1. Технологические параметры Орской ТЭЦ-1

Орская ТЭЦ-1 является источником энергоснабжения жилого сектора города Орска и его промышленных предприятий. В энергосистеме работает параллельно с Ириклинской ГРЭС, ТЭЦ Орско-Халиловского металлургического комбината, Актюбинской ТЭЦ. С энергосистемой Урала Орско-Актюбинский энергоузел связан ЛЭП 220 и 500 кВ.

Установленная мощность Орской ТЭЦ-1:

электрическая - 85 МВт;

тепловая - 1381 Гкал;

в том числе водогрейные котлы - 720 Гкал.

Турбогенераторами № 9-12 вырабатывается электрическая энергия напряжением 10 кВ, 35 кВ и 110 кВ.

Параметры генераторов приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Параметры генераторов ОТЭЦ-1

Номер	Тип генератора	Полная мощность, кВА	Активная мощность, кВт	Напряжение статора, В	Сверхпереходное сопротивление Xd"	сos , о.е.
9,10,11	ТВ-60-2МФ	93750	75000	10500	0,156	0,8
12	ТВФ-60-2	75000	60000	10500	0,146	0,8

1.1 Характеристика схемы электрических соединений Орской ТЭЦ

Схема несекционированных двух рабочих систем шин ОРУ - 110 к (рисунок 1) является действующей на ОТЭЦ-1. Применение такой схемы обусловлено большим количеством присоединений и особенностью потребителей, являющихся в основном электроприёмниками I и II категории. Каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой системе шин. Схема работает в режиме с фиксированным присоединением цепей.

По схеме выполнения ОРУ-110 кВ состоит из 26 ячеек, семь из которых предназначены для силовых трансформаторных вводов, восемь - для линии, одна - для шиносоединительного выключателя, две - для трансформаторов напряжения и две - для разрядников систем шин. Здесь предусмотрено двухрядное расположение выключателей один ряд для линейных и второй для трансформаторных выключателей.

В рабочем состоянии генератор G9 присоединён на первую систему сборных шин (I с.ш.), от которой получают питание трансформаторы связи T1,T3 и ВЛ - Орская-3, НПЗ, Никель-1. Нормально ко II с.ш. подключены генераторы G11, G12, трансформаторы T2, T5 и линии электропередач: Орская - 2, Маш.завод, Гай, Никель - 2. Шиносоединительный выключатель в нормальном режиме включен. Схема с двумя системами шин позволяет производить ремонт одной системы шин, сохраняя в работе все присоединения. Так при ремонте одной системы шин (I с.ш.) все присоединения ее переводят на вторую систему шин (II с.ш.), для чего необходимо произвести следующие операции:

а) включить на II с.ш. разъединители всех переводимых присоединений;

б) отключить на I с.ш. разъединители всех переводимых присоединений;

в) отключить шиносоединительный выключатель;

г) отключить шинные разъединители выключателя обеих С.Ш.;

д) проверить отключенное положение всех шинных разъединителей I с.ш..

При аварии, например коротком замыкании на I с.ш. отключается генератор G9, шиносоединительный выключатель QA, выключатели на отходящих линиях и трансформаторы связи T1 и Т3. Для восстановления работы потребителей в этом случае необходимо выполнить следующие переключения:

а) отключить все выключатели, не отключенные релейной защитой;

б) отключить все разъединители от повреждённой секции;

в) включить все разъединители повреждённой секции I с.ш. на II с.ш.;

г) включить выключатели наиболее ответственных потребителей - Никель-I;

д) развернуть генератор G1 и после синхронизации включить его выключатель;

е) включить выключатели всех отключившихся линий.

Открытое распределительное устройство 35 кВ выполнено по схеме несекционированных двух рабочих систем шин. Схема работает в режиме с фиксированным присоединением цепей. Каждый элемент присоединяется через развилку двух шинных разъединителей, что позволяет осуществлять работу как на одной, так и на другой системе шин.

По схеме заполнения ОРУ-35 кВ состоит из 18 ячеек, семь из которых предназначены для силовых трансформаторных вводов, девять - для линий, одна для шиносоединительного выключателя, две для трансформаторов напряжения и разрядников.

Нормально к I системе шин подключены: обмотки СН трансформаторов связи Т1,T3; линии электропередачи потребителей: ОЗЦМ-1, Никель-3, Заводская-1, ЮУМЗ-1; трансформаторы напряжения и разрядники I СШ.

Нормально к II системе шин подключены: генератор G10, обмотка СН трансформаторов связи Т2, линии электропередачи потребителей: ОЗОЦМ-2, Никель-4, Заводская-2, ЮУМЗ-2, АРЗ; трансформаторы напряжения и разрядки II СШ.

При ремонте одной системы шин I с.ш. все присоединения ее переводят на вторую систему шин II с.ш., для чего необходимо произвести следующие операции:

- включить на II с.ш. разъединители всех переводимых присоединений;

- отключить на I с.ш. разъединители всех переводимых присоединений;

- отключить шиносоединительный выключатель;

- отключить шинные разъединители выключателя обеих С.Ш.;

- проверить отключенное положение всех шинных разъединителей I с.ш..

Схема не секционированных двух рабочих систем шин ОРУ 35 кВ представлена на рисунке 2.

2. Построение графиков электрической нагрузки на ОТЭЦ-1

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а, следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанции в энергосистеме, непрерывно меняется. Этот факт принято отражать графиком нагрузки, т.е. диаграммой изменения мощности во времени. По виду фиксируемого параметра различают графики активной, реактивной и полной мощности. Как правило, графики отражают изменение нагрузки за определённый период времени. По этому признаку их подразделяют на суточные, сезонные и годовые.

Графики нагрузки используют для проектирования системы электроснабжения, для составления прогнозов электропотребления, планирования ремонтов электрооборудования, а также в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы.

В данном дипломном проекте построение графиков электрических нагрузок, прежде всего, необходимо для правильного выбора основного электрооборудования - силовых трансформаторов связи и шин распределительных устройств (РУ). Исходными данными для построения графиков нагрузки ТЭЦ будут служить показания регистрирующих приборов, снимаемые диспетчерской службой в течении суток (см. таблицу 2).

