Модернизация комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий электрической сети подстанции

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

2,19 Мб
Опубликовано:

2016-01-10

Все дипломные работы по физике

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Модернизация комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий электрической сети подстанции

Содержание

Введение

1. Анализ существующей схемы ГПП и установленного оборудования

1.1 Место и назначение подстанции в городской энергосистеме

1.2 Основные характеристики подстанции

1.3 Защиты установленные на подстанции

1.4 Необходимость рассмотрения вопросов реконструкции ГПП

2. Выбор силовых трансформаторов на подстанции

3. Выбор схем главных соединений реконструируемой подстанции

4. Выбор источников оперативного тока

5. Расчет токов КЗ

6. Выбор коммутационной аппаратуры

6.1 Распределительное устройство высшего напряжения

6.2 Выбор выключателей и разъединителей в РУ НН

7. Релейная защита и автоматика всех объектов

7.1 Выбор режима работы нейтрали

7.3 Секционный выключатель 6 кВ

7.4 Вводной выключатель 6 кВ

7.5 Шины 6 кВ

7.6 Трансформатор 35/6 кВ

7.7 Трансформатор 6/0,4

7.8 Защита вводного выключателя ЦРУ 6 кВ

7.9 Защита шин ЦРУ 6 кВ

7.10 Воздушная ЛЭП 35 кВ

8. Выбор фирмы изготовителя и типоисполнения терминалов

8.1Достоинства микропроцессорных комплексов

8.1.1 Микропроцессорные комплексы РЗиА ИЦ "Бреслер"

8.1.2 Микропроцессорные комплексы РЗиА НТЦ "Механотроника"

8.1.3 Микропроцессорные комплексы РЗиА НПП "Экра"

8.1.4 Микропроцессорные комплексы РЗиА НПП "ЧЭАЗ"

8.2 Выбор типоисполнения терминалов

8.2.1 Защита КЛ - 6 кВ

8.2.2 Секционный выключатель 6 кВ

8.2.3 Вводной выключатель 6 кВ

8.2.4 Шины 6 кВ

8.2.5 Трансформатор напряжения 6 кВ

8.2.6 Защита трансформаторов 6/0,4 кВ

8.2.7 Защита трансформатора 35/6 кВ

8.2.8 Защита ЛЭП 35 кВ на питающей подстанции

8.3 Расчет уставок защит

8.3.1 Кабельная линия 6 кВ

8.3.2 Секционный выключатель 6 кВ

8.3.3 Трансформатор 6 кВ

8.3.4 Трансформатор 35 кВ

8.3.5 Линия 35 кВ

9. Выбор трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, измерительных приборов, приборов контроля и учета электроэнергии

9.1 Поверка ТТ кабельной линии 6 кВ

9.2 Выбор трансформаторов напряжения

9.3 Система АСУ ТП

Основные функции:

Дополнительные опции системы:

Основные преимущества системы:

9.4 Выбор приборов контроля и учета электроэнергии

10. Экономическая часть

11. Охрана труда на подстанции

11.1 Компоновка ОРУ 35 кВ и КРУ 6 кВ

11.2 Электробезопасность на ОРУ и ЗРУ

11.2.1 Защита от однофазных замыканий на землю в сети 6 кВ

11.2.2 Рабочая изоляция

11.2.3 Контроль изоляции в сети 6 кВ

11.2.4 Защитное зануление

11.2.5 Средства индивидуальной защиты

11.3 Противопожарные мероприятия

11.3.1 Трансформаторы

11.3.2 Помещение ОПУ

11.3.3 Кабели

11.3.4 Пожарная безопасность ЛЭП

11.3.5 Расчет заземляющего устройства

11.4 Молниезащита ОРУ

11.5 Освещение на ОРУ

11.6 Электромагнитная совместимость

Заключение

Список используемой литературы

Введение

В последнее время одной из важных проблем в отечественной энергетике является замена устаревшего парка оборудования на электростанциях и подстанциях электроэнергетических систем (ЭЭС). Так, эксплуатация морально устаревших комплексов релейной защиты может привести к ложным срабатываниям защит или даже их отказу, что в свою очередь приведёт к развитию опасных аварийных ситуаций и снижению надёжности функционирования ЭЭС в целом. Всё это предопределяет актуальность темы на сегодняшний день по замене, реконструкции и модернизации комплексов релейной защиты с целью повышения надёжности функционирования и возможности передачи информации с низкого на более высокий уровень иерархии автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП), а также возможность автоматического и дистанционного управления отдельными подстанциями.

В данном дипломном проекте предполагается исследовать схему электрической сети подстанции "ГПП 35/6 кВ" и проработать основные вопросы модернизации комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий.

На первом этапе проекта необходимо привести общие сведения об объекте проектирования, которые включают в себя описание главной схемы электрических силовых цепей, а также назначение подстанции в районной энергосистеме.

Далее по данным нагрузок присоединений подстанции следует произвести выбор силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Кроме этого необходимо рассчитать все виды токов короткого замыкания (КЗ) и на основании результатов расчёта произвести проверку выбранного оборудования, настройку релейной защиты подстанции.

Основным вопросом дипломного проекта является модернизация комплекса релейной защиты подстанции, для чего необходимо произвести подробные расчёты параметров срабатывания выбранных более современных защит трансформаторов и отходящих линий электропередачи на полупроводниковой и микропроцессорной элементной базе.

В разделе безопасность жизнедеятельности рекомендуется рассмотреть основные способы и мероприятия по защите электротехнического персонала от поражения электрическим током.

В экономическом разделе дипломного проекта лучше всего представить локальную смету на приобретение и монтаж силового оборудования, а также произвести расчёт стоимости выбранной аппаратуры релейной защиты.

1. Анализ существующей схемы ГПП и установленного оборудования

1.1 Место и назначение подстанции в городской энергосистеме

Подстанция "ГПП" 35/6 кВ является тупиковой подстанцией и служит для электроснабжения населения города Сим, а также для электроснабжения промышленного предприятия "ОАО Агрегат".

1.2 Основные характеристики подстанции

Подстанция "ГПП" 35/6 кВ питается от двухцепной воздушной линий 35 кВ, отходящей от тяговой подстанции со станции "Симская". Со стороны высокого напряжения установлены выключатели типа ВМД-35. С шин ОРУ 35 кВ через указанные выключатели питание поступает на два трансформатора типа ТДНС - 16000/35/6 −У-1. Для защиты трансформатора от грозовых перенапряжений на стороне 35 кВ на каждой секции установлены разрядники типа РВС-35, а на стороне 6 кВ на шинном мосту установлены разрядники РВП-6. С обмоток низкого напряжения трансформаторов питание поступает на ЗРУ 6 кВ, которое состоит из четырёх систем шин попарно связанных между собой. Все потребители подстанции запитываются по кабельным линиям с ЗРУ 6 кВ. Кроме того, на каждой секции по ячейки с трансформатором собственных нужд (ТСН) типа ТМ 630 6/0,23, которые защищены предохранителями ПКТ-10.

На ГПП имеется постоянный дежурный персонал, который следит за состоянием оборудования, положением коммутационной аппаратуры и показаниями приборов. На территории подстанции расположено два здания для размещения устройств релейной защиты и автоматики, а также источника оперативного тока, в качестве которого выступают аккумуляторные батареи.

1.3 Защиты установленные на подстанции

1) Защиты трансформаторов Т - 1 (Т-2):

Дифференциальная защита - является основной защитой трансформатора от всех видов короткого замыкания в трансформаторе, на вводах 35 и 6 кВ на ошиновке 6 кВ. Защита действует без выдержки времени на отключение ВМД - 35кВ вводов трансформаторов.

МТЗ на стороне 35 кВ - является резервной защитой трансформатора от междуфазных коротких замыканий. Защита действует на отключение ВМД-35 кВ вводов трансформатора с выдержкой времени.

МТЗ на стороне 6 кВ - защита действует на отключение ВМП-10 вводов трансформатора с выдержкой времени.

Газовая защита - служит для защиты трансформатора от внутренних повреждений. Защита действует на отключение вводов трансформатора 35 и 6 кВ. Предусмотрено срабатывание газовой защиты на "сигнал" и на "отключение".

) Защита отходящих фидеров:

МТЗ - отходящих фидеров 6 кВ выполнена на токовых реле. Защита действует на отключение ВМП-10 отходящего фидера.

ТО - защита позволяющая обеспечить быстрое отключение короткого замыкания на отходящем фидере. Защита действует без выдержки времени.

Так же на подстанции существует аварийная и предупредительная сигнализация.

) Предупредительная сигнализация срабатывает при:

отключении автоматов в ячейках;

появлении "земли" на шинах 6 кВ;

исчезновении напряжения на шинах 6 кВ.

) Аварийная сигнализация срабатывает при:

аварийном отключении отходящих фидеров, вводов 35 и 6 кВ;

при работе газовой защиты на отключении;

при работе дифференциальной защиты трансформаторов.

1.4 Необходимость рассмотрения вопросов реконструкции ГПП

ГПП была построена в 1971 году. С тех пор на ней периодически проводились капитальные и текущие ремонты с определенными интервалами, проверкой защит и высоковольтными испытаниями оборудования. Запасные части менялись лишь в том случае, если в этом нужна была крайняя необходимость.

Что касается КРУ 6 кВ то применяемые сейчас там масляные выключатели 6 кВ типа ВМГ - 133 и ВМП - 10 сейчас сняты с производства, существуют сложности с приобретение запасных частей к выключателям, кроме того, они морально устарели. Привода применяемые для управления ВМП - 10, типа ПП - 61 также морально устарели, к тому же выработали свой коммутационный ресурс. В данный момент существуют сложности при регулировке приводов. Поэтому принимаем решение о замене морально устаревших масляных выключателей типа ВМГ - 133 и приводов типа ПП - 61 на более современные, вакуумные выключатели с электромагнитными приводами.

Сейчас многие заводы выпускающие вакуумные выключатели изготавливают комплекты адаптации для модернизации шкафов КРУ, но в их числе нет серии КРУ-XX-VII. Поэтому принимаем решение заменить старую серию КРУ на более новую. В связи с заменой КРУ возникнут сложности при монтаже старой релейной защиты.

Из всего выше сказанного делаем вывод:

установить новые ячейки КРУ с вакуумными выключателями на выкатных тележках с организацией монтажа новой релейной защиты и автоматики;

на ОРУ-35 кВ заменить старые масляные выключатели на элегазовые;

установить новые трансформаторы тока и напряжения;

заменить силовые трансформаторы 35/6 кВ на новые.

электрическая сеть релейная защита

2. Выбор силовых трансформаторов на подстанции

Выбирая число и мощность трансформаторов, необходимо учитывать требования надёжности электроснабжения потребителей. Трансформаторы должны обеспечивать надёжную работу подстанции как в нормальном режиме, так и в режимах отключения одного из трансформаторов для планово - предупредительного ремонта или в аварийном /3/. Как правило, на всех районных подстанциях предусматривается установка не менее двух трансформаторов, мощность каждого из которых выбирается равной 0,65 - 0,7 от максимальной нагрузки подстанции /9/. При установке двух трансформаторов по условию аварийной перегрузки при отключении одного из трансформаторов ПУЭ /9/ допускают 40% перегрузку оставшегося в работе трансформатора на 6 часов в течение 5 суток, при условии, что коэффициент начальной загрузки составляет не более 93%.

Мощность трансформатора определяется исходя из его стопроцентной загрузки, т.е. в режиме максимальной нагрузки. Таким образом, номинальная мощность трансформатора S_ном при установке на подстанции двух двухобмоточных трансформаторов определяется исходя из следующего условия /4/:

(2.1)

Где S_ТР - мощность, проходящая через трансформатор при отключении второго; kп - коэффициент перегрузки трансформатора, kп=1,4.

По результатам расчета выбираем два однотипных трансформатора ТДНС - 10000/35/6 (трехфазный трансформатор, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, с негорючим диэлектриком, сухой).

Технические данные трансформатора сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Параметры трансформатора ТДСН-10000/35

Мощность трансформатора Sном, МВА	10
Напряжение на высокой стороне Uвн, кВ	35
Напряжение на низшей стороне Uнн, кВ	6,3
Ток холостого хода Iхх, %	0,6
Напряжение короткого замыкания Uкз, %	8

Проверка трансформатора на загрузку и аварийную перегрузку:

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

(2.2)

Коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийном режиме:

(2.3)

Выбранный трансформатор удовлетворяет требованиям.

3. Выбор схем главных соединений реконструируемой подстанции

Подстанция является тупиковой. Высшее напряжение 35кВ, изолированная нейтраль. Низшее напряжение 6 кВ, изолированная нейтраль.

Схема электроснабжения ГПП представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Схема электроснабжения ГПП

Число трансформаторов согласно /4/ устанавливается два. В случае выхода из строя одного из них другой может взять полностью нагрузку на себя. На стороне 6 кВ предусмотрена раздельная работа трансформаторов.

Собственные нужды

Приемниками собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, электродвигатели компрессоров, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев коммутационной аппаратуры высокого напряжения и шкафов, установленном на открытом воздухе, связь, сигнализация, система пожаротушения и т.д. мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Согласно НТП (Глава 6. Параграф 6.1 Собственные нужды):

.1.1 На всех ПС необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

От сети собственных нужд ПС питание сторонних потребителей не допускается.

Схемы собственных нужд ПС должны предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям РУ и др.)

На стороне НН трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с АВР.

.1.3 На двухтрансформаторных ПС 110-750 кВ в начальный период их работы с одним трансформатором необходимо устанавливать два трансформатора собственных нужд с питанием одного из них от сети другой ПС с АВР. Это питание в дальнейшем допускается сохранять.

На двухтрансформаторных ПС 35-220 кВ в начальный период их работы с одним трансформатором с постоянным оперативным током при отсутствии на них СК, воздушных выключателей и принудительной системы охлаждения трансформаторов допускается устанавливать один трансформатор собственных нужд. В этом случае второй трансформатор собственных нужд должен быть смонтирован и включен в схему ПС.

.1.5 На ПС с переменным и выпрямленным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через предохранители на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем.

В случае питания оперативных цепей переменного тока или выпрямленного тока от трансформаторов напряжения, присоединенных к питающим ВЛ, трансформаторы собственных нужд допускается присоединять к шинам НН ПС. При питании оперативных цепей переменного тока от трансформаторов собственных нужд последние следует присоединять к ВЛ, питающим ПС.

На подстанции устанавливаем два трансформатора собственных нужд типа ТМ-630/6/0,4, включенные через предохранители ПКТ 001/6 УЗ.

Согласно /5/ схемы электрические распределительных устройств выбираются по типовой работе "Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35-750 кВ. Типовые решения" /5/ с учетом "Общих технических требований к подстанциям 330-770 кВ нового поколения" /6/.

Согласно /9/ для тупиковых подстанций с двумя линиями на ВН применяется схема два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линий со стороны линий рисунок 3.2.

Рисунок 3.2 - Схема РУ ВН

На низком напряжении согласно /2/ при двух трансформаторах с нерасщепленной обмоткой применяется схема с одной секционированной выключателем системой шин рисунок 3.3 Данная схема является наиболее простой и надежной. Для ограничения тока КЗ секционный выключатель при нормальной работе должен быть разомкнут. В случае отключения трансформатора секционный выключатель включается автоматически устройством АРВ.

Рисунок 3.3 - Схема РУ НН

В РУ 0,4 кВ при одном вводе применяется схема с одной системой шин рисунок 3.4.

Рисунок 3.4 - Схема РУ 0,4 кВ

4. Выбор источников оперативного тока

Согласно /4/ на ПС напряжением 35 кВ (кроме отпаечных и тупиковых) и выше должна применяться система оперативного постоянного тока (система ОПТ, СОПТ) напряжением 220 в. Так как проектируемая подстанция является тупиковой, то применяется выпрямленный оперативный ток. Для его организации, согласно /4/, должны быть использованы стабилизированные блоки напряжения, которые должны быть подключены к трансформаторам напряжения на стороне ВН подстанции и токовые блоки питания, подключаемые ко вторичным цепям отдельностоящих трансформаторов тока на стороне ВН ПС.

Для питания цепей сигнализации могут применяться нестабилизированные блоки напряжения, которые должны быть подключены к секциям щита собственных нужд. Блоки должны работать параллельно на шинки сигнализации.

Для питания оперативных цепей защиты, управления и автоматики на ПС все блоки питания тока и стабилизированного напряжения должны работать параллельно на шинки оперативного тока.

Должны быть организованы шинки несглаженного и сглаженного напряжения. Шинки сглаженного напряжения должны питаться через фильтры, установленные в блоках стабилизированного напряжения и предназначаться для питания устройств на микропроцессорной (микроэлектронной) базе с требованиями к пульсации напряжения соответствующими допустимому уровню для указанных устройств.

Должно быть предусмотрено секционирование рубильником шинок питания выпрямленным оперативным током.

Согласно /8/ для питания цепей релейной защиты, автоматики, дистанционного управления используются стабилизированные блоки питания типа БПНС вместе с токовыми БПТ - 1002.

Стабилизаторы напряжения БПНС - 2, БПНС - 2T предназначен для питания выпрямленным стабилизированным напряжением аппаратуры релейной защиты, сигнализации и управления на номинальное напряжение 220 В. Может функционировать как самостоятельный источник стабилизированного напряжения, допускает параллельную работу со стороны выпрямленного напряжения с аналогичными устройствами. Блок обеспечивает надежную защиту от перегрузки и токов короткого замыкания на стороне выпрямленного напряжения.

Для установки выберем блок питания типа БПНС - 2Т (блок питания напряжением стабилизированным тиристорный).

Технические характеристики приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Технические характеристики блока питания БПСТ-2Т

Тип	Напряжение питания, В	Частота, Гц	Номинальное напряжение выхода, В	Номинальная мощность выхода, Вт	Масса, кг
БПСТ-2Т	100	50	220	1500	125

Блоки питания БПТ - 1002 предназначаются для питания выпрямленным током аппаратуры релейной защиты, сигнализации управления. Блоки питания типа БПТ - 1002 включаются на комплекты трансформаторов тока.

Технические характеристики приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Технические характеристики блока питания БПТ - 1002

Тип	Уставка на ток наступления феррорезонанса, А	Частота, Гц	Номинальное напряжение выхода, В	Номинальная мощность выхода, Вт	Масса, кг
БПТ-1002	от 5 до 40	50	220	1500	не более 32

5. Расчет токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания (к. з.) необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок, проектирования и наладки релейной защиты, выбора средств и схем грозозащиты, выбора и расчета токоограничивающих и заземляющих устройств. /1/

Изобразим схему электроснабжения ГПП рисунок 5.1.

Рисунок 5.1 - схему электроснабжения ГПП

По расчетной схеме составляем схему замещения для максимального режима рисунок 5.2 и определяем значения сопротивлений входящих в эту схему.

Рисунок 5.2 - схема замещения для максимального режима

Составляем схему замещения для минимального режима рисунок 5.3.

Рисунок 5.3 - схема замещения для минимального режима

Где Х1 - сопротивление системы

Х2 - сопротивление стороны 110 кВ на тяговой подстанции "ст. Симская"

Х3 - сопротивление стороны 35 кВ на тяговой подстанции "ст. Симская"

Х4, Х5 - сопротивление линии 35 кВ

Х6 - сопротивление трансформатора ГПП 35/6

X7 - сопротивление кабельной линии

X8 - сопротивление трансформатора ТМ-6/0,4

Допущения при расчете токов КЗ:

1) Номинальная мощность системы считается бесконечной, не учитывается изменение тока во времени

) Удельное реактивное сопротивление воздушных ЛЭП х₀=0,4 Ом/км, r₀=0 Ом/км.

) Для КЛ 10кВ x₀, r₀ по справочнику.

) Сопротивление шин и соединений между шинами и потребителями не учитывается

) Для трансформаторов r₀=0, x считается по U_K%.

Выполняем расчет в относительных единицах при базисной мощности S_б=1000 МВА.

Осуществим приведение параметров элементов схемы замещения к одной ступени напряжения.

ЭДС ЭЭС принимаем равным 1 в о. е.: E=1.

Приводим сопротивления.

) Для системы С.

Данные для расчета тяговой подстанции "ст. Симская" предоставлены региональным диспетчерским управлением

Е_экв=125,99 кВ

Х₁=6,561 Ом

I_{к. з.}=10,598 кА

) Для трансформатора ТДТН 25000/110/35/10.

U_{к В-С}=10,5 %

U_{к В-Н}=17,5 %

U_{к С-Н}=6,5 %

Определяем напряжение короткого замыкания на высокой стороне:

U_кВ=0,5 (U_{к В-Н}+ U_{к В-С} - U_{к С-Н}) (5.1)

U_кВ=0,5 (17,5+10,5 - 6,5) =10,75 %

Определяем индуктивное сопротивление высокой стороны трансформатора:

(5.2)

Ом

Определяем напряжение короткого замыкания на стороне среднего напряжения:

U_кС=0,5 (U_{к В-С}+ U_{к С-Н -}U_{к В-Н}) (5.3)

U_кС=0,5 (10,5+6,5 - 17,5) = - 0,25 %

Определяем индуктивное сопротивление средней стороны трансформатора:

(5.4)

Ом

3) Для линий W1 и W2.

(5.5)

Ом

4) Для трансформатора ТДНС - 10000/35/6, U_к= 8 %.

(5.6)

Ом

5) Для кабельной линии А-185 /6/.

x₀ = 0,077 Ом/км;

r₀ = 0.167 Ом/км;

z₀ = 0,167+j0,077 Ом/км.

для максимального режима:

(5.7)

для минимального режима:

(5.8)

Для трансформатора ТМ 630 6/0,4, U_к= 5,5 %

(5.9)

Ом

Рассчитываем токи КЗ в максимальном режиме

Схема замещения максимального режима показана на рисунке 5.4.

Рисунок 5.4 - Схема замещения для максимального режима

Определяем токи КЗ в именованных единицах.

(5.10)

кА

(5.11)

кА

кА (5.12)

кА (5.13)

кА (5.14)

кА (5.15)

кА (5.16)

Рассчитываем токи КЗ в минимальном режиме.

Схема замещения минимального режима показана на рисунке 5.5.

Рисунок 5.5 - Схема замещения для минимального режима

кА (5.17)

кА (5.18)

кА (5.19)

кА (5.20)

кА (5.21)

6. Выбор коммутационной аппаратуры

6.1 Распределительное устройство высшего напряжения

Произведем расчет таков нагрузок на присоединениях на стороне ВН распределительных устройств в нормальном режиме работы:

А (6.1)

При отключении одного трансформатора:

А (6.2)

Выберем для ОРУ 35 кВ вакуумные выключатели типа ВБЭТ-35III-25/630. со следующими параметрами:

Время отключения выключателя:

сек. (6.3)

Данные по выключателю приведены в таблице 6.1 Необходимые пояснения приведены ниже.

Ток питающих линий на стороне ВН:

А (6.4)

Максимальные токи продолжительного режима для линии определим из условия, что нагрузка идет по одной линии, другая отключена:

А (6.5)

Проверка на термическую стойкость:

кА²∙с (6.6)

Таблица 6.1 - Выключатели и разъединители для РУ ВН

Виды проверки	Условия выбора и проверки	Расчетные данные	Каталожные данные
			ВБЭТ-35	РВЗ-1-35/630
По напряжению установки, кВ	Uуст ≤Uном	35	35	35
По длительному току, А	Imax ≤Iном	168	630	630
По возможности отключения периодической составляющей тока КЗ, кА	IП,τ ≤Iотк. ном	1,51	25	-
Проверка по включающей способности, кА	iу ≤ iвкл	3,67	63	-
	IП,0 ≤ Iвкл	1,51	25
Проверка на электродинамич. стойкость, кА	IП,0 ≤ Iдин	1,51	25	40
	iу ≤ iдин	3,67	63	51
Проверка на термическую стойкость, кА²·с	Вк ≤ Iтер2tтер	-	1875	1600

Ток на данном участке цепи в утяжеленном режиме, а также действующее значение периодической составляющей и ударный ток короткого замыкания, равны.

Выбираем разъединители РВЗ-1-35/630 со следующими параметрами:

I_{пред. скв.}= 51 кА, I_тер.∙t_тер.=20²∙4=1600 кА²∙с (6.7)

Оборудование со стороны ВН однотипное, поэтому все выключатели одинаковые, разъединители различаются лишь наличием одного или двух заземляющих ножей по необходимости. Результаты расчетов сведем в таблицу 6.1.

6.2 Выбор выключателей и разъединителей в РУ НН

Выбор выключателей и разъединителей на стороне низшего напряжения производится аналогично выбору на стороне высшего и среднего напряжений.

При отключении одного автотрансформатора:

А (6.9)

Для отходящих линий НН:

А (6.10)

Максимальные токи продолжительного режима для линий определим из условия, что каждому потребителю идет по две линии и одна из которых отключена (потребители первой категории)

А (6.11)

Уровень максимальных токов длительных режимов, периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени и значения ударного тока таковы, что к установке следует применять вакуумные выключатели унифицированные типа ВВУ-СЭЩ-Э5-10-20/1600. Данные по выключателю приведены в таблицу 6.2, где также приведены расчетные данные и выражения для расчета. Необходимые пояснения к расчету приведены ниже.

На отходящих линиях установим вакуумные выключатели ВВУ-СЭЩ-Э5-10-20/1000.

Таблица 6.2 - Выключатели и разъединители для РУ НН

Виды проверки	Условия выбора и проверки	Расчетные данные	Каталожные данные
			ВВУ-СЭЩ-10
По напряжению установки, кВ	Uуст ≤Uном	6	6-10
По длительному току, А	Imax ≤Iном	1372,5	1600
По возможности отключения периодической составляющей тока КЗ, кА	IП,τ ≤Iотк. ном	5,12	20
Проверка на электродинамич. стойкость, кА	IП,0 ≤ Iдин	5,12	50
	iу ≤ iдин	12,76	50
Проверка на термическую стойкость, кА²·с	Вк ≤ Iтер2tтер	-	1200

Проверка на термическую стойкость:

I_тер.∙t_тер.=20²∙3=1200 кА²∙с (6.12)

На низкой стороне нашей подстанции мы установим новое КРУ серии "КРУ СЭЩ-66" произведенное компанией "Стройсервис" г. Самара.

КРУ СЭЩ-66 предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока частотой 50 Гц напряжением 6 (10) кВ. КРУ серии СЭЩ-66 на напряжение 6 (10) кВ одностороннего обслуживания применяются в качестве распредустройств, в т. ч. пунктов городских и промышленных и других объектов народного хозяйства. КРУ серии СЭЩ-66 предназначены для работы внутри помещения (климатическое исполнения У3 по ГОСТ 15150-69). Основной коммутационный аппарат выключатель ВВУ-СЭЩ-Э (П) - 10 установлен на выкатном элементе. КРУ серии СЭЩ-66 поставляются отдельными шкафами с элементами стыковки шкафов в распредустройство, по желанию заказчика шкафы КРУ могут поставляться транспортными блоками до трех шкафов в блоке со смонтированными в пределах блока соединениями главных и вспомогательных цепей. Основной отличительной особенностью конструкции шкафов КРУ серии СЭЩ-66 является нетрадиционное расположение фаз по глубине шкафа. При необходимости шкафы КРУ серии СЭЩ-66 могут применяться в составе распредустройства из шкафов КСО-3СЭЩ с выключателями нагрузки. Стыковка шкафов КСО-3СЭЩ со шкафами КРУ серии СЭЩ-66 производится с помощью переходного шкафа шириной 400мм, входящим в состав поставки КРУ серии СЭЩ-66. Характеристики КРУ приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Характеристики КРУ 6 кВ

Технические характеристики СЭЩ-66
Номин. напряжение, кВ	6; 10
Номин. ток главных цепей, А	630; 1000
Номин. ток сборных шин, А	1000; 1600; 2000; 2500; 3150
Номинальный ток отключения выключателя, кА	20
Номин. ток электродинамической стойкости шкафа, кА	50
Ток термической стойкости в течение 3с, кА	20
Вид изоляции	Воздушная
Типы выключателей	ВВУ-СЭЩ-Э (П) - 10
Вид поставки	1-3 ячейки
Дуговая защита	Фототиристор - одноступенчатая
Освещение отсеков КРУ	Стационарное освещение отсеков
Установка приборов	В релейном шкафу
Габаритные размеры, мм, (высота х глубина х ширина)	2000 х 800 х 600
Масса одного шкафа, кг	450

7. Релейная защита и автоматика всех объектов

7.1 Выбор режима работы нейтрали

Выберем режим работы нейтрали на стороне 6 кВ.

Компенсация емкостного тока замыкания на землю дугогасящими реакторами должна применяться при ёмкостных токах, превышающих 30 А для сети 6 кВ согласно ПТЭ.

Для этого посчитаем примерный ёмкостной ток:

А (7.1)

Из этого следует, что можно работать с изолированной нейтралью.

Для сети 0,4кВ выбираем глухозаземленную нейтраль.

Такие сети применяются на напряжения до 1 кВ для одновременного питания трехфазных и однофазных нагрузок, включаемых на однофазные напряжения. В них нейтраль трансформатора или генератора присоединяется к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (например, через трансформатор тока). Для фиксации фазного напряжения при наличии однофазных нагрузок, применяют нулевой проводник, связанный с нейтралью трансформатора. Этот проводник служит для выполнения также функции зануления т.е. к нему преднамеренно присоединяют металлические части электроустановок нормально не находящиеся под напряжением. При наличия зануления пробой изоляции на корпус вызовет однофазное КЗ и срабатывание защиты с отключением установки от сети. При отсутствии зануления корпуса повреждение изоляции вызовет опасный потенциал на корпусе. Целостность нулевого провода необходимо контролировать, чтобы не допустить перекоса напряжения по фазам.

Однофазное КЗ связано здесь с большими токами - десятки килоампер, такое повреждение должно быть аннулировано практически мгновенно с использованием автоматических устройств, а потребители лишаются электроэнергии.

Напряжения здоровых фаз сохраняют фазные значения. Это позволяет выполнить конструкцию опор и изоляцию на фазное напряжение.

.2КЛ - 6 кВ

Рисунок 7.1 - Схема защищаемого объекта

В соответствии с ПУЭ (Раздел 3. Глава 3.2 параграф - "защита воздушных и кабельных линий в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью") к защите кабельных линий предъявляют следующие требования.

.2.91 Для линий в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

.2.92 Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Защита должна быть выполнена одно-, двух - или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности.

.2.93 На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

.2.96 Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде:

селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал;

селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности; защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети;

устройства контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента должно осуществляться специальными устройствами; допускается отыскание поврежденного элемента поочередным отключением присоединений.

.2.97 Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена, как правило, с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся замыкания на землю; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные замыкания, без обеспечения повторности действия.

Защита от однофазных замыканий на землю, действующая на отключение без выдержки времени по требованиям безопасности (см.3.2.96), должна отключать только элемент, питающий поврежденный участок; при этом в качестве резервной должна быть предусмотрена защита, выполняемая в виде защиты нулевой последовательности с выдержкой времени около 0,5 с, действующая на отключение всей электрически связанной сети - системы (секции) шин или питающего трансформатора.

Согласно нормам технического проектирования для кабельных линий применяется следующая защита и автоматика:

.14.4 На отходящих линиях необходимо предусматривать:

максимальную токовую защиту;

токовую отсечку;

защиту от перегрузки (на ТСН);

защиту от замыканий на землю;

дуговую защиту;

АПВ (для воздушных линий);

УРОВ.

.14.5 Защита от дуговых замыканий должна выполняться с контролем тока.

.14.6 На линиях, питающих внешних потребителей, должна предусматриваться селективная сигнализация при однофазных замыканиях на землю.

Требования к УРОВ по ПУЭ (глава 3.2 Параграф "Общие требования"):

.2.18 Устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ) должны предусматриваться в электроустановках 110-500 кВ.

При отказе одного из выключателей поврежденного элемента (линия, трансформатор, шины) электроустановки УРОВ должно действовать на отключение выключателей, смежных с отказавшим.

Составим итоговую таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Защита и автоматика КЛ - 6 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	ТО	2-х фазная, 3-х релейная
2	МТЗ	2-х фазная, 3-х релейная	∆t=var
3	УРОВ	откл. ВВ и СВ

7.3 Секционный выключатель 6 кВ

Рисунок 7.2 - Схема защищаемого объекта

Согласно нормам технического проектирования для секционного выключателя применяется следующая защита и автоматика:

.14.2 На секционном выключателе необходимо предусматривать:

максимальную токовую защиту;

дуговую защиту;

автоматическое включение резерва (АВР).

Требования к АВР по ПУЭ (глава 3.3 Параграф "Автоматическое включение резервного питания и оборудования"):

.3.30 Устройства АВР должны предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточению электроустановок потребителя. Устройства АВР должны предусматриваться также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

Устройства АВР могут устанавливаться на трансформаторах, линиях, секционных и шиносоединительных выключателях, электродвигателях и т.п.

.3.31 Устройство АВР, как правило, должно обеспечивать возможность его действия при исчезновении напряжения на шинах питаемого элемента, вызванном любой причиной.

.3.32 Устройство АВР при отключении выключателя рабочего источника питания должно включать, как правило, без дополнительной выдержки времени, выключатель резервного источника питания. При этом должна быть обеспечена однократность действия устройства.

.3.33 Для обеспечения действия АВР при обесточении питаемого элемента в связи с исчезновением напряжения со стороны питания рабочего источника, а также при отключении выключателя с приемной стороны (например, для случаев, когда релейная защита рабочего элемента действует только на отключение выключателей со стороны питания) в схеме АВР в дополнение к указанному в 3.3.32 должен предусматриваться пусковой орган напряжения. Указанный пусковой орган при исчезновении напряжения на питаемом элементе и при наличии напряжения со стороны питания резервного источника должен действовать с выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника питания с приемной стороны.

.3.35 Минимальный элемент напряжения пускового органа АВР, реагирующий на исчезновение напряжения рабочего источника, должен быть отстроен от режима самозапуска электродвигателей и от снижения напряжения при удаленных КЗ. Напряжение срабатывания элемента контроля напряжения на шинах резервного источника пускового органа АВР должно выбираться по возможности, исходя из условия самозапуска электродвигателей. Время действия пускового органа АВР должно быть больше времени отключения внешних КЗ, при которых снижение напряжения вызывает срабатывание элемента минимального напряжения пускового органа, и, как правило, больше времени действия АПВ со стороны питания.

.3.38 При выполнении устройств АВР следует проверять условия перегрузки резервного источника питания и самозапуска электродвигателей и, если имеет место чрезмерная перегрузка или не обеспечивается самозапуск, выполнять разгрузку при действии АВР (например, отключение неответственных, а в некоторых случаях и части ответственных электродвигателей; для последних рекомендуется применение АПВ).

.3.40 При действии устройства АВР, когда возможно включение выключателя на КЗ, как правило, должно предусматриваться ускорение действия защиты этого выключателя. При этом должны быть приняты меры для предотвращения отключений резервного питания по цепи ускорения защиты за счет бросков тока включения. Составим итоговую таблицу 7.2.

Таблица 7.2 - Защита и автоматика СВ - 6 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	МТЗ	2-х фазная, 3-х релейная	∆t=const
2	АВР	С пуском по напряжению	на ТН секции
3	УРОВ	откл. ВВ

7.4 Вводной выключатель 6 кВ

Рисунок 7.3 - схема защищаемого объекта

Согласно нормам технического проектирования для вводных выключателей применяется следующая защита и автоматика:

.14.1 На вводных выключателях необходимо предусматривать:

максимальную токовую защиту с комбинированным пуском по напряжению;

дуговую защиту;

защиту минимального напряжения;

УРОВ.

.14.5 Защита от дуговых замыканий должна выполняться с контролем тока.

Составим итоговую таблицу 7.3.

Таблица 7.3 - Защита и автоматика ВВ - 6 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	МТЗ	2-х фазная, 3-х релейная	∆t=const, с пуском по напряжению
2	УРОВ	откл. Выключателя ВН

7.5 Шины 6 кВ

Рисунок 7.4 - Схема защищаемого объекта

В соответствии с ПУЭ (Раздел 3. Глава 3.2 Параграф - "Защита шин, защита на обходном, шиносоединительном и секционном выключателях "). К защите шин 6 кВ предъявляются следующие требования:

.2.126 Специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной и двойной систем шин 6-10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе.

.2.128 Защиту шин следует выполнять так, чтобы при опробовании поврежденной системы или секции шин обеспечивалось селективное отключение системы (секции) без выдержки времени.

Согласно нормам технического проектирования для шин 6 кВ применяется следующая защита и автоматика:

.14.3 На каждой секции шин должна быть предусмотрена:

дуговая защита шин;

логическая защита шин;

сигнализация замыканий на землю.

ЛЗШ представляет собой отсечку, устанавливаемую на вводных и секционном выключателях. При КЗ на шинах поврежденная секция отключается без выдержки времени. При КЗ на любом отходящем присоединении сработавшая защита поврежденного присоединения блокирует действие отсечки ввода или секционного выключателя.

Составим итоговую таблицу 7.4.

Таблица 7.4 - Защита и автоматика шин - 6 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	Дуговая защита	с контролем тока	Отдельная защита
2	УКИ		на ТН секции
3	ЛЗШ		на вводе секции и СВ
4	ЗМН		на ТН секции

7.6 Трансформатор 35/6 кВ

В соответствии с ПУЭ (Раздел 3. Глава 3.2 Параграф - "Защита трансформаторов (автотрансформаторов) с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше и шунтирующих реакторов 500 кВ"). К защите трансформаторов 35/6 кВ предъявляются следующие требования:

.2.5 Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

) витковых замыканий в обмотках;

) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

) понижения уровня масла.

Рисунок 7.5 - Схема защищаемого объекта

.2.53 Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена для трансформаторов мощностью 6,3 МВ·А и более.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающих элементов газового реле (различающейся характером сигнала).

.2.54 Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более.

Указанная зашита должна действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

.2.55 Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса (например, насыщающиеся трансформаторы тока, тормозные обмотки).

Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.

.2.56 На дифференциальную и газовую защиты трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов не должны возлагаться функции датчиков пуска установки пожаротушения. Пуск схемы пожаротушения указанных элементов должен осуществляться от специального устройства обнаружения пожара.

.2.59 На трансформаторах мощностью 1 МВ·А и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение:

На понижающих трансформаторах - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него.

При выборе тока срабатывания максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов и ток самозапуска электродвигателей, питающихся от трансформаторов.

.2.61 Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции, - со стороны питания и со стороны каждой секции.

.2.69 На трансформаторах мощностью 0,4 МВ·А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Согласно нормам технического проектирования для трансформаторов 35/6 кВ применяется следующая защита и автоматика:

.7 Релейная защита трансформаторов 35-220 кВ

.7.1 На трансформаторе должны быть предусмотрены следующие защиты:

один комплект дифференциальной токовой защиты;

газовая защита;

резервные защиты на сторонах высшего и низшего напряжения;

дифференциальная токовая защита ошиновки НН;

защита от перегрузки.

.7.2 Газовые (струйные) реле должны действовать через терминал дифференциальной защиты и через терминал резервной защиты стороны ВН (необходимо оснащение трансформатора реле с двумя отключающими контактами).

Составим итоговую таблицу 7.5.

Таблица 7.5 - Защита и автоматика трансформатора 35/6 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	ДЗТ	3-х фазная
2	Газовая защита
3	МТЗ
4	Защита от перегрузки	3-х фазная	на сигнал
5	ТНЗНП

7.7 Трансформатор 6/0,4

Рисунок 7.6 - Схема защищаемого объекта

В соответствии с ПУЭ (Раздел 3. Глава 3.2 Параграф - "Защита трансформаторов (автотрансформаторов) с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше и шунтирующих реакторов 500 кВ").

К защите трансформаторов 6/0,4 кВ предъявляются следующие требования:

.2.51 Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

) витковых замыканий в обмотках;

) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

) понижения уровня масла.

.2.53 Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВ·А и более. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

.2.54 Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

Защита должна задействовать на отключение всех выключателей трансформатора.

.2.60 На трансформаторах мощностью менее 1 МВ·А (повышающих и понижающих) в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена действующая на отключение максимальная токовая защита.

.2.61 Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать на двухобмоточных трансформаторах - со стороны основного питания.

.2.66 На понижающих трансформаторах и блоках трансформатор - магистраль с высшим напряжением до 35 кВ и соединением обмотки низшего напряжения в звезду с заземленной нейтралью следует предусматривать защиту от однофазных замыканий на землю в сети низшего напряжения, осуществляемую применением:

) максимальной токовой защиты от внешних КЗ, устанавливаемой на стороне высшего напряжения, и, если это требуется по условию чувствительности, в трехрелейном исполнении;

) автоматических выключателей или предохранителей на выводах низшего напряжения.

) специальной защиты нулевой последовательности, устанавливаемой в нулевом проводе трансформатора (при недостаточной чувствительности защит по п.1 и 2).

.2.69. На трансформаторах мощностью 0,4 МВ·А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Составим итоговую таблицу 7.6.

Таблица 7.6 - Защита и автоматика трансформатора 6/0,4 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	МТЗ	2-х фазная 3-х релейная
2	ТО	2-х фазная 3-х релейная
3	Газовая защита
4	ТЗНП	TT в нулевом проводе
5	Защита от перегрузки
6	УРОВ	откл. ВВ	с контролем тока

7.8 Защита вводного выключателя ЦРУ 6 кВ

Рисунок 7.7 - Схема защищаемого объекта

.14.1 На вводных ячейках необходимо предусматривать:

максимальную токовую защиту с комбинированным пуском по напряжению;

дуговую защиту;

защиту минимального напряжения;

УРОВ.

.14.5 Защита от дуговых замыканий должна выполняться с контролем тока. Составим итоговую таблицу 7.7.

Таблица 7.7 - Защита и автоматика ВВ - 6 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	МТЗ	2-х фазная 3-х релейная	∆t=const
2	ДЗ	с контролем тока
3	УРОВ	2-х фазная 3-х релейная	∆t=const

7.9 Защита шин ЦРУ 6 кВ

Рисунок 7.8 - Схема защищаемого объекта

В соответствии с ПУЭ (Раздел 3. Глава 3.2 Параграф - "Защита шин, защита на обходном, шиносоединительном и секционном выключателях"). К защите шин 6 кВ предъявляются следующие требования:

Согласно нормам технического проектирования для шин 6 кВ применяется следующая защита и автоматика:

.14.3 На каждой секции шин должна быть предусмотрена:

дуговая защита шин;

логическая защита шин;

сигнализация замыканий на землю.

Также в КРУ - 6 кВ устанавливается АЧР и ЧАПВ. Согласно ПУЭ к АЧР и ЧАПВ предъявляются следующие требования (Раздел 3. Глава 3.3 Параграф - "автоматическое ограничение снижения частоты"):

.3.76 Автоматическое ограничение снижения частоты должно выполняться с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците мощности в энергообъединении, энергосистеме, энергоузле возможность снижения частоты ниже уровня 45 Гц была исключена полностью, время работы с частотой ниже 47 Гц не превышало 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц - 60 с.

.3.79 Автоматическая частотная разгрузка предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (AЧPII).

Устройства АЧР должны устанавливаться, как правило, на подстанциях энергосистемы. Допускается их установка непосредственно у потребителей под контролем энергосистемы.

Объемы отключения нагрузки устанавливаются, исходя из обеспечения эффективности при любых возможных дефицитах мощности; очередность отключения выбирается так, чтобы уменьшить ущерб от перерыва электроснабжения, в частности должно применяться большее число устройств и очередей АЧР, более ответственные потребители должны подключаться к более дальним по вероятности срабатывания очередям.

Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР. Недопустимо уменьшение объема АЧР за счет действия устройств АВР или персонала.

.3.81 Устройства ЧАПВ используются для уменьшения перерыва питания отключенных потребителей в условиях восстановления частоты в результате реализации резервов генерирующей мощности, ресинхронизации или синхронизации по отключившейся электропередаче.

При размещении устройств и распределении нагрузки по очередям ЧАПВ следует учитывать степень ответственности потребителей, вероятность их отключения действием АЧР, сложность и длительность неавтоматического восстановления электропитания (исходя из принятого порядка обслуживания объектов). Как правило, очередность включения нагрузки от ЧАПВ должна быть обратной по сравнению с принятой для АЧР.

Составим итоговую таблицу 7.8.

Таблица 7.8 - Защита и автоматика шин - 6 кВ

№ п/п	Исполнение	Примечание
1	Дуговая защита	с контролем тока	Отдельная защита
2	УКИ		на ТН секции
3	ЛЗШ		на вводе секции и СВ
4	АЧР	2 ступени	Отдельный терминал
5	ЧАПВ
6	ЗМН		на ТН секции

7.10 Воздушная ЛЭП 35 кВ

Рисунок 7.9 - Схема защищаемого объекта

В соответствии с ПУЭ (Раздел 3. Глава 3.2 Параграф - "Защита воздушных и кабельных линий в сетях с напряжением 20 и 35 кВ с изолированной нейтралью "). К воздушным линиям 20 и 35 кВ предъявляются следующие требования:

.2.98 Для линий в сетях 20 и 35 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной зашиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

.2.99 Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном двухрелейном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Защиту от однофазных замыканий на землю следует выполнять, как правило, с действием на сигнал. Для осуществления защиты допускается использовать устройство контроля изоляции.

.2.100 При выборе типа основной защиты следует учитывать требования обеспечения устойчивости работы энергосистемы и надежной работы потребителя аналогично тому, как это учитывается для защиты линий напряжением 110 кВ.

.2.101 На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должны быть установлены преимущественно ступенчатые защиты тока или ступенчатые защиты тока и напряжения, а если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстроты отключения повреждения, например на головных участках, - дистанционная ступенчатая защита преимущественно с пуском по току. В последнем случае в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.

К АПВ линий согласно ПУЭ (Глава 3. Раздел 3.3 Параграф "Автоматическое повторное включение" предъявляются следующие требования:

.3.2 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 воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линий всех типов напряжением выше 1 кВ.

.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.

.3.6 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.

.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.

Составим итоговую таблицу 7.9.

Таблица 7.9 - Защита и автоматика ЛЭП 35 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	Дистанционая защита	2-х ступенчатая	с пуском по току
2	ТО		без выдержки времени
3	ТНЗНП		на сигнал
4	АПВ	ТАПВ 2-х кратное
5	УРОВ

8. Выбор фирмы изготовителя и типоисполнения терминалов

8.1Достоинства микропроцессорных комплексов

Применение методов и технических средств обработки информации цифровой вычислительной техникой в РЗА привело к созданию интегрированных комплексов, выполняющих все функции традиционных устройств РЗА и обладающих широкими информационными свойствами и сервисными возможностями, существенно повышающими надежность и эффективность функционирования технических средств автоматического управления электроэнергетическими установками.

Перспективные цифровые микропроцессорные комплексы РЗА созданы в научно-техническом центре (НТЦ)"Механотроника" (г. Санкт-Петербург), ЗАО Чебоксарского электроаппаратного завода, научно производственное предприятие (НПП)"Экра" (г. Чебоксары) в виде различных модификаций многофункциональных микропроцессорных устройств РЗА распределительных электрических сетей, типов БРМЗ, ШЭ 2607, БЭМП и других.

Цифровые микропроцессорные комплексы являются интеллектуальными техническими средствами. Им присущи важные положительные свойства, отсутствующие у аналоговых устройств:

· многофункциональность и малые размеры: одно цифровое измерительное реле заменяет несколько аналоговых;

· дистанционные изменения и проверка уставок с пульта управления оператора;

· адаптация к режиму ЭЭС - автоматическая корректировка уставок РЗА при изменении схемы и режима работы ЭЭС;

· непрерывная самодиагностика и высокая аппаратная надежность;

· регистрация и запоминание параметров аварийных режимов;

· дистанционная передача оператору информации о состоянии и срабатываниях устройств РЗА;

· сокращение специального технического обслуживания - периодических проверок настройки и исправности устройств РЗА.

8.1.1 Микропроцессорные комплексы РЗиА ИЦ "Бреслер"

Исследовательский центр "Бреслер" г. Чебоксары основан в 2004 году.

Сегодня ИЦ "Бреслер" - одна из немногих российских компаний, способных выполнить полный спектр работ как по РЗА, так и по автоматизации технологических процессов для подстанций всех уровней напряжений, и готовых к выполнению проектов по комплексному оснащению подстанций. Более 170 специалистов. Более 100 изобретений защищены патентами и сертификатами.

ИЦ "Бреслер" российская компания, обеспечивающая комплексное решение автоматизации подстанций и станций:

· Комплекс устройств РЗА объектов всех классов напряжений 6 - 750 кВ

· Один из немногих поставщиков научно-технической продукции

· Коллектив разработчиков изделий РЗА и АСУ ТП

· Молодая компания (средний возраст 27 лет)

Продукция представляемая предприятием:

· Серия ТЭМП 2501 - бюджетная версия терминалов защиты 6-35кВ

· Серия ТОР 100 - реле защиты

· Серия ТОР 200 - полный комплекс защит энергообъектов 6-35кВ

· Шкаф защиты линии 35 кВ (замена ПЗ 152, ПЗ 153)

· Шкафы защиты для элементов ПС 110-750 кВ

· Шкафы защиты генераторов

· Комплекты противоаварийной автоматики

· Система АСУ ТП UniSCADA

8.1.2 Микропроцессорные комплексы РЗиА НТЦ "Механотроника"

Научно-технический центр "Механотроника" создан в 1990 году. В него вошли ведущие специалисты крупнейшего в Минприборе научно-производственного Объединения "Электронмаш", головного в области производства ЧПУ, счетчиков электроэнергии, АСУ и другого электронного оборудования для промышленности и энергетики.

С 1992 года НТЦ "Механотроника" специализируется в разработке и производстве микропроцессорных устройств РЗиА, АСУ, а также сопутствующего оборудования и программного обеспечения.

Предприятие имеет развитую службу НИОКР, сборочное производство, службу качества, лабораторию метрологии и испытаний, аккредитованную Госстандартом на право калибровки, отделы маркетинга и внедрения продукции.

Предприятия поставляют шкафы защит, что упрощает монтаж. Микропроцессорные комплекты универсальны, функциональны, надежны, помехоустойчивы. Сохранена традиционная российская идеология построения и основные технические требования к устройствам защиты и автоматики, что облегчает настройку и обслуживание терминалов.

Научный центр предлагает - разработку и производство цифровых устройств релейной защиты, АСУ и сопутствующего оборудования для сетей класса от 0,4 до 220 кВ:

· Многофункциональный МП блок релейной защиты БМРЗ-100;

· Микропроцессорный блок РЗ и контроля напряжения БМРЗ-КН;

· Блок специальных защит электродвигателей БМРЗ-ДС;

· Комплект многофункциональных МП блоков РЗА БМРЗ-04;

· Микропроцессорный блок автоматической частотной разгрузки и автоматического повторного включения по частоте БМАЧР;

· Микропроцессорный блок - многофункциональное реле частоты БММРЧ;

· Блок микропроцессорной центральной сигнализации БМЦС;

· Блок питания комбинированный.

8.1.3 Микропроцессорные комплексы РЗиА НПП "Экра"

Научно-производственное предприятие "ЭКРА" - одно из ведущих в России предприятий - производителей устройств релейной защиты, автоматики и управления электрических присоединений 110-500 кВ для подстанций и электрических станций.

ООО НПП "ЭКРА" (г. Чебоксары) организовано в 1991 г. ведущими специалистами из "ВНИИР" в области релейной защиты и противоаварийной автоматики для электроэнергетики.

Основной вид деятельности - разработка и реализация инновационных научно-технических программ, в том числе: проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, внедрение новых и совершенствование существующих видов устройств, внедрение разработок по экономному использованию топливно-энергетических ресурсов, обеспечению качества электроэнергии, повышению надежности и безопасности обслуживания оборудования, сервисное обслуживание, обучение, проведение наладочных и ремонтных работ.

Специалисты ООО НПП "ЭКРА" имеют более чем 30-летний опыт работы в сфере своей деятельности, являются разработчиками подавляющего большинства сложных устройств защиты, выпускаемых в настоящее время ОАО "Чебоксарский электроаппаратный завод" и ряда устройств, выпускаемых в странах СНГ.

Номенклатура выпускаемых изделий, услуг и технических решений постоянно расширяется.

Их шкафы защит серии ШЭ2607 приняты межведомственной комиссией с участием представителей РАО "ЕЭС России", отраслевых институтов и эксплуатационных организаций. На основании актов МВК шкафы защит серии ШЭ 2607 соответствуют отраслевым требованиям по функциональным показателям и условиям эксплуатации и рекомендованы к применению в энергосистемах ЕЭС России. С учетом этого, в целях повышения надежности и эффективности работы релейной защиты и автоматики Департамент научно-технической политики и развития РАО "ЕЭС России" рекомендует проектным институтам, энергосистемам и предприятиям электрических сетей при новом строительстве и реконструкции действующих энергообъектов 110-500 кВ применять шкафы РЗА серии ШЭ 2607 с терминалами БЭ2704.

8.1.4 Микропроцессорные комплексы РЗиА НПП "ЧЭАЗ"

ЗАО "ЧЭАЗ" является ведущим предприятием электротехнической промышленности России по производству широкой номенклатуры современной электрической аппаратуры, которая используется в нефтяной и газовой, металлургической и станкостроительной, химической и машиностроительной отраслях промышленности, на транспорте, объектах тепло - и электроэнергетики; в строительстве и жилищно-коммунальном хозяйстве.

Для защиты секции используется универсальный блок релейной защиты типа БЭМП ЗАО " Чебоксарский электроаппаратный завод " - это общее наименования ряда устройств, которые в зависимости от типа защищаемого присоединения разделяются на следующие группы:

· БЭМП 1-01 - для воздушных и кабельных линий;

· БЭМП 1-02 - для секционных выключателей;

· БЭМП 1-03 - для выключателей вводов;

· БЭМП 1-05 - для асинхронных двигателей;

· БЭМП 1-04 - для синхронных двигателей;

· БЭМП 1-06-контроль напряжения на секции

Для напряжения 110-220 кВ применяются шкафы:

· ШЗЛ - шкаф защиты линии;

· ШЗТ - шкаф защиты трансформатора;

· ШЗП - шкаф защиты присоединения и автоматики управления обходным выключателем;

· ШЗСВ - шкаф защиты секционного выключателя;

· ШЗШ - шкаф защиты шин.

8.2 Выбор типоисполнения терминалов

Для защиты подстанции будем использовать терминалы фирмы ИЦ "Бреслер" г. Чебоксары. Сегодня ИЦ "Бреслер" - одна из немногих российских компаний, способных выполнить полный спектр работ как по РЗА так и по автоматизации технологических процессов для подстанций всех уровней напряжений, и готовых к выполнению проектов по комплексному оснащению подстанций. Выпускаемые устройства имеют большую практику применения на предприятиях ЭС, а также на предприятиях металлургического, химического, машиностроительного и нефтегазового комплекса.

Устройства предназначены для установки в КСО, КРУ, КРУН, КТП СН электрических станций и подстанций, а также на панелях, в шкафах управления, расположенных в релейных залах и пультах управления. Устройства обеспечивают взаимодействия с маломасляными, вакуумными, элегазовами выключателями, оснащенными различными типами приводных механизмов. Устройства предназначены для применения в качестве основной и резервной защит различных присоединений, в виде самостоятельных устройств или совместно с другими устройствами РЗА, выполненными на различной элементной базе (в т. ч. и на электромеханической элементной базе).

Внешний вид терминалов ТОР 200 показан на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 - Внешний вид терминалов ТОР 200

Устройства ТОР 200 выполнены с применением микропроцессорной элементной базы. Использование микропроцессорной элементной базы обеспечивает постоянство характеристик, высокую точность измерений, а также возможность реализации различных алгоритмов автоматики, управления, защитных функций (в т. ч. и по требованию Заказчика). Устройства представляют собой набор блоков, конструктивно объединенных в 19 дюймовой кассете европейского стандарта. В верхней части лицевой плиты расположены 16 светодиодов сигнализации действия защит (в исполнении ТОР 200-БЦС 32 светодиода). В нижней части лицевой плиты расположены элементы индикации и управления, а также жидкокристаллический дисплей с четырьмя кнопками управления и порт связи с переносным компьютером. Светодиоды "Неиспр." и "U_пит"расположены над дисплеем. Блоки устанавливаются с тыльной стороны устройств (после удаления задней плиты) в разъёмы на объединенной плате. На блоках располагаются выходные разъёмы блоков для подключения внешних цепей (цепей питания, цепей тока, сигнальных и выходных цепей), а также разъёмы портов связи с АСУ ТП. Угольник заземления располагается тоже с тыльной стороны устройства и имеет маркировку.

В состав устройства входят следующие блоки:

блок питания с цепями входных дискретных сигналов и выходных реле;

блок аналоговых входных сигналов;

блоки входных дискретных сигналов и выходных реле (в некоторых исполнениях раздельно входа и реле);

блок центрального процессора;

блок интерфейсный.

Терминалы серии "ТОР 200" работают от источника постоянного, переменного или выпрямленного оперативного тока. Диапазон питающих напряжений - от 24 до 220 В (уточняется при заказе).

Устройство "ТОР 200" не повреждается и не срабатывает ложно при включении и (или) отключении источника питания, после перерывов питания любой длительности с последующим восстановлением, при подаче напряжения оперативного постоянного тока обратной полярности, а также при замыканиях на землю в сети оперативного постоянного или выпрямленного тока.

Электронная часть устройства гальванически изолирована от источника оперативного тока. устройство сохраняет работоспособность без изменения параметров и характеристик срабатывания при наличия в напряжении оперативного тока пульсаций до 12% (до 35% на пост. токе) от среднего значения и перерывах питания не более 0,5с.

Допускается применение устройства ТОР 200 в схемах релейной защиты на переменном оперативном токе без резервирования, т.к. время готовности составляет не более 0,25с.

В устройстве ТОР 200 обеспечивается:

Местное управление с кнопок на лицевой панели или от ключей на двери релейного шкафа, а также дистанционное управление от АСУ ТП любым типом выключателя;

Блокировка от многократных включений выключателя;

Контроль цепей управления (РПО, РПВ, давление элегаза, автомат ШП);

Самоподхват цепи отключения;

Запрет включения при отключенном автомате ШП и неисправности цепей включения;

Возможность действия на вторую катушку отключения выключателя;

Ввод/вывод из действия любой из ступеней защит с помощью программных переключателей;

Выбор направленного или ненаправленного действия ступенчатых защит;

Конфигурирование действия защит на сигнал или отключение с помощью матрицы программных выключателей;

Несколько выдержек времени ступеней токовых защит;

Набор обратнозависимых характеристик для третьей (чувствительной) ступени МТЗ;

Чувствительный токовый орган УРОВ;

АВР с контролем направления мощности и частоты на выключателе ввода (защита от потери питания);

Специальное реле "Тест" для опробования защит без воздействия на остальные выходные реле.

Сигнализация:

светодиодных индикаторов (14 из которых переназначаемые) на лицевой панели устройства;

Выходные сигнальные реле (в т. ч. и переназначаемые) с нормально открытыми и переключающими контактами;

Светодиоды ВКЛ, ОТКЛ на лицевой панели устройства для сигнализации положения выключателя;

Сигнализация действия ступеней защит на ЖКИ дисплее.

Измерения и контроль:

Измерение в первичных или во вторичных величинах;

Измерение фазных токов;

Изменение линейных напряжений;

Измерения тока и напряжения нулевой последовательности;

Измерение мощности, энергии, коэффициента мощности;

Измерение частоты;

Контроль состояния дискретных входов и выходных реле;

Контроль параметров выключателя:

времени последнего отключения;

времени последнего включения;

коммутационный ресурс (пофазно);

механический ресурс;

контроль давления элегаза.

Устройство "ТОР 200" обеспечивает регистрацию и осциллографирование аварийных значений, а также параметров выключателя. При пуске и срабатывании ступеней защит регистрируются и сохраняются в энергонезависимой памяти с полной меткой времени следующие параметры:

Фазные токи, линейные напряжения, ток и напряжение нулевой последовательности;

Длительность аварийной ситуации;

Фиксирует до 10 пусков/срабатываний ступеней защит;

Сохраняются в энергонезависимой памяти до 250 событий с полной меткой времени.

В энергонезависимую память записывается, кроме вышеперечисленного, состояние внутренних логических сигналов, выходных реле и состояние внешних сигналов, поданных на дискретные входы. Встроенный регистратор аварийных процессов (осциллограф) имеет 3 режима работы - запись мгновенных значений аналоговых величин с частотой выборки 800 или 1600 Гц, а также запись огибающих действующих значений напряжений и токов или частоты сети с частотой выборки 200 Гц (для отдельных исполнений). Запись осциллограммы может производиться при пуске или срабатывании ступеней защит, УРОВ, при срабатывании некоторых функций автоматики, а также при срабатывании или возврате сигналов на дискретных входах. Общая длина осциллограмм при записи 8-ми аналоговых каналов составляет 45 секунд.

Устройства ТОР 200 имеют единую аппаратную платформу и выполнены с использованием унифицированных блоков, что позволяет потребителю минимизировать количество ЗИП, а также облегчить процесс наладки и обслуживания новой техники. Типы блоков в большинстве типоисполнений совпадают, что дает возможность на месте произвести их замену.

Выбор типоисполнений производится исходя из требуемой функциональности в части выполнения защит (направленные или ненаправленные), схем выполнения цепей вторичной коммутации, а также дополнительных показателей. Выбор исполнения измерительных цепей производится исходя из необходимости наличия одновременного замера и цепей тока и цепей напряжения.

В таблице 8.1 приведены основные типоисполнения устройств ТОР 200. Возможность выполнения устройств по индивидуальным требованиям заказчика.

Таблица 8.1 - Устройства ТОР 200

Типоисполнение устройства	Выполняемые функции защит, автоматики, измерения	Защищаемое присоединение
ТОР 200-Л32 2xx2	I>, I>>, I>>>, I₀>, ΔI, УРОВ, ЛЗШ	КЛ, ВЛ, линия к ТСН
ТОР 200-Л22 2хх2 ТОР 200-Л62 2хх2	I>→, I>>→, I>>>→, I₀>→, ΔI, I2, АПВ,U<, 3U<, 3U₀>, 3U>, ЛЗЩ, измерение P, Q, E, I, U
ТОР 200-Л22 3хх2	I>→, >>→, >>>→, I₀>→, ΔI, I2, АПВ, U<, 3U<, 3U₀>, ЛЗЩ, измерение P, Q, E, I, U	Линия к БСК
ТОР 200-Л28 3хх2 ТОР 200-Л68 3хх2	I>, I>>, I>>>, I₀>,ΔI, УРОВ, ЛЗШ, измерение P, Q, E, I, U. Для распределительных ПС	КЛ, ВЛ, линия к ТСН
ТОР 200-ДЗЛ29 3882 ТОР 200-ДЗЛ69 3882	Продольная ДЗЛ, I>, I>>, I>>>, ΔI, УРОВ, ЛЗШ, измерение P, Q, E, I, U	КЛ, ВЛ, шинопровод, ошиновка
ТОР 200-ДЗШ57 3882 ТОР 200-ДЗШ77 3882	Центральное устройство ДЗЛ I>, I>>, I>>>, I₀>, УРОВ, ЛЗШ	Секция шин 6-35 кВ
ТОР 200-С22 3хх2 ТОР 200-С62 3хх2	I>, I>>, I>>>, I₀>,ΔI, I2, U<, УРОВ, ЛЗШ, АВР, ВНР, измерение P, Q, E, I, U. Для ПС с мощными двигателями.	Секционный выключатель резервный ввод
ТОР 200-С28 3хх2 ТОР 200-С68 3хх2	I>, I>>, I>>>, I₀>,ΔI, I2, U<, УРОВ, ЛЗШ, АВР, ВНР, измерение P, Q, E, I, U. Для распределительных ПС.	Секционный выключатель резервный ввод
ТОР 200-С29 3хх2 ТОР 200-С69 3хх2	Z>, I>, I>>, I>>>, I₀>,ΔI, I2, 3U<, 3U<<, УРОВ, ЛЗШ, АВР, ВНР, измерение P, Q, E, I, U	Резервный ввод с дистанционной защитой
ТОР 200-В22 3хх2 ТОР 200-В62 3хх2	ЗПП, I>→, I>>→, I>>>→, I₀>→, U<, U<<, 3U<, 3U<<, 3U>, ΔI, I2, АПВ, пуск АВР, ЛЗШ, ВНР, измерение P, Q, E, I, U. Для ПС с мощными двигателями	Вводной выключатель (рабочий ввод)
ТОР 200-В28 3хх2 ТОР 200-В68 3хх2	ЗПП, I>, I>>, I>>>, I₀>, U<, U<<, 3U<, 3U<<, 3U>, ΔI, I2, АПВ, пуск АВР, ЛЗШ, ВНР, измерение P, Q, E, I, U. Для распределительных ПС	Вводной выключатель (рабочий ввод)
ТОР 200-В29 3хх2 ТОР 200-В69 3хх2	Z>, I>, I>>, I>>>, I₀>,ΔI, I2, 3U<, 3U<<, U>, УРОВ, ЛЗШ, пуск АВР, ЛЗШ, ВНР, измерение P, Q, E, I, U	Рабочий ввод с дистанционной защитой
ТОР 200-Н43 3хх2	U<, U<<, 3U<, 3U<<, U2, 3U>, 3U₀>, f<, f<<,f<<<, f<<<<, df/dt, ЧАПВ, пуск АВР	Трансформатор напряжения секции
ТОР 200-КЧР22 4хх2	3 очереди по 2 ст. АЧР +1 ст. ЧАПВ + до 12 цепей включения присоединений; блок по HM, частоте 2 СШ, df/dt	Контроллер частотной разгрузки
ТОР 200-КЧР23 4хх2	14 очередей по 2 ст. АЧР +1 ст. ЧАПВ; блок по HM, частоте 2 СШ, df/dt	Контроллер частотной разгрузки

8.2.1 Защита КЛ - 6 кВ

Используем терминал защиты кабельной или воздушной линии, линии к ТСН, линии к батарее статических конденсаторов "ТОР 200-Л".

Терминалы "ТОР 200-Л" предназначены для использования в качестве защиты и автоматики выключателей присоединений 6-35 кВ: кабельной или воздушной линии, линии к ТСН. Реализована сетевая автоматика (АВР, АПВ) для секционирующих пунктов, а также автоматика управления батареей статических конденсаторов. Имеется встроенная диагностика ресурса выключателя и локатор повреждения при междуфазных замыканиях на линии, показывающий, расстояние до места повреждения.

Основные характеристики.

Управление выключателем:

· дистанционное управление от АСУ ТП;

· местное управление от ключей на двери релейного шкафа;

· местное управление с кнопок на лицевой панели,

· блокировка от многократных включений выключателя;

· контроль цепей управления (РПО, РПВ), контроль давление элегаза;

· запрет включения при отключенном автомате ШП и неисправности цепей включения;

· возможность действия на вторую катушку отключения выключателя.

Защиты:

· трехступенчатая ненаправленная МТЗ;

· трехступенчатая направленная МТЗ;

· одноступенчатая ненаправленная токовая защита от замыканий на землю;

· одноступенчатая направленная токовая защита от замыканий на землю;

· одноступенчатая защита от замыканий на землю (на высших гармониках);

· защита от несимметричных режимов работы по току обратной последовательности (I2) и по току несимметрии (I?);

· ускорение второй ступени МТЗ при включении выключателя;

· УРОВ с отдельным токовым органом;

· одноступенчатая трехфазная защита максимального напряжения;

· однофазная или трёхфазная одноступенчатая защита минимального напряжения;

· одноступенчатая защита по напряжению нулевой последовательности;

· организация цепей блокировки ЛЗШ.

Автоматика:

· одно или двухступенчатое АПВ;

· отключение от внешних цепей (АЧР, ЗМН и др.);

· автоматическое включение резервного питания (для ТСН);

· автоматическое включение/выключение БСК;

· автоматика сетевого АПВ и АВР для секционирующих пунктов.

Дополнительные возможности:

· измерения активной, реактивной мощности, энергии, частоты;

· дополнительный модуль входных/выходных сигналов.

Особенности:

· селективная защита при однофазных замыканиях на землю;

· определение места междуфазного повреждения (в км) в распределенных сетях;

· диагностика ресурса выключателя;

· режим тестирования.

Состав устройства:

· количество аналоговых каналов - 8 (4 тока и 4 напряжения);

· количество дискретных входов - 12;

· количество выходных реле - 11.

8.2.2 Секционный выключатель 6 кВ

Используем терминал защиты "ТОР 200-С".

Терминалы "ТОР 200-С" предназначены для использования в качестве защиты и автоматики секционного выключателя и резервного ввода 6-35 кВ. устройства обеспечивают действия защит и автоматики как для секций шин с мощными синхронными или асинхронными двигателями, так и для секций шин собственных нужд электростанций, а также для секций шин распределительных сетей.

Основные характеристики.

Управление выключателем:

· дистанционное управление от АСУ ТП;

· местное управление от ключей на двери релейного шкафа;

· местное управление с кнопок на лицевой панели,

· блокировка от многократных включений выключателя;

· контроль цепей управления (РПО, РПВ), контроль давление элегаза;

· запрет включения при отключенном автомате ШП и неисправности цепей включения;

· возможность действия на вторую катушку отключения выключателя.

Защиты:

· трехступенчатая ненаправленная МТЗ;

· трехступенчатая направленная МТЗ;

· одноступенчатая ненаправленная токовая защита от замыканий на землю;

· защита от несимметричных режимов работы по току обратной последовательности (I2) и по току несимметрии (I?);

· ускорение второй ступени МТЗ при включении выключателя;

· УРОВ с отдельным токовым органом;

· однофазная или трёхфазная трехступенчатая защита минимального напряжения;

· организация цепей блокировки ЛЗШ.

Автоматика:

· АВР секции шин с контролем остаточного напряжения на секции;

· автоматическое восстановление схемы исходного режима;

· отключение от внешних цепей.

Особенности:

· дистанционная защита резервного ввода секций собственных нужд станций;

· логическая защита шин;

· диагностика ресурса выключателя;

· режим тестирования.

Состав устройства:

· количество аналоговых каналов - 8 (4 тока и 4 напряжения);

· количество дискретных входов - 18;

· количество выходных реле - 17.

Функциональные версии:

· "ТОР 200-С 22 3хх2" - секционный выключатель, резервный ввод, рекомендуется для использования на подстанциях с синхронными двигателями;

· "ТОР 200-С 28 3хх2" - секционный выключатель, резервный ввод секции, рекомендуется для использования на распределительных подстанциях сетей;

· "ТОР 200-С 29 3хх2" - резервный ввод с дистанционной защитой, станционное исполнение.

8.2.3 Вводной выключатель 6 кВ

Используем терминалы защиты и автоматики рабочего ввода 6-35 кВ "ТОР 200-В".

Терминалы "TOP 200-В" предназначены для использования в качестве защиты и автоматики выключателей рабочих вводов секций шин напряжением 6-35 кВ. Устройства обеспечивают действие защит и автоматики как для секций шин с мощными синхронными или асинхронными двигателями, так и для секций шин собственных нужд электростанций, а также для секций шин распределительных сетей.

Основные характеристики.

Управление выключателем:

· дистанционное управление от АСУ ТП;

· местное управление от ключей на двери релейного шкафа;

· местное управление с кнопок на лицевой панели,

· блокировка от многократных включений выключателя;

· контроль цепей управления (РПО, РПВ), контроль давление элегаза;

· запрет включения при отключенном автомате ШП и неисправности цепей включения;

· возможность действия на вторую катушку отключения выключателя.

Защиты:

· трехступенчатая ненаправленная МТЗ;

· трехступенчатая направленная МТЗ;

· одноступенчатая ненаправленная токовая защита от замыканий на землю;

· одноступенчатая направленная токовая защита от замыканий на землю;

· защита от несимметричных режимов работы по току обратной последовательности (I2) и по току несимметрии (I?);

· ступень контроля напряжения обратной последовательности (U2);

· ускорение второй ступени МТЗ при включении выключателя;

· защита от потери питания с контролем снижения частоты (в версии "ТОР 200-В 22");

· УРОВ с отдельным токовым органом;

· одноступенчатая трехфазная защита максимального напряжения;

· одноступенчатая однофазная защита максимального напряжения;

· двухступенчатая трехфазная защита минимального напряжения;

· дистанционная защита (в версии "ТОР 200-В 29");

· организация цепей блокировки ЛЗШ.

Автоматика:

· одноступенчатое АПВ;

· отключение от внешних цепей;

· цепи пуска АВР ввода;

· восстановление схемы исходного режима;

Функциональные версии:

· "ТОР 200-В 22 3хх2" - рабочий ввод секции, рекомендуется для использования на подстанциях с синхронными двигателями;

· "ТОР 200-В 28 3хх2" - рабочий ввод секции, рекомендуется для использования на распределительных подстанциях сетей;

· "ТОР 200-В 29 3хх2" - рабочий ввод секции с дистанционной защитой, станционное исполнение.

Особенности:

· дистанционная защита рабочего ввода секций собственных нужд станций;

· логическая защита шин;

· диагностика ресурса выключателя;

· режим тестирования.

Состав устройства:

· количество аналоговых каналов - 8 (4 тока и 4 напряжения);

· количество дискретных входов - 18;

· количество выходных реле - 17;

· порты связи - по заказу.

8.2.4 Шины 6 кВ

ЛЗШ и ЗДЗ

ЛЗШ реализуется с помощью токовой питающего элемента (ввода ВВ или секционного выключателя (СВ)). При КЗ на шинах ввод отключается без выдержки времени, при КЗ на отходящей от шин линии пуск МТЗ этого терминала блокирует отсечку питающих элементов.

Последствия дугового КЗ в распределительных устройствах низкого и среднего напряжения могут быть очень тяжелыми. Дуговой разряд способен вывести из строя дорогое оборудование и вызвать продолжительные и дорогостоящие простои. Кроме того, электрическая дуга может нанести тяжелые травмы персоналу. Причинами дуги могут быть, например, повреждения изоляции, неисправность оборудования, неправильные соединения шин и кабелей, перенапряжения, коррозия, загрязнение, влага, ферромагнитный резонанс (измерительных трансформаторов) и даже старение под действием электростатического напряжения. Воздействие большинства этих факторов можно предотвратить надлежащим техническим обслуживанием. Но несмотря на все меры предосторожности, к коротким замыканиям через дугу могут даже приводить ошибки персонала. При обнаружении и минимизации последствий дугового разряда ключевым фактором является время. Дуговой разряд, в течении 500 мс способен значительно повредить изоляцию. При длительности дугового разряда мене 100мс, повреждения часто имеют меньший масштаб, а если дуга устраняется меньше чем за 35 мс, повреждения почти незаметны.

Для реализации ЗДЗ установим на подстанции КРУ типа СЭЩ-66 с вакуумными выключателями. Для реализации ЗДЗ в шкафу установлены фототиристоры типа ФТ-132-25-10. Сигналы от ФТ по оптоволоконному кабелю заводятся на оптовходы терминалов защит.

Используем контроллер частотной разгрузки "ТОР 200-КЧР-22".

Комплектные устройства автоматики "ТОР 200-КЧР" предназначены для выполнения функций автоматического отключения и последующего поэтапного включения потребителей электроэнергии при снижении частоты в сети в режиме дефицита активной мощности.

Контроллер выполняет отключение потребителей тремя очередями АЧР при дефиците активной мощности в сети. Включение потребителей производится как в ручном, так и в автоматическом режиме. Предусмотрено ручное прерывание циклов ЧАПВ, а также блокирование действия автоматики.

Основные характеристики.

Защита и автоматика:

· автоматическая частотная разгрузка (в три очереди);

· автоматическое включение присоединений при восстановлении частоты;

· две ступени АЧР и одна ступень ЧАПВ для каждой очереди;

· последовательное включение с заданным интервалом до 12 присоединений для каждой очереди;

· ЧАПВ с контролем напряжения секции.

Дополнительные возможности:

· ручной пуск циклов ЧАПВ, не дожидаясь восстановления частоты;

· ручное прерывание циклов ЧАПВ;

· оперативный вывод из работы всех выходных реле с помощью ключа.

Особенности:

· блокирование АЧР по:

· направлению мощности;

· частоте смежной секции;

· минимальному напряжению;

· скорости изменения частоты;

· дискретному входу;

· гибкое распределение выходных реле между очередями;

· запись огибающих частоты и действующих значений напряжений и токов в сети с частотой выборки 200 Гц;

· режим тестирования.

Состав устройства:

· количество аналоговых каналов - 7 (4 напряжения и 3 тока);

· количество дискретных входов - 6;

· количество выходных реле - 33;

8.2.5 Трансформатор напряжения 6 кВ

Используем терминал трансформатора напряжения секции 6-35 кВ "ТОР 200-Н".

Терминалы TOP 200-Н имеют в своём составе набор измерительных органов по напряжению, которые предназначены для выполнения групповых защит и автоматики секции шин. Терминалы позволяют реализовать функции АВР ввода, двух ступеней ЗМН, вольтметровой блокировки токовых защит, органа напряжения на секции, органа напряжения обратной последовательности, защиты от понижения и повышения частоты.

Основные характеристики.

Защиты:

· защита минимального напряжения первой ступени (ступень U<<<);

· защита минимального напряжения второй ступени (ступень U<<<<);

· защита от замыкания на землю по напряжению нулевой последовательности (ступень Uo>);

· защита по напряжению обратной последовательности (ступень U2>);

· четырёхступенчатая защита по снижению частоты;

· двухступенчатая защита по повышению частоты;

· защита по скорости изменения частоты.

Автоматика:

· цепи пуска АВР ввода (ступень U<<);

· контроль напряжения секции шин (ступень 3U>);

· контроль остаточного напряжения на секции шин (ступень U<<<<);

· комбинированный пуск МТЗ присоединений секции шин (ступень U<, U2>).

Дополнительные возможности:

· цепи пуска АВР ввода с контролем напряжения на смежной секции;

· дополнительный модуль входных/выходных сигналов.

Особенности:

· режим тестирования.

Состав устройства:

· количество аналоговых каналов - 4 напряжения;

· количество дискретных входов - 12;

· количество выходных реле - 11.

8.2.6 Защита трансформаторов 6/0,4 кВ

Используем терминал защиты "ТОР 200-Л". Его характеристики описаны выше.

8.2.7 Защита трансформатора 35/6 кВ

Используем шкаф защиты трансформаторов 110-220 кВ "Бреслер ШТ 2108".

Шкаф защиты типа "Бреслер ШТ 2108" (рисунок 8.2) содержит основную защиту трансформатора с абсолютной селективностью, а также комплект основных и резервных защит, реализовано на базе терминала типа "Бреслер ШТ 2108". По требованию заказчика устройство может быть дополнено комплектом автоматики управления выключателем стороны ВН и резервных защит и/или комплектом автоматического регулирования напряжения трансформатора. Устройство предназначено для выполнения функций релейной защиты, автоматики, местного/дистанционного управления, измерения, сигнализации, регистрации, осциллографирования понижающих трансформаторов с высшим напряжением 110-220 кВ и в том числе двухобмоточных с расщепленной обмоткой НН.

Рисунок 8.2 - Внешний вид шкафа

Комплект основных защит трансформатора.

Реализован на базе микропроцессорного терминала защиты 110 - 220 кВ типа "Бреслер ТТ 2108". Имеет входы для подключения токов с трех сторон трансформатора (ВН, СН и НН) и напряжения от сторон СН и НН. Имеет до 56 дискретных входов и 56 выходных реле.

Терминал содержит следующий набор защит:

· Дифференциальную защиту трехобмоточного трансформатора;

Уставка - от 20% от номинального тока трансформатора. Время срабатывания - 30 мс.

Дифференциальная токовая отсечка для мгновенного отключения замыканий с большим током КЗ.

Дифференциальный орган с торможением и отстройкой от бросков намагничивающего тока по критериям второй гармоники и формы тока - для отключения внутренних замыканий с малым током КЗ. Дополнительный критерий для отстройки от внешних замыканий.

Цифровая компенсация группы соединения обмоток трансформатора и цифровое выравнивание токов плеч.

· Цепи отключения от газовой защиты трансформатора и РПН;

Сигнальная и отключающая ступень ГЗ трансформатора, отключающая ступень ГЗ РПН. Возможность перевода ступеней на сигнал и отключение.

· УРОВ стороны ВН;

С контролем тока, с возможностью действия на "свой" выключатель, с контролем положения РПВ, с возможностью пуска от внешних устройств РЗиА.

· ТЗНП стороны ВН;

Может быть отстроена от бросков намагничивающего тока по критерию второй гармоники.

· МТЗ сторон ВН;

Реагирует на разность фазных токов. С комбинированным пуском по напряжению СН и НН, с отстройкой от бросков намагничивающего тока по критерию второй гармоники.

· МТЗ сторон СН и НН;

Три ступени. С комбинированным пуском по напряжению. Ступень с направленностью. Ступень с автоматическим ускорением (при включении выключателя).

· Логическую защиту шин СН и НН;

· Цепи отключения от внешних устройств РЗиА;

Общий вход внешнего отключения. Отдельные входы для отключения трансформатора от устройств РЗиА сторон СН и НН с дополнительной выдержкой времени.

· Цепи сигнализации от датчиков трансформатора;

Сигнализация при повышении и понижении температуры масла, понижении уровня масла, неисправности системы охлаждения трансформатора.

· Защиту от перегруза;

Контроль токов с трех сторон.

· Реле тока для пуска охлаждения;

Контроль токов с трех сторон.

· Реле тока и напряжения для блокирования РПН.

Контроль тока стороны ВН и напряжений СН и НН.

энергонезависимой памяти записей общей длительностью до 128 секунд.

Комплект резервных защит трансформатора.

Реализован на базе микропроцессорного терминала защиты и автоматики типа "ТОР 200-Л" (см. описание выше). Имеет входы для подключения трех фазных токов и тока в нейтрали трансформатора и трех междуфазных напряжений 3U₀.

Терминал реализует следующий набор функций защиты и автоматики:

· Автоматика управления выключателем стороны ВН;

· Диагностика выключателя стороны ВН;

· Цепи отключения от газовой защиты трансформатора и РПН;

· ТНЗП стороны ВН;

· МТЗ стороны ВН с комбинированным пуском по напряжению;

· УРОВ стороны ВН;

· Защиту от обрыва фаз;

· Контроль изоляции стороны НН.

8.2.8 Защита ЛЭП 35 кВ на питающей подстанции

Используем шкаф защиты "Бреслер ШЛ 2606.17" (рисунок 8.3) ступенчатых защит и автоматики управления выключателем 6-35 кВ.

Рисунок 8.3 - Внешний вид шкафа

Устройство предназначено для защиты линий электропередачи 6-35 кВ, содержит комплект ступенчатых защит и автоматику управления выключателем. Шкаф является функциональным аналогом электромеханических панелей ПЗ-152, ПЗ-153, ПЗ-3, ПЗ-4 и может использоваться в качестве их замены.

Защиты, входящие в состав устройства, обеспечивают селективное отключение повреждений в защищаемой линии, а также резервирование защит смежных участков при повреждении в зоне действия резервных ступеней защиты.

Автоматика управления выключателем формирует сигналы на включение и отключение выключателя по командам, приходящим от защит и устройств телемеханики или ключа дистанционного управления.

Устройство защиты типа "Бреслер ШЛ 2606.17" соответствует требованиям технических условий ТУ 3433-009-54080722-05.

Защищаемые объекты:

§ линии электропередачи 6-35 кВ с ответвительными подстанциями и без них, оборудованные устройствами трехфазного автоматического повторного включения (ТАПВ);

§ линии электропередачи 6-35 кВ внешнего электроснабжения тяговой нагрузки.

Функции защиты:

§ четырехступенчатая дистанционная защита (ДЗ) с пуском по току и напряжению (три ступени выполняют защиту от междуфазных и двойных замыканий на землю, одна ступень предназначена для выполнений функций защиты дальнего резервирования). Для совместимости с электромеханическими защитами характеристики срабатывания реле сопротивления могут быть круговыми;

§ токовые пусковые органы дистанционной защиты;

§ двухступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ) с возможностью выбора режима направленности;

§ модуль автоматического и оперативного ускорения любой из ступеней МТЗ и ДЗ с контролем и без контроля направленности;

§ ненаправленная фазная и междуфазная токовая отсечка (ТО);

§ токовая отсечка нулевой последовательности (ТОНП);

§ токовая блокировка при качаниях (БК I);

§ блокировка при неисправности цепей напряжения (БНН);

§ защита от обрыва фаз (ЗОФ).

Функции автоматики:

§ однократное или двукратное ТАПВ линии, однократное ТАПВ шин:

§ с контролем напряжения на линии и шинах;

§ с контролем синхронизма;

§ трехступенчатая автоматическая разгрузка при перегрузке по току (тепловая защита линии).

Функции управления:

§ местное/дистанционное управление выключателем;

§ контроль исправности измерительных цепей тока и напряжения.

Защиты выключателя:

§ устройство резервирования при отказе выключателя;

§ защита электромагнитов выключателя от протекания длительного тока.

Автоматика управления выключателем:

§ контроль цепей управления выключателем;

§ узел включения выключателя;

§ узел отключения выключателя;

§ узел фиксации положения выключателя;

§ узел фиксации несоответствия положения выключателя.

Измерение, регистрация, сигнализация:

§ определение расстояния до места повреждения;

§ календарь и часы реального времени;

§ индикация текущих значений токов и напряжений в виде фазных величин или их симметричных составляющих;

§ расчет и индикация активной и реактивной мощности линии, частоты, сопротивления;

§ осцилограффирование токов, напряжений и дискретных сигналов;

§ индикация текущего состояния дискретных входных и выходных сигналов;

§ непрерывная проверка функционирования и самодиагностика.

Связь с АСУ ТП, персональным компьютером:

§ Два разъема для связи с АСУ ТП (на задней панели терминала: тип RS 485, скорость передачи от 9 600 до 115 200 Кбит/с, максимальное расстояние передачи 1 200 м). Связь с системой АСУ осуществляется в соответствии с международным стандартом IEC 60870-5-103 "Устройства и системы телемеханики Часть 5-103: Протокол передачи - дополняющий стандарт для информационного обмена с устройствами защиты".

§ Разъем для связи с персональным компьютером (на передней панели терминала: тип - RS 232, скорость передачи - 115 200 Кбит/с, максимальное расстояние передачи - 15 м).

§ Программа мониторинга и управления терминалами защит серии "Бреслер" - BSCADA.

Устройства выполняются по индивидуальным и типовым проектным решениям в соответствии с картой заказа со следующей функциональностью:

§ основные защиты линии;

§ ступенчатые защиты присоединений;

§ защиты и автоматика управления выключателем.

8.3 Расчет уставок защит

8.3.1 Кабельная линия 6 кВ

Определим ток срабатывания МТЗ согласно /10/, отстроенный от наибольшего рабочего тока линии.

В установившемся режиме максимальное значение тока:

А (8.1)

Выберем трансформатор тока ТОЛ-10/200 ()

ступень - токовая отсечка:

ТО должна быть отстроена от максимального тока КЗ в конце линии.

А (8.2)

Найдем ток срабатывания реле:

(8.3)

ступень - МТЗ с независимой выдержкой времени.

Коэффициент самозапуска нагрузки k_сз = 1,3

Защита отстраивается от пускового режима, ток срабатывания защиты:

А (8.4)

где k_н - коэффициент надежности несрабатывания защиты;

k_сз - коэффициент самозапуска нагрузки;

k_в - коэффициент возврата максимальных цифровых реле тока

Ток срабатывания реле:

А (8.5)

Коэффициент чувствительности:

(8.6)

Выдержка времени принимается большей на ступень селективности, чем выдержка времени на ЦРУ. Т.к. на ЦРУ выдержка времени = 0, следовательно

(8.7)

(8.8)

Выбор выдержки времени на трансформаторе:

Рисунок 8.4 - Выдержки времени для объектов

Выбор уставок УРОВ

Функция УРОВ терминала защиты реализует принцип индивидуального устройства, причем схема УРОВ выполнена универсальной и возможна реализация УРОВ как по схеме с дублированным пуском от защит с контролем РПВ, так и по схеме с автоматической проверкой исправности выключателя.

Выдержка времени УРОВ может быть принята равной (0,2 - 0,3) с, что улучшает условия сохранения устойчивости энергосистемы и уменьшает выдержки времени резервных защит.

Ток срабатывания реле тока УРОВ должен выбираться по возможности минимальным. Рекомендованное значение тока срабатывания - от 0,05 до 0,1I_ном присоединения.

А (8.9)

8.3.2 Секционный выключатель 6 кВ

Мощность присоединений 14-ти трансформаторных подстанций:

МВА (8.10)

Рабочий максимальный ток через секционный выключатель:

А (8.11)

Выбираем трансформатор тока ТЛП-10-6 с первичным номинальным током 2000А и вторичным номинальным током - 5А. Коэффициент трансформации n_тр=400.

Согласно /10/.

-ая ступень - Т.О. без выдержки времени выводим из работы.

-ая ступень защиты - Т.О. с выдержкой времени выводим из работы.

-я ступень - МТЗ.

А (8.12)

Схема соединения трансформаторов тока и блоков защиты - неполная звезда с дополнительным реле. Ток срабатывания реле:

А (8.13)

(8.14)

Используем МТЗ с независимой выдержкой времени, так как на смежных присоединениях одинаковые выдержки времени, то берем выдержку времени на ступень селективности 0,3с выше, чем у защиты кабельных ЛЭП.

с (8.15)

Выбор уставок АВР

Напряжение срабатывания АВР отстраивается от наименьшего расчетного наименьшего остаточного напряжения КЗ и от наименьшего напряжения при самозапуске электродвигателей. В большинстве случаев обоим условиям удовлетворяет напряжение срабатывания, равное:

(8.16)

кВ

где U_{ном -}номинальное напряжение электроустановки.

в (8.17)

Выдержка времени АВР должна быть больше максимальной выдержки питающего присоединения на 2,5-3,5с.

(8.18), с

Выбор уставок УРОВ

Выдержка времени УРОВ может быть принята равной (0,2-0,3) с, что улучшает условия сохранения устойчивости энергосистемы и уменьшает выдержки времени резервных защит.

А (8.19)

8.3.3 Трансформатор 6 кВ

Видами защит на трансформаторе 6кВ являются: ТО (многофазные замыкания на обмотках и выводах); МТЗ (от внешних многофазных КЗ); От перегрузки (однофазная); Газовая (понижение уровня масла и повреждений в баке); Защита нулевого провода от однофазных КЗ (ТЗНП); УРОВ (с блокировкой ТО и газовой защиты).

Согласно /10/ рассчитаем защиты трансформатора.

Токовая отсечка

Селективность токовой отсечки может быть достигнута выбором тока срабатывания отсечки I_СО большим, чем максимальное значение тока КЗ I_КЗ при повреждении за трансформатором.

А (8.20)

Выберем трансформатор тока ТОЛ-10/100 ()

(8.21)

где коэффициент надежности k_н принимается для токовых отсечек, в соответствии с рекомендации па расчету уставок равным k_н=1,2.

А;

Найдем ток срабатывания реле:

Выдержка времени для токовый отсечки составляет:

МТЗ

Ток срабатывания МТЗ выбирается в первичных амперах по трем условиям:

1) Несрабатывание защиты при сверхтоках послеаварийных перегрузок т.е. после отключения КЗ на предыдущем элементе. По этому условию:

(8.22)

где k_н =1,1 - коэффициент надежности несрабатывания защиты;

k_сз = 2 - коэффициент самозапуска нагрузки (т.к. нет сведений о нагрузке и про двигатели ничего не сказано);

k_в - коэффициент возврата максимальных цифровых реле тока.

Ток срабатывания реле:

А (8.23)

2) Согласовании чувствительности защит последующего и предыдущего элементов. Информация о последующих элементах после трансформатора не известна, поэтому расчетов для зоны резервирования не предусматриваем.

3) Обеспечение достаточной чувствительности в конце защищаемого объекта (основная зона).

Коэффициент чувствительности:

(8.24)

Выдержка времени МТЗ составляет с, где 0,4 - выдержка времени автомата на стороне 0,4 кВ, 0,3 - ступень селективности для цифровых реле.

Защита от перегрузки

Будем считать, что наша подстанция с обслуживающим персоналом, т.е. защита от перегрузки выполнена одной ступенью.

А (8.25)

А (8.26)

Время срабатывании защиты от перегрузки принимаем равным с.

ТЗНП

Из /4/ по формуле (2-18а) рассчитываем ток однофазного металлического КЗ, за трансформатором, который вычисляется без учета сопротивлений питающей энергосистемы до места включения трансформатора и без учета переходного сопротивления в месте КЗ:

(8.27)

где U_ф - фазное напряжение (230 В для рассматриваемой сети 0,4 - 0,23кВ);

- полное рассматриваемое сопротивление трансформатора при рассматриваемом виде КЗ.

Значение сопротивлений для различных трансформаторов приведены в приложении /2/ и отнесены к напряжению 0,4кВ.

Для нашего трансформатора типа ТМ-6/04 (630кВА) 0,038 Ом, тогда ток однофазного КЗ на землю по выражению: А, приведем этот ток к напряжению 6кВ: А.

Выбираем ток срабатывания по следующим условиям:

1) ;

2) Согласование чувствительности и времени с характеристиками защитных устройств электродвигателей и линий 0,4кВ, не имеющих специальных защит нулевой последовательности т.е. согласование с характеристиками предохранителей, максимальных расцепителей и автоматов;

) Обеспечение достаточной чувствительности при однофазных КЗ на землю на стороне 0,4 кВ защищаемого трансформатора (k_{ч. осн}≈2). Также следует обеспечивать резервирование защитных устройств элементов 0,4 кВ.

А - приведенный к стороне 0,4 кВ. По условию 1):

А.

По условию 2) ток срабатывания защиты выбирается следующим образом, чтобы при обеспечить ступень селективности Δt≈5c с характеристиками устройств элементов 0,4 кВ, не имеющих специальных защит нулевой последовательности (рисунок 8.5).

Рисунок 8.5 - Согласование защит нулевой последовательности трансформатора 0,4 кВ (кривая 2) и характеристик предохранителей и автомата 0,4 кВ (токи приведены на стороне 0,4кВ)

По рисунку 8.5 характеристики наиболее мощных элементов 0,4кВ, защита которых может осуществляться с помощью предохранителей или автоматов. По условию пункта 2) следует принять ток срабатывания защиты нулевой последовательности 2 равным А, при t_сз=6с. При этом коэффициент чувствительности основной защиты - удовлетворяет ПУЭ, но ток срабатывания большой, т.е. на наиболее мощных элементах будет необходимость установки специальных защит нулевой последовательности. ПУЭ допускает неселективное отключение трансформатора 6/0,4кВ не согласовывать рассматриваемую защиту нулевой последовательности с защитами отключающих элементов 0,4кВ при однофазном КЗ. Коэффициент чувствительности в зоне резервирования при этом не рассчитывается.

8.3.4 Трансформатор 35 кВ

Коэффициент возврата всех максимальных измерительных органов в расчетах рекомендуется принимать равным 0,95, а минимальных - 1,05.

Коэффициент возврата ДЗТ - не ниже 0,8.

Номинальные токи для всех сторон n трансформатора определяются ро выражению:

(8.28)

где S_{ном -}номинальная мощность трансформатора;

U_ном,n - номинальное напряжение стороны n.

А;

А.

Выбор уставок и проверка чувствительности дифференциальной защиты трансформатора.

Дифференциальная защита с торможением предназначена для отключения практически всех видов замыканий внутри защищаемой зоны, в том числе с малым током замыкания. В дифференциальной токовой защите для каждой фазы предусмотрены орган дифференциальной токовой отсечки и дифференциальный орган с торможением.

Формирование рабочих величин дифференциального органа с торможением (дифференциального о тормозного токов) происходит следующим образом.

Дифференциальный ток рассчитывается как сумма токов плеч основной гармоники соответствующего канала дифференциальной токовой защиты:

(8.29)

где - основные гармоники токов плеч рассматриваемого канала дифференциальной защиты (канала фазы А, В или С), приведенные к номинальному току наиболее мощной обмотки (базисному току).

Входной ток, равный току плеча с максимальным модулем, выходной и тормозной токи определяются в соответствии со следующими выражениями:

8.30), ,

где φ - угол между входным и выходным токами.

Рассмотрим принцип формирования дифференциального и тормозного токов на примере двухобмоточного трансформатора с питанием со стороны при внешнем и внутренним КЗ (рисунок - 8.6). В качестве положительного принято направление к объекту защиты.

Рисунок 8.6 - Токораспределение в двухобмоточном трансформаторе при внешнем (а) и внутреннем (б) КЗ

Рассмотрим внешнее КЗ (рисунок 8.6а). В соответствии с описанными выше принципами дифференциальный ток равен:

Входной ток равен максимальному из токов т.е. току .

Выходной ток равен:

(8.31)

Выходной и входной токи равны, значит угол между ними φ = 0. Тогда тормозной ток определяется по выражению:

(8.32)

При внутреннем КЗ (рисунок 8.6б). В данном примере предполагается, что со стороны НН подпитки нет, т.е. . При этом дифференциальный ток равен:

Входной ток равен максимальному из токов .

Выходной ток равен:

(8.33)

Токи, необходимые для расчета уставок, и сами уставки следует рассчитывать в относительных единицах, т.е. в долях от номинального тока наиболее мощной обмотки (базисный ток). Для задания в терминале значений уставок, полученных в относительных единицах, умножить на 100%.

В терминале предусмотрена защита для двух и трехобмоточных трансформаторов с разными группами соединения обмоток. Схема и группа соединения задается в виде отдельной программной накладки "Группа", которая может быть задана равной одному из значений:

"0 - Yy-00", "1 - Dd-00", "2 - Yd-11" - для двухобмоточных трансформаторов;

"3 - Yyy-00-00", "4 - Ddd-00-00", "5 - Yyd-00-11", "6 - Ydd-11-11" - для трехобмоточных трансформаторов.

Компенсация 11 группы соединения силового трансформатора производится цифровым способом, что позволяет использовать по всем сторонам ТТ, соединенные в группу "звезда". Предусмотрена возможность использования ДЗТ в схеме с измерительными ТТ на стороне ВН и СН, соединенными в группу "треугольник". В этом случае требуется задать уставку группы соединения равной Д/Д-0 или Д/Д/Д-0-0. Предусмотрена возможность использования ДЗТ в схеме с ТТ на стороне СН и/или НН, соединенными в группу "неполная звезда". В этом случае дифференциальная защита выполняется двух канальной. Для этого требуется вывести канал ДЗТ фазы В с помощью программной накладки N10.

Выбор уставок дифференциального органа с торможением

Дифференциальную защиту трансформаторов необходимо отстраивать от максимального тока небаланса, а также от броска тока намагничивания (БТН). Отстройка от тока небаланса производится, как правило, за счет выбора уставок тормозной характеристики (ТХ). Отстройка режимов БТН обеспечивается с помощью торможения от блокировки по второй гармонике и блокировки по форме тока.

Тормозная характеристика состоит из двух участков (рисунок 8.7) и характеризуется следующими уставками:

- начальный дифференциальный ток срабатывания I_{диф. нач};

- начальный тормозной ток I_{торм. нач};

коэффициент торможения K_торм;

- тормозной ток блокировки I_блок.

Рисунок 8.7 - Тормозная характеристика дифференциальной защиты трансформатора

Для торможения дифференциального органа в режимах внешнего замыкания, сопровождающихся насыщением измерительных трансформаторов тока, область тормозной характеристики выводится по критерию, что входной и/или выходной токи меньше уставки.

Также для дифференциального органа с торможением должны быть заданы:

- уставка блокировки по второй гармонике K_гарм2;

- ток автоматической активации блокировки по второй гармонике при обнаружении внешнего КЗ I_{акт. г2}.

Уставки характеристики выбираются по условию отстройки от тока небаланса. Относительный ток небаланса в общем виде может быть определен как сумма трех составляющих, которые обусловлены погрешностями трансформаторов тока с учетом рабочего ответвления РПН и погрешностью выравнивания токов плеч в терминале защиты:

(8.34)

(8.35)

(8.36)

(8.37)

где - составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью ТТ;

- коэффициент учитывающий переходный режим (наличие апериодической составляющей тока), рекомендуется принимать 1;

- коэффициент однотипности трансформаторов тока. Для защиты "Бреслер" рекомендуется во всех рассматриваемых режимах с запасом принимать коэффициент однотипности равным 1,0;

- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока. Рекомендуется во всех случаях с запасом принимать величину равной 0,1;

- составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжение защищаемого трансформатора;

- погрешность, обусловленная регулированием напряжения под нагрузкой. Принимается равной максимальному отклонению напряжения от номинального при регулировании под нагрузкой в относительных величинах;

- составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью выравнивания токов плеч в терминале защиты;

- погрешность выравнивания токов плеч в терминале защиты. Следует принимать равной 0,03;

- относительный ток в режиме, для которого производится расчет небаланса, рекомендуется принимать номинальному току, т.е. значению 1. В случае недостаточной чувствительности в уточненных расчетах величина может быть принята равной начальному тормозному току I_торм.

Начальный дифференциальный ток срабатывания выбирается по условию отстройки от тока небаланса в нормальном режиме работы трансформатора:

где k_отс = 1,1…1,3 - коэффициент отстройки, учитывающий ошибки расчета и необходимый запас;

Уставка в устройстве обозначается "I_{диф. н}" и задается в процентах от номинального тока наиболее мощной обмотки. Для этого выбранное значение уставки I_{диф. н*} необходимо умножить на 100%.

Начальный тормозной ток рекомендуется выбирать из диапазона:

Уставка принимается равной минимальному значению 0,6 для пускорезервных трансформаторов и трансформаторов, на которых возможно несинхронное АВР. В остальных случаях уставка может быть принята равной 1,0. Принимаем значение 1.

Уставка в устройстве обозначается "I_торм" и задается в процентах от номинального тока наиболее мощной обмотки. Для этого выбранное значение уставки I_торм необходимо умножить на 100%.

Ток блокировки рекомендуется отстраивать от максимально возможного сквозного тока нагрузки. Уставку рекомендуется выбирать из диапазона:

Своего наибольшего значения сквозной ток нагрузки достигает при действии АВР секционного выключателя или АПВ питающих линий и может быть принят равным 1,5 при I_торм=1,0 и 1,2 при I_торм=0,6. Принимаем 1,5.

Уставка в устройстве обозначается "I_блок" и задается в процентов от номинального тока наиболее мощной обмотки. Для этого выбранное значение уставки I_блок необходимо умножить на 100%.

Коэффициент торможения рекомендуется рассчитывать по выражению:

(8.38)

где - относительный расчетный дифференциальный ток срабатывания при расчетном внешнем КЗ;

где - 1,1…1,3 - коэффициент отстройки;

где I_{торм. расч} - тормозной ток в расчетном режиме. Принимается равным максимальному относительному току при внешнем (как правило, трехфазном) КЗ.

Принимаем минимальную уставку 0,3.

Уставка в устройстве обозначается "K_торм" и задается в процентах от номинального тока наиболее мощной обмотки. Для этого выбранные значение уставки K_торм необходимо умножить на 100%.

Блокировка по второй гармонике предусмотрена для отстройки дифференциального органа от БТН, а также для дополнительного торможения защиты в режиме внешнего КЗ. Она реагирует