагрузки вследствие понижения напряжения.

Устройство ОАПВ должно выполняться так, чтобы при выводе его из работы или исчезновении питания автоматически осуществлялся перевод действия защит линии на отключение трех фаз помимо устройства.

Выбор поврежденных фаз при КЗ на землю должен осуществляться при помощи избирательных органов, которые могут быть также использованы в качестве дополнительной быстродействующей защиты линии в цикле ОАПВ, при ТАПВ, БАПВ и одностороннем включении линии оперативным персоналом.

Выдержка временем ОАПВ должна отстраиваться от времени погасания дуги и деионизации среды в месте однофазного КЗ в неполнофазном режиме с учетом возможности неодновременного срабатывания защиты по концам линии, а также каскадного действия избирательных органов.

3.3.16. На линиях по 3.3.15 ОАПВ должно применяться в сочетании с различными видами ТАПВ. При этом должна быть предусмотрена возможность запрета ТАПВ во всех случаях ОАПВ или только при неуспешном ОАПВ. В зависимости от конкретных условий допускается осуществление ТАПВ после неуспешного ОАПВ. В этих случаях предусматривается действие ТАПВ сначала на одном конце линии с контролем отсутствия напряжения на линии и с увеличенной выдержкой времени.

3.3.17. На одиночных линиях с двусторонним питанием, связывающих систему с электростанцией небольшой мощности, могут применяться ТАПВ с автоматической самосинхронизацией (АПВС) гидрогенераторов для гидроэлектростанций и ТАПВ в сочетании с делительными устройствами - для гидро- и теплоэлектростанций.

3.3.18. На линиях с двусторонним питанием при наличии нескольких обходных связей следует применять:

1)при наличии двух связей, а также при наличии трех связей, если вероятно одновременное длительное отключение двух из этих связей (например, двухцепной линии):

несинхронное АПВ (в основном для линий 110-220 кВ и при соблюдении условий, указанных в 3.3.12, но для случая отключения всех связей);

АПВ с проверкой синхронизма (при невозможности выполнения несинхронного АПВ по причинам, указанным в 3.3.12, но для случая отключения всех связей).

Для ответственных линий при наличии двух связей, а также при наличии трех связей, две из которых - двухцепная линия, при невозможности применения НАПВ по причинам, указанным в 3.3.12, разрешается применять устройства ОАПВ, БАПВ или АПВ УС (см. 3.3.11, 3.3.13, 3.3.15). При этом устройства ОАПВ и БАПВ следует дополнять устройством АПВ с проверкой синхронизма;

2)при наличии четырех и более связей, а также при наличии трех связей, если в последнем случае одновременное длительное отключение двух из этих связей маловероятно (например, если все линии одноцепные), - АПВ без проверки синхронизма.

3.3.19. Устройства АПВ с проверкой синхронизма следует выполнять на одном конце линии с контролем отсутствия напряжения на линии и с контролем наличия синхронизма, на другом конце - только с контролем наличия синхронизма. Схемы устройства АПВ с проверкой синхронизма линии должны выполняться одинаковыми на обоих концах с учетом возможности изменения очередности включения выключателей линии при АПВ.

Рекомендуется использовать устройство АПВ с проверкой синхронизма для проверки синхронизма соединяемых систем при включении линии персоналом.

3.3.20. Допускается совместное применение нескольких видов трехфазного АПВ на линии, например БАПВ и ТАПВ с проверкой синхронизма. Допускается также использовать различные виды устройств АПВ на разных концах линии, например УТАПВ БК (см. 3.3.13) на одном конце линии и ТАПВ с контролем наличия напряжения и синхронизма на другом.

3.3.21. Допускается сочетание ТАПВ с неселективными быстродействующими защитами для исправления неселективного действия последних. В сетях, состоящих из ряда последовательно включенных линий, при применении для них неселективных быстродействующих защит для исправления их действия рекомендуется применять поочередное АПВ; могут также применяться устройства АПВ с ускорением защиты до АПВ или с кратностью действия (не более трех), возрастающей по направлению к источнику питания.

3.3.22. При применении трехфазного однократного АПВ линий, питающих трансформаторы, со стороны высшего напряжения которых устанавливаются короткозамыкатели и отделители, для отключения отделителя в бестоковую паузу время действия устройства АПВ должно быть отстроено от суммарного времени включения короткозамыкателя и отключения отделителя. При применении трехфазного АПВ двукратного действия (см. 3.3.6) время действия АПВ в первом цикле по указанному условию не должно увеличиваться, если отключение отделителя предусматривается в бестоковую паузу второго цикла АПВ.

Для линий, на которые вместо выключателей устанавливаются отделители, отключение отделителей в случае неуспешного АПВ в первом цикле должно производиться в бестоковую паузу второго цикла АПВ.

3.3.23. Если в результате действия АПВ возможно несинхронное включение синхронных компенсаторов или синхронных электродвигателей и если такое включение для них недопустимо, а также для исключения подпитки от этих машин места повреждения следует предусматривать автоматическое отключение этих синхронных машин при исчезновении питания или переводить их в асинхронный режим отключением АГП с последующим автоматическим включением или ресинхронизацией после восстановления напряжения в результате успешного АПВ.

Для подстанций с синхронными компенсаторами или синхронными электродвигателями должны применяться меры, предотвращающие излишние срабатывания АЧР при действии АПВ.

3.3.24. АПВ шин электростанций и подстанций при наличии специальной защиты шин и выключателей, допускающих АПВ, должно выполняться по одному из двух вариантов:

1)автоматическим опробованием (постановка шин под напряжение выключателем от АПВ одного из питающих элементов);

2)автоматической сборкой схемы; при этом первым от устройства АПВ включается один из питающих элементов (например, линия, трансформатор), при успешном включении этого элемента производится последующее, возможно более полное автоматическое восстановление схемы доаварийного режима путем включения других элементов. АПВ шин по этому варианту рекомендуется применять в первую очередь для подстанций без постоянного дежурства персонала.

При выполнении АПВ шин должны применяться меры, исключающие несинхронное включение (если оно является недопустимым).

Должна обеспечиваться достаточная чувствительность защиты шин на случай неуспешного АПВ.

3.3.25. На двухтрансформаторных понижающих подстанциях при раздельной работе трансформаторов, как правило, должны предусматриваться устройства АПВ шин среднего и низшего напряжений в сочетании с устройствами АВР; при внутренних повреждениях трансформаторов должно действовать АВР, при прочих повреждениях - АПВ (см. 3.3.42).

Допускается для двухтрансфор