Так как теплоэлектроцентраль работает по вынужденному графику, обусловленному графиком теплового потребления (технологией производства электроэнергии), то построение графиков электрических нагрузок произведём по замерам зимних суток, когда потребление тепла максимально.

Построим три графика электрических нагрузок для РУ ОТЭЦ-1, показанные на рисунке 4.

Таблица 2 - Суточная выдача мощности ОТЭЦ-1

Время	ОРУ-110 кВ	ОРУ-35 кВ	ГРУ 10кВ
t, час	S, МВА
1	2	3	4
0	190,10	35,37	17,74
1	190,10	36,15	17,86
2	192,24	37,97	18,45
3	195,27	37,80	18,47
4	193,66	39,47	18,45
5	183,30	41,16	18,45
6	182,22	45,49	18,45
7	182,84	45,49	17,62
8	179,75	46,61	17,62
9	176,94	48,51	18,47
10	176,94	48,53	18,47
11	179,88	48,40	18,47
12	174,20	48,40	18,47
13	174,20	47,43	18,47
14	176,55	47,66	17,76
15	176,44	46,60	17,76
16	178,45	46,55	17,73
17	178,45	47,22	17,73
18	181,14	47,51	18,47
19	182,31	47,51	18,47
20	188,20	47,51	18,47
21	189,37	42,32	17,73
22	189,03	37,91	17,73
23	186,67	37,24	17,73



Рисунок 3 - Суточные графики электрических нагрузок РУ ОТЭЦ-1

3. Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов на ТЭЦ

3.1 Выбор числа трансформаторов

Количество силовых трансформаторов, устанавливаемых на станции, прежде всего, определяется главной структурной электрической схемой (числом генераторов, наличием распределительных устройств разного напряжения и связью между этими РУ). Требования, предъявляемые к схеме, относятся и к трансформаторам - надёжность, экономичность, удобство эксплуатации и гибкость.

На ТЭЦ количество трансформаторов связи РУ высокого напряжения с РУ СН и РУ НН должно выбираться как с учётом сохранения устойчивости параллельной работы электростанции в системе, так и с учётом обеспечения энергоснабжения потребителей в период максимума нагрузки при повреждении или отказе любого выключателя в схемах РУ.

Количество блочных трансформаторов при отсутствии генераторов на РУ НН (ГРУ) равно числу генераторов, установленных на ТЭЦ.

В дипломном проекте главная электрическая схема задана, следовательно, количество трансформаторов, установленных на ТЭЦ следующее:

1) блочные трансформаторы - n_б = 4 шт.;

2) трансформаторы связи - n_c = 4 шт.

3.2 Выбор типа и мощности трансформаторов

3.2.1 Выбор блочных трансформаторов

Блочный трансформатор работает в блоке с генератором, тем самым выдаёт электрическую мощность на повышенное напряжение. На ОТЭЦ-1 установлены следующие типы блочных трансформаторов:

№ 9, №10 - трёхобмоточные с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на ВН и переключением без возбуждения (ПБВ) на СН;

№11, №12 - двухобмоточные без регулирования напряжения.

У трёхобмоточных трансформаторов №9 и №10 соответственно обмотки 35кВ и 110 кВ не используются. Нулевая точка обмотки 110кВ (трансформатора №10) глухо заземлена. При блочной схеме соединения генератора с трансформатором последний, как было сказано выше, должен обеспечивать выдачу мощности генератора в сеть повышенного напряжения за вычетом мощности нагрузки, подключенной на ответвлении от генератора. На ОТЭЦ-1 ко всем блокам присоединена только нагрузка собственных нужд, следовательно, расчётную мощность каждого трансформатора можно рассчитать по формуле:

, (1)

гдеP_НОМ.Г, Q_НОМ.Г - соответственно номинальная активная и реактивная мощность генератора, МВт, Мвар;

P_С.Н., Q_С.Н.- соответственно активная и реактивная мощность, выдаваемая генератором на собственные нужды, МВт, Мвар;

Для P_С.Н. и Q_С.Н примем максимальное значение в течении суток.

Результаты расчётов сведём в таблицу №3.

Таблица 3 - Расчётная мощность блочных трансформаторов

№ тр-ра	Активная мощность	Реактивная мощность	Расчётная мощность
	PНОМ.Г., МВт	PС.Н., МВт	QНОМ.Г, Мвар	QС.Н, Мвар	Sр, МВА
9	75	11,60	56,25	7,80	79,79
10	75	11,63	56,25	7,81	79,76
11	75	12,84	56,25	8,63	78,30
12	60	12,14	45	8,16	60,39

На ТЭЦ расчётные нагрузки обычно имеют место в период максимального потребления тепла (зима). Поскольку в это время ТЭЦ переходит в базовый режим, и графики нагрузок блоков становятся ровными, то при выборе блочных трансформаторов перегрузочную способность не учитывают. К установке принимаем трансформаторы из условия:

S_ном S_р (2)

где S_p - расчётная мощность трансформатора, МВА; S_ном - номинальная мощность трансформатора, МВА.

Выбор производим по /3,146/, результаты заносим в таблицу №4.

Таблица 4 - Параметры блочных трансформаторов

№ тр-ра	9	10	11	12
Тип	ТДЦТН- 80000/110	ТДЦТН-80000/110	ТДЦ-80000/110	ТДЦ-80000/110
Номинальная мощность обмоток Sн, МВА	ВН СН НН	80 80 80	80 80 80	80 - 80	80 - 80
Номинальное напряжение обмоток UН , кВ	ВН СН НН	1159х1,77% 38,5 2х2,5% 11	1159х1,77% 38,5 2х2,5% 11	121 - 10,5	121 - 10,5
Номинальный ток обмоток IН, А	ВН СН НН	401,63 1199,7 4198,9	401,63 1199,7 4198,9	381,72 - 4398,86	381,72 - 4398,8
Напряжение к.з. на номинальных ступенях между обмотками UК, %	ВН-НН ВН-СН СН-НН	18,5 11 7	18,5 11 7	11 - -	11 - -
Потери к.з. PК , кВт	365	365	310	310
Ток холостого хода IХ, %	0,5	0,5	0,6	0,6
Потери холостого хода PХ , кВт	64	64	85	85
Вид переключения обмоток	ВН СН	РПН ПБВ	РПН ПБВ	-	-

3.2.2 Выбор трансформаторов связи

Трансформаторы связи обеспечивают электрическую связь между РУ различных напряжений. При наличии на ТЭЦ двух связанных между собой РУ повышенных напряжений (высшего и среднего) устанавливаются трёхобмоточные трансформаторы или автотрансформаторы. Это экономически оправдано в тех случаях, когда мощность, отдаваемая на среднем напряжении не менее 15% мощности, выдаваемой на высшем напряжении /4,178/. На электростанции установлены трёхобмоточные трансформаторы связи с РПН и ПБВ - №1, №2, №3, №5. Применение трансформаторов с РПН вызвано их реверсивной работой. Т.е. трансформаторы связи могут работать как повышающие в режиме выдачи мощности в энергосистему и как понижающие при передаче мощности из энергосистемы. Анализируя главную структурную электрическую схему и графики электрических нагрузок РУ, выбор мощности трансформаторов №1, №2, №3 произведём по загрузке обмоток высшего напряжения в аварийном режиме (при отключении генератора №10).

Таблица 5 - Суточная нагрузка обмоток трансформаторов в аварийном режиме

Время t, час	SСН	SНН	SВН	SВН / 3
	кВА
1	2	3	4	5
0	35,37	17,74	53,11	17,70
1	36,15	17,86	54,01	18,00
2	37,97	18,45	56,42	18,81
3	37,80	18,47	56,27	18,76
4	39,47	18,45	57,92	19,31
5	41,16	18,45	59,61	19,87
6	45,49	18,45	63,94	21,31
7	45,49	17,62	63,11	21,04
8	46,61	17,62	64,23	21,41
9	48,51	18,47	66,98	22,33
10	48,53	18,47	67,00	22,33
11	48,40	18,47	66,87	22,29
12	48,40	18,47	66,87	22,29
13	47,43	18,47	65,90	21,97
14	47,66	17,76	65,42	21,81
15	46,60	17,76	64,36	21,45
16	46,55	17,73	64,28	21,43
17	47,22	17,73	64,95	21,65
18	47,51	18,47	65,98	21,99
19	47,51	18,47	65,98	21,99
20	47,51	18,47	65,98	21,99
21	42,32	17,73	60,05	20,02
22	37,91	17,73	55,64	18,55
23	37,24	17,73	54,97	18,32

Для этого построим график электрических нагрузок для ВН, который будет представлять собой сумму электрических нагрузок СН и НН:

, (3)

где S - полная мощность, кВА;

i - ступень графика электрических нагрузок.

Рисунок 4 - Графики суточной нагрузки обмоток трансформаторов в аварийном режиме

По графику электрических нагрузок определим максимальную мощность: МВА. При числе трансформаторов n>1 мощность каждого из них выбирается по условию, указанному в /2,389/:

(4)

где S_МАКС - максимальная полная мощность; k_АВ - коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, по /2,91/ принимаем k_АВ = 1,4.

МВА

По каталогу /3,150/ выбираем трехобмоточные трансформаторы типа ТДТН - 16000/110. Учитывая перспективу дальнейшего развития ТЭЦ окончательно принимаем трансформаторы типа ТДТН - 25000/110. Трансформатор №5 служит для питания резервной секции шин (РСШ) и трансформатора РТСН2, следовательно выбор его мощности произведём по следующей формуле:

, (5)

где S_РТСН2 - мощность резервного трансформатора собственных нужд №2 , МВА; S_{МАКС,СШ} - максимальная мощность одной из секций ГРУ 10 кВ, МВА.

S_р = 10 + 7 = 17 МВА

Следовательно, к установке принимаем трансформатор типа ТД 25000/110.

Таблица 6 - Параметры трансформаторов связи

№ тр-ра	1	2	3	5
1	2	3	4	5
Тип	ТДТН - 25000/110	ТДТН - 25000/110	ТДТН - 25000/110	ТД - 25000/110
Номинальная мощность обмоток Sн, МВА	ВН СН НН	25 25 25	25 25 25	25 25 25	25 - 25
Номинальное напряжение обмоток UН , кВ	ВН СН НН	1159х1,8% 38,52х2,5% 11	1159х1,8% 38,52х2,5% 11	1159х1,8% 38,52х2,5% 11	121 - 10,5
Номинальный ток обмоток IН, А	ВН СН НН	125,5 374,9 1312,2	125,5 374,9 1312,2	125,5 374,9 1312,2	119,3 -1375
Напряжение к.з. на номинальных ступенях между обмотками UК, %	ВН-НН ВН-СН СН-НН	17,5 10,5 6,5	17,5 10,5 6,5	17,5 10,5 6,5	10,5 --
Потери к.з. PК , кВт	ВН-СН	140	140	140	115
Ток холостого хода IХ, %	0,7	0,7	0,7	0,65
Потери холостого хода PХ, кВт	28,5	28,5	28,5	25
Вид переключения обмоток	ВН СН	РПН ПБВ	РПН ПБВ	РПН ПБВ	-

4. Выбор главной схемы электрических соединений

Выполненные в натуре соединения между отдельными элементами электрооборудования, включая и само это оборудование, называют схемой электрических соединений электростанций. Различают главные схемы электрических соединений и схемы собственных нужд. Главная схема электрических соединений охватывает основное электрооборудование, а именно РУ, генераторы, повышающие трансформаторы, линии и коммутационную аппаратуру.

Главная электрическая схема в значительной мере определяет основные качества электрической части станции, а также в определённой степени и качества электростанции в целом: надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, удобство размещения электрооборудования, возможность дальнейшего расширения.

Главная схема электростанции является частью схемы энергосистемы. Электроэнергия, вырабатываемая генераторами, передаётся через трансформаторы и электрические соединения главной схемы и поступает в систему по воздушным и кабельным линиям. Проектированием схемы соединения ТЭЦ с энергосистемой занимается специальная проектная организация, в задачу которой входит проектирование целой энергосистемы.

В данном дипломном проекте главная схема электрических соединений ОТЭЦ-1 задана и показана на рисунке 1 в виде принципиальной блок-схемы.



Рисунок 5 - Принципиальная блок-схема ОТЭЦ-1

На электростанции применяются многочисленные вспомогательные электрические устройства и механизмы, служащие для управления, регулирования режима работы, сигнализации, релейной защиты и автоматики.

На ТЭС и АЭС выпрямленный ток применяется для управления автоматическими выключателями вводов 0,4 кВ РУ С. Н., удаленных от главного корпуса, для блокировки разъединителей, технологической сигнализации на блочных, групповых и резервных ЩУ. Выпрямленный оперативный ток позволяет применить более надежные схемы и аппаратуру постоянного тока и приводы с более простой кинематикой.

Все эти оперативные устройства и механизмы питаются энергией от специальных источников, которые называются источниками оперативного тока. Соответствующие электрические цепи, питающие названные устройства и механизмы, называют оперативными цепями, а схемы питания - схемами оперативного тока. Оперативные цепи и их источники должны быть надёжны, так как нарушение их работы может приводить к отказам и серьёзным авариям в электроустановках.

Различают независимые и зависимые источники оперативного тока. Работа первых не зависит, а работа вторых зависит от режима работы и состояния первичных цепей электроустановки. Независимыми источниками оперативного тока являются аккумуляторные батареи, дизель-генераторы и турбореактивные агрегаты. Зависимые источники - трансформаторы собственных нужд, измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Оперативные цепи работают на постоянном, переменном или выпрямленном токе. На рассматриваемой ТЭЦ применяется постоянный оперативный ток, получаемый от аккумуляторных батарей. Постоянный ток применяется вследствие того, что электромагнитные системы на постоянном токе более просты и надежны. Использование аккумуляторных батарей определяется стремлением иметь независимый источник при любых авариях и отказах в первичных цепях.

На станции применяются батареи из свинцово-кислотных аккумуляторов с поверхностными положительными и коробчатыми отрицательными пластинами типа СК (стационарный для коротких зарядов). Основными частями аккумулятора являются: электроды, электролит, сепараторы и сосуд.

Положительная поверхностная пластина ребристой формы изготавливается из чистого свинца, который в процессе формовки аккумулятора преобразовывается в перекись свинца P_bO₂ (коричневого цвета). Отрицательная коробчатая пластина изготовляется с активной массой из окислов свинца и свинцового порошка, которые при формовке превращаются в губчатый свинец (светло-серого цвета). Пластины с активной массой навешиваются на стенки сосуда. Сепараторы - это изоляционные перегородки между разноименными пластинами, препятствующие замыканию пластин, а также выпаданию активной массы. Электролитом является раствор серной кислоты в дистиллированной воде. Плотность электролита у исправного заряженного аккумулятора при 20?С равна 1,20 г/см?. Разряд аккумулятора происходит при замыкании внешней цепи на нагрузку, при этом на пластинах протекает химическая реакция:

P_bO2 + 2H2SO₄ + P_b > 2P_bSO4 + 2H2O

При заряде реакция читается слева направо.

Заряд аккумулятора производится от источника постоянного тока, ЭДС которого больше чем ЭДС аккумулятора. При этом направление движения ионов внутри аккумулятора изменяется на противоположное, реакция читается справа на лево.

На электростанции аккумуляторные батареи (АКБ) работают в режиме постоянного подзаряда. В схеме АКБ предусмотрено зарядно-подзарядное устройство, а также устройство для регулирования числа аккумуляторов, присоединённых к шинам постоянного тока, которое называется элементным коммутатором.

Для повышения надёжности сети оперативного тока потребители различного назначения имеют самостоятельную электросеть оперативного тока: цепи управления, защиты и автоматики, сигнализации, электромагнитов приводов. Каждая сеть питается отдельными кабельными линиями от шин АКБ.

На рисунке 12 показана схема питания выпрямленным оперативным током шин управления и сигнализации. Если выпрямленный ток необходим для управления электромагнитными приводами, то применяется схема, аналогичная схеме на рисунке 6, но вместо блоков питания устанавливаются силовые выпрямители, в качестве которых применяются полупроводниковые выпрямители, соединенные по трехфазной мостовой схеме.



1 - стабилизаторы напряжения; 2 - блоки питания; 3 - контроль изоляции.

Рисунок 12 - Схема питания выпрямленным оперативным током

Комбинированное питание оперативных цепей от блоков питания, зарядных устройств и выпрямителей обеспечивает высокую надежность работы схем релейной защиты, автоматики, управления, сигнализации и блокировки.

На рисунке 13 показана схема централизованного питания оперативных цепей с применением перечисленных выше источников выпрямленного напряжения.

Рисунок 13 - Схема централизованного питания оперативных цепей релейной защиты и сигнализации (1), цепей питания электромагнитов отключения (2) и включения (3)

Цепи релейной защиты и сигнализации 1 получают питание от двух блоков БПТ, присоединенных к трансформаторам тока на питающих линиях, и одного блока БПН, присоединенного к трансформатору напряжения сборных шин. Дублирование блоков питания обеспечивает работу релейной защиты при любых повреждениях.

Цепи питания электромагнитов отключения 2 присоединяются к зарядному устройству CG. Цепи электромагнитов включения 3, потребляющие значительный ток при включении, присоединяются к силовому выпрямителю VS, который питается от трансформатора с. н., так как мощность трансформатора напряжения недостаточна для электромагнитов включения. Надежность питания цепей 2 и 3 обеспечивается установкой двух зарядных и выпрямительных устройств, присоединяемых к разным трансформаторам напряжения и собственных нужд.

5. Компоновка и конструкция ОРУ

Открытое распределительное устройство 110 кВ выполнено по схеме не секционированных двух рабочих систем шин. Ошиновка ОРУ выполняется гибким сталеалюминевым проводом. Провода сборных шин подвешены во втором ярусе на Т-образных железобетонных порталах высотой 7,5 м. Расстояние между фазами для проводов, расположенных на шинных порталах 3 метра. Соединения пролётов выполнены апрессовкой одним сталеалюминевым проводом. Спуски к ячейкам выполнены пайкой. Крепление шин осуществляется с помощью подвесных изоляторов типа 8НС-2.

Две рабочие системы шин примыкают друг к другу, расстояние между порталами этих шин 5,5 метра. Обходная система шин отнесена за линейные порталы. Расстояние между осью линейного портала и средней фазой обходной системы шин равняется 8 метрам. Выводы к трансформаторам пересекают две рабочие системы шин.

На ОРУ-110 кВ установлены трехфазные многообъёмные выключатели с гасительными камерами поперечного масляного дутья. Все три фазы выключателя соединены валом, передающим движение подвижным контактам от общего электромагнитного привода, укрепленного на баке крайней фазы.

На линейных вводах выполнена установка устройства для высокочастотной связи и защиты - дросселя частоты, включаемого последовательно в линию и конденсатора присоединенного параллельно к линии.

Выключатели и приводы снабжены устройствами для подогрева зимой, которые запитаны от установленного на ОРУ - ТСРа ору /400 кВА/.

Выключатели ВЭК-110-40 устанавливаются в один ряд. Перед выключателями имеется автодорога для проезда ремонтных механизмов, провоза электрооборудования и т.п. Ширина дороги 4 метра. Расстояние от оси дороги до оси линейного портала 9 метров.

Шинные и линейные разъединители РНДЗ установлены на железобетонных основаниях ниже сборных шин. Особенностью конструкции РУ заключается в своеобразном расположении полюсов шинных разъединителей. Полюсы разъединителей первой системы шин установлены перпендикулярно направлению сборных шин. Полюсы разъединителей второй системы сборных шин установлены ступенчато и параллельно направлению сборных шин, т.е. каждый полюс расположен под проводами соответствующей фазы. Такое расположение (килевое) позволяет выполнить соединение шинных разъединителей (развилку) непосредственно под сборными шинами и на этом же уровне присоединить выключатель.

Провода, соединяющие разъединители первой и второй систем шин проложены на высоте первого яруса, равной 4 метрам, и укреплены на соответствующих полюсах разъединителей и дополнительных опорных изоляторах.

Провода к силовым трансформаторам и линиям подвешены в третьем ярусе на железобетонных опорах высотой 11 метров, снабжённых оттяжками.

На ОРУ-110 кВ предусмотрена система шин для плавки гололеда по ВЛ-110 кВ Орская-2, 3 и Гай. Установлены разъединители РЛНД-110 кВ, ошиновка системы шин плавки выполнена в классе изоляции 10 кВ.

В открытых распределительных устройствах токоведущие части и аппараты нормально не ограждают. К их ограничению прибегают только в тех случаях, когда расстояние от токоведущих частей до уровня планировки территории меньше минимально допустимого или когда аппарат установлен на небольшой высоте от уровня земли.

При расстояниях от токоведущих частей меньше минимально допустимого предусматривают постоянное ограждение, сплошное или сетчатое, высотой не меньше 1000 мм.

Кроме ограждения отдельных аппаратов предусматривают также ограждение всей территории ОРУ забором из несгораемых материалов. Высоту ограждения принимают равной около 2,5 м. Расстояние от ограждения до токоведущих частей принимают не менее 3000 мм.

Конструкция ОРУ должна обеспечивать применение автокранов, телескопических вышек и других устройств для механизации ремонтных и эксплуатационных работ, подъезд передвижных лабораторий к силовым трансформаторам, выключателям, трансформаторам тока и разрядникам. Также должен быть обеспечен свободный проезд пожарных автомашин.

Для смены масла в выключателях, а также доливки его в трансформаторы на подстанциях предусматривают установку двух баков. Под силовыми трансформаторами предусматривают бетонированные маслоприемники, заполненные гравием.

ОРУ-110 кВ имеет пять молниеотводов для защиты эл.оборудования от прямых ударов молнии.

На мачтах молниеотводов установлены прожектора и светильник ДКСТ-2000 для искусственного освещения ОРУ-110 кВ.

Открытое распределительное устройство 35 кВ выполнено по схеме не секционированных двух рабочих систем шин.

На ОРУ-35 кВ установлены трехфазные многообъемные выключатели с гасительными камерами поперечного масляного дутья. Все три фазы выключателя соединены валом, передающим движение подвижным контактом от общего электромагнитного привода, укрепленного на опорной конструкции выключателя. На т/г-9 установлен вакуумный выключатель с электромагнитным приводом и выносными трансформаторами тока (12 ШТ.), установленными на одной раме с выключателем по обе стороны. Выключатели и приводы снабжены устройствами для подогрева в зимнее время.

Оборудование ОРУ-35 кВ защищено от прямых ударов молнии тремя молниеотводами. На мачтах молниеотводов установлены прожекторы для искусственного освещения территории ОРУ-35 кВ.

6. Релейная защита и автоматика

Произведём расчёт и выбор защитной аппаратуры для блока №11. В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) на блоках турбогенератор - трансформатор предусмотрен ряд основных и резервных устройств релейных защит от различного вида повреждений и ненормальных режимов работы.

Основные защиты турбогенератора:

а) от многофазных коротких замыканий в обмотке статора и на выводах турбогенератора - продольная дифференциальная токовая защита, действует без выдержки времени и производит полную остановку блока и действует на УРОВ (устройство резервирования отказа выключателя);

б) от замыканий на землю в обмотке статора - защита напряжения первой и третьей гармоники без зоны нечувствительности, действует без выдержки времени и производит остановку блока, действует на УРОВ;

в) поперечная дифференциальная токовая защита генератора выполняется с помощью одного реле тока, присоединенного к трансформатору тока, установленного в соединении между нейтралями параллельных ветвей. Защита действует без выдержки времени на отключение, аналогично дифференциальной продольной защите генератора. Это защита от КЗ между витками одной фазы обмотки статора генератора.

Резервные защиты турбогенератора:

а) от внешних симметричных коротких замыканий в обмотке статора - одноступенчатая дистанционная защита с независимой выдержкой времени, имеет две ступени выдержки времени. Первая ступень обеспечивает дальнее резервирование выключателя ВН. Вторая ступень обеспечивает ближнее резервирование и действует на остановку турбины;

б) от внешних несимметричных КЗ и несимметричных перегрузок в обмотках статора - токовая защита обратной последовательности с интегрально-зависимой выдержкой времени. Интегральный орган действует без дополнительной выдержки времени на отключение выключателя ВН, с дополнительной выдержкой времени на остановку турбины. Орган-отсечка I имеет две ступени выдержки времени. Сигнальный орган действует на сигнал через выносное реле времени с выдержкой времени. Орган-отсечка II обеспечивает резервирование основных защит генератора, имеет одну ступень выдержки времени и действует на остановку турбины;

в) от симметричных перегрузок в обмотке статора - максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени, действует на сигнал;

от асинхронного режима при потере возбуждения - одноступенчатая дистанционная защита с независимой выдержкой времени, действует на сигнал;

г) от перегрузок током возбуждения в роторе - токовая защита с двумя ступенями интегрально зависимой выдержки времени. Защита предназначена для действия при перегрузках в аварийных режимах, а также при неисправностях в системе возбуждения генератора, вызывающих длительное протекание по обмотке ротора тока недопустимой величины. Защита действует на отключение трансформатора собственных нужд и гашение поля генератора и возбудителя;

д) от асинхронного режима при потере возбуждения - одноступенчатая дистанционная защита с независимой выдержкой времени, действует на сигнал;

е) от повышения напряжения на выводах турбогенератора и трансформатора - максимальная защита напряжения с независимой выдержкой времени. Защита предназначена для предотвращения недопустимого повышения напряжения в режиме холостого хода или сброса нагрузки.

Основные защиты трансформатора:

а) от всех видов КЗ в обмотке и на выводах трансформатора, включая витковые замыкания в обмотках - продольная дифференциальная токовая защита с циркулирующими токами, действует без выдержки времени на полную остановку блока;

б) от замыканий внутри бака маслонаполненного трансформатора, сопровождающихся выделением газа - газовая защита, с двумя ступенями действия, без выдержки времени, на полный останов блока и пожаротушение.

Резервные защиты трансформатора:

а) от внешних коротких замыканий на землю в сети с заземленной нейтралью - токовая защита нулевой последовательности с независимой выдержкой времени. Имеются две ступени выдержки. Первая ступень - ускорения, действует на полный останов блока; вторая ступень - на отключение секционного выключателя. Второй комплект защиты также состоит из двух ступеней. Первая ступень действует на отключение выключателя высшего напряжения, вторая ступень - на остановку турбины.

6. 1 Расчет установок защит

Продольная дифференциальная токовая защита генератора

Защита выполняется трехфазной, трехрелейной с реле типа ДЗТ-11/5, имеющим рабочую обмотку W_раб = 144 витка. Для защиты используются трансформаторы тока, установленные в нуле генератора и на выводах 10 кВ до главного разъединителя. В зону действия входят: обмотка генератора, трансформаторов напряжения и ошиновка 10 кВ до главного разъединителя.

Максимальное значение первичного тока небаланса , А в установившемся режиме протекания через трансформаторы тока внешнего максимального тока , А:

, (63)

где - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

- полная погрешность трансформаторов тока;

определяется максимальным током внешнего КЗ:

А

А

Рабочая магнитодвижущая сила (МДС) , А·витков определяется при протекании по рабочей обмотке тока небаланса:

, (64)

где - коэффициент отстройки;

- коэффициент трансформации трансформатора тока со стороны линейных выводов генератора;

- число используемых витков рабочей обмотки.

Тормозная МДС , А·витков определяется по формуле аппроксимации:

(65)

Вторичное значение тока тормозной обмотки , А:

А

Число витков тормозной обмотки :

(66)

Целое число витков тормозной обмотки:

Чувствительность рассматриваемой защиты не проверяется, так как она обеспечивается с большим запасом.

Защита напряжения и третьей гармоники без зоны нечувствительности ЗЗГ-1

Защита подключена к трансформатору напряжения со стороны линейного вывода и от трансформатора напряжения со стороны выводов нейтрали. Защита содержит два органа: максимальное реле напряжения первой гармоники и реле напряжения третьей гармоники, именуемое реле торможения.

В условиях проектирования определение параметров не производится, так как они не влияют на выбор аппаратуры. Защита действует с независимой выдержкой времени около 0,5 секунд.

Одноступенчатая дистанционная защита с независимой выдержкой времени

Для защиты используется одно из трех реле сопротивления, блок реле типа КРС-2. Реле включается на разность фазных токов от трансформаторов тока, установленных на стороне нулевых выводов, и на межфазное напряжение от трансформатора напряжения, установленного на выводах генератора.

При использовании круговой характеристики сопротивления срабатывания защиты , Ом при угле максимальной чувствительности определяется по выражению:

, (67)

где - коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата реле;

- угол максимальной чувствительности ( - в соответствии с ).

Сопротивление нагрузки определяется по формуле:

, (68)

где - минимальное значение первичного межфазного напряжения в месте установки защиты, кВ;

- максимальное значение первичного тока генератора, А.

кВ

А

Ом

о.е.

о.е.

о.е.

Токовая защита обратной последовательности с интегрально-зависимой характеристикой

Защита осуществляется с одним фильтр-реле тока обратной последовательности типа РТФ-6М, которое содержит следующие элементы:

а) пусковой орган без выдержки времени, обеспечивающий пуск и возврат интегрального органа;

б) интегральный орган с интегрально-зависимой выдержкой времени.

Защита с РТФ-6М выполняется с двумя ступенями выдержки времени. Отключение выключателя высшего напряжения производится первой ступенью.

в) орган "отсечка I ", срабатывающий без выдержки времени;

г) орган "отсечка II ", срабатывающий без выдержки времени;

д) сигнальный орган, срабатывающий без выдержки времени.

Первичный ток срабатывания пускового органа выбирается по условию обеспечения надежного пуска интегрального органа при максимальной выдержке последнего, равной 600 секунд, что примерно соответствует

Расчет параметров срабатывания интегрального органа сводится к определению уставки А и выбору исполнения реле РТФ-6М.

А - постоянная величина, устанавливаемая заводом-изготовителем и равная допустимой длительности тока обратной последовательности в статоре, равного номинальному току статора. Для турбогенераторов до 1000 МВт значение А = 5?10 секунд укладывается в диапазон первого исполнения реле РТФ-6М.

Первичный ток срабатывания органа "отсечка I" выбирается из условий согласования с защитами, установленными в сети. Первичный ток срабатывания органа "отсечка II" по условиям деления принимается равным:

А

Первичный ток срабатывания органа "отсечка II" из условий достаточной чувствительности при двухфазном коротком замыкании на выводах генератора в сверхпереходном режиме и определяется по выражению:

, (69)

где - ток обратной последовательности при двухфазном коротком замыкании на выводах генератора, А;

- коэффициент чувствительности.

А

Выдержка времени органа "отсечка II" выбирается по условию согласования с основными защитами генератора.

Первичный ток срабатывания сигнального органа принимается равным:

 А

Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени

Защита осуществляется токовым реле с высоким коэффициентом возврата типа РТВК и реле времени и действует на сигнал.

Ток срабатывания защиты , А:

, (70)

где - коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата реле РТВК.

А

Выдержка времени согласуется с защитами, действующими на отключение. Токовая защита с двумя ступенями интегрально-зависимой выдержки времени

Защита осуществляется с помощью блока-реле РЗР-1М.

Блок-реле содержит следующие элементы:

1) входное преобразовательное устройство;

2) сигнальный орган, срабатывающий без выдержки времени;

3) пусковой орган, срабатывающий без выдержки времени;

4) интегральный орган, действующий с двумя ступенями выдержки времени в зависимости от накопления тепла в обмотке возбуждения при перегрузке и охлаждения после перегрузки.

Во входном преобразующем устройстве настройка осуществляется так, чтобы:

, (71)

где - вторичный номинальный ток ротора, А.

=, (72)

где - первичный номинальный ток ротора, А;

- коэффициент трансформации;

- номинальный ток устройства РЗР, равный 2,5 А.

Сигнальный орган. Диапазон регулировки уставки 1,0 - 1,2 номинального тока возбуждения. Рекомендуемая уставка 1,05. Выдержка времени 10 с.

Пусковой орган. Диапазон регулировки уставки 1,05 - 1,25 от номинального тока возбуждения. Рекомендуемая уставка 1,1.

Интегральный орган. Изменение уставок интегрального органа не производится.

Максимальная защита напряжения с независимой выдержкой времени

В качестве пускового органа используется реле напряжения РН-58/200 с коэффициентом возврата . Для блокировки защиты используется реле тока типа РТ-40/Р. Реле напряжения включается на межфазное напряжение трансформатора напряжения на выводах генератора.

Напряжение срабатывания пускового органа принимается:

кВ

Первичный ток срабатывания блокирующего реле:

 А

Выдержка времени с.

Поперечная дифференциальная защита генератора

Для мощных генераторов, каждая из фаз которых выполнена в виде двух и более параллельных ветвей, выведенных наружу устанавливается поперечная дифференциальная защита для защиты обмотки статора генератора от витковых замыканий. На генераторе №11 имеется две параллельные ветви.

Для защиты от витковых замыканий в обмотке статора с двумя параллельными ветвями применяют односистемную поперечную дифференциальную защиту, реагирующую на разность суммарных токов трех фаз в указанных параллельных ветвях.

Эта защита реагирует на замыкания между ветвями одной фазы, между ветвями разных фаз и между витками одной ветви. Защита выполняется на токовом реле типа РТ-40 с фильтром высших гармоник.

Ток срабатывания защиты при проектировании, принимается:

А

Ток срабатывания на входе реле , А:

, (73)

где - коэффициент трансформации трансформатора тока принимается равным 800/5.

 А

Защита от потери возбуждения

Защита, реагирующая на сопротивление на выводах генератора, выполняется с помощью реле сопротивления с круговой характеристикой.

Для предотвращения срабатываний реле при нарушениях синхронизма его круговая характеристика смещается. Это смещение принимается равным:

с тем, чтобы обеспечить срабатывание реле при асинхронном режиме турбогенератора с полной нагрузкой и замкнутой накоротко обмоткой ротора.

Диаметр окружности характеристики принимается равным:

Угол максимальной чувствительности - .

Для отстройки от срабатываний при нарушении динамической устойчивости и асинхронном ходе в системе защита выполняется с выдержкой времени 1 - 2 с.

Для защиты от потери возбуждения используется второе реле сопротивления комплекта КСР-2 (на первом выполняется дистанционная защита от симметричных КЗ). Оно включается на разность токов и напряжение .

Для предотвращения излишних срабатываний при внешних несимметричных КЗ в ее выходной цепи предусматривается блокировка от сигнального органа ступенчатой токовой защиты обратной последовательности.

Продольная дифференциальная защита трансформатора

Защита ДЗТ-21 предусматривается на трансформаторах блоков в качестве основной защиты от всех видов КЗ. Обладает высокой чувствительностью благодаря применению для отстройки от токов включения сочетания время-импульсного принципа и торможения током второй гармоники.

Первичные номинальные токи , А обмоток трансформаторов тока:

(74)

А

А

Коэффициенты трансформации: ,

Вторичные токи в плечах защиты , А:

(75)

А

А

Так как 4,85 > 4,39, то сторона ВН будет основной для защиты.

Первичный ток небаланса от неточности установки числа витков:

, (76)

где К_одн - коэффициент однотипности трансформаторов тока (К_одн = 1);

К_оп - коэффициент переходного режима, принимаем 1;

f_i = 0,1 - коэффициент погрешности трансформаторов тока;

U_рпн = 9 % - диапазон регулирования напряжения на силовом трансформаторе;

I_k2I - ток при внешнем КЗ, приведённый к основной стороне, А.

(77)

А

А

Выбираем ток срабатывания I_СЗI, А по условию отстройки от броска тока намагничивания:

I_СЗI = K_отс·I_I1, (78)

где К_отс = 1,5 - коэффициент отстройки;

I_СЗI = 1,5·419,89 = 629,83 А

Определим число витков обмотки ДЗТ для выравнивания МДС:

а) ток срабатывания реле I_срI, А на стороне высокого напряжения:

 (79)

А

б) расчётное число витков уравнительной обмотки на стороне высокого напряжения:

, (80)

где F_с.р = 100 А·витков - магнитодвижущая сила ДЗТ.

, принимаем ближайшее целое w_I = 14 витков.

в) ток срабатывания защиты , А на стороне НН:

(81)

А

г) расчётное число витков уравнительной обмотки НН w_II:

(82)

Принимаем ближайшее большее w_II = 16 витков.

д) определим составляющую , А:

 (83)

А

е) полный ток небаланса , А:

(84)

А

Число витков тормозной обмотки :

, (85)

где tg = 0,8 - для ДЗТ-21.

витков, принимаем 6 витков.

Коэффициент чувствительности К_ч дифференциальной защиты при КЗ за трансформатором:

, (86)

где I_р.мин - минимальное значение тока в реле при двухфазном КЗ на выводах НН, А.

I_с.р. - ток срабатывания реле, А.

I_р.мин = (1,5·I_K2I) / n_I (87)

I_р.мин = 1,5·3411,54/150 = 34,11 А

I_с.р = F_с.р. /w_I = 100/14 = 7,1 А

> 2 , чувствительность достаточна.

Ток срабатывания защиты на основной стороне , А:

(88)

А

Газовая защита

Газовая защита основана на явлении газообразования в баке повреждённого трансформатора. Образование газа является следствием разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги или недопустимого нагрева. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем.

Наиболее совершенным является реле типа РГ43-66 с чашкообразными элементами. Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами вокруг осей. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в конце реле, чашки удерживаются пружинами. Система отрегулирована так, что масса чашек с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла в контуре реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускаются верхние чашки и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразованием на пути потока масла стоит лопасть, которая соединена с нижней чашкой, лопасть, поворачиваясь, замыкает контакт в цепи отключения трансформатора. Время срабатывания составляет t_с.р. = 0,05 ? 0,5с.

В реле предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элемента по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,2 м/с. При этом время срабатывания составляет: t_ср = 0,05…0,5 с.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения.

Токовая защита нулевой последовательности с независимой выдержкой времени

Защита выполняется двухступенчатой с двумя комплексами токовых защит с разными значениями тока срабатывания. Каждый комплект выполняется с одним реле тока, присоединенными к трансформатору тока в цепи заземления трансформатора, и реле времени с двумя выдержками времени.

Первичный ток срабатывания комплекта I выбирается по меньшему из двух условий:

, (89)

где - коэффициент отстройки.

(90)

, (91)

где - минимальный первичный ток срабатывания защиты линий;

- коэффициент токораспределения.

Выдержка времени для действия по цепи ускорения сек.

Выдержка времени на деление принимается большей из рассчитанных по двум условиям:

(92)

(93)

Выдержка времени первой ступени комплекта II:

(94)

Выдержка времени второй ступени комплекта II:

(95)

Коэффициент чувствительности равен .

Выбор устройств автоматики на подстанции

Системы электроснабжения - это сложный производственный комплекс, все элементы которого участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера - коротких замыканий в электрических установках. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при широкой их автоматизации. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, состоящий из устройств автоматического управления и устройств автоматического регулирования.

В системах электроснабжения основными устройствами автоматического управления являются устройства АЧР, АВР, АПВ, а автоматического регулирования - устройства АРН и АРВ.

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Устройства АЧР устанавливаются на подстанциях и РП предприятия для отключения части электроприемников при возникновении в питающей энергосистеме дефицита активной мощности, сопровождающегося снижением частоты, в целях сохранения генерирующих источников и возможно быстрой ликвидации аварии. Воздействующей величиной устройства АЧР является напряжение, частоту которого контролирует измерительный орган - реле частоты.

Автоматическое включение резервного питания (АВР). Устройства АВР устанавливают на подстанциях и РП, для которых предусмотрены два источника питания, работающие раздельно в нормальном режиме. Назначением устройства АВР является осуществление возможно быстрого автоматического переключения на резервное питание потребителей, обесточенных в результате повреждения или самопроизвольного отключения рабочего источника электроснабжения, что обеспечивает минимальные нарушения и потери в технологическом процессе.

Автоматическое повторное включение линий (АПВ). Сущность АПВ состоит в том, что элемент системы электроснабжения, отключившийся при срабатывании релейной защиты, через определенное время (0,5 - 1,5 с) снова включается под напряжение, и если причина, вызвавшая отключение элемента, исчезла, то он остается в работе.

При этом в отличие от релейной защиты, для которой воздействующая величина имеет обычно характер непрерывного сигнала, на вход УАВР и УАПВ подаются дискретные сигналы, несущие информацию о положении контролируемого выключателя. Поэтому в устройствах АВР и АПВ отсутствуют измерительные органы. Положение выключателя фиксируется вспомогательными контактами, замкнутыми при одном положении выключателя и разомкнутыми при другом. В первом случае их сопротивление близко к нулю, а во втором - очень велико. Это сопротивление и является входным дискретным сигналом устройств АВР и АПВ.

6.3 Расчет уставок АПВ и АВР

Устройство АПВ

Большинство повреждений воздушных линий электропередачи возникает в результате схлестывания проводов при сильном ветре и гололеде, нарушения изоляции во время грозы, падения деревьев, набросов, замыкания проводов движущимися механизмами и т.п. Эти повреждения неустойчивы и при быстром отключении поврежденной линии самоустраняются. В этом случае при повторном включении линии она остается в работе и электроснабжение потребителей не прекращается. Повторное включение осуществляется автоматическим устройством повторного включения (УАПВ). При устойчивых повреждениях защита снова отключает линию после действия УАПВ, то есть происходит неуспешное АПВ.

Все устройства АПВ должны удовлетворять следующим основным требованиям:

1) Они должны находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при всех случаях аварийного отключения выключателя, кроме случаев отключения выключателя релейной защитой после включения его дежурным персоналом; не должны приходить в действие при оперативных отключениях выключателя дежурным персоналом, что обеспечивается пуском устройства АПВ от несоответствия положений выключателя и его ключа управления, которое возникает всегда при любом автоматическом отключении выключателя. Схемы АПВ должны допускать возможность автоматического вывода их из действия при срабатывании тех или иных защит.

2) Устройства АПВ должны иметь минимально возможное время срабатывания t_АПВ1 для того, чтобы сократить продолжительность перерыва питания потребителей.

t_АПВ1 t_г.п. + t_д.с. + t_г.в, (96)

где t_г.п. - время, необходимое для восстановления готовности привода к работы на включение (t_г.п. 0,1…0,3 с);

t_д.с. - время, необходимое для деионизации среды в точке повреждения (для установок до 220 кВ t_д.с. 0,2 с);

t_г.в - время готовности выключателя, необходимое для восстановления отключающей способности выключения выключателя после отключения им тока К.З.

Для однократного АПВ время t_г.в всегда меньше суммы времени t_г.п и времени включения выключателя t_вв. Поэтому определяющим обычно является условие t_АПВ1 t_г.п.. При этом с учетом времени запаса t_зап = 0,4…0,5 с время срабатывания УАПВ для линий с односторонним питанием определяется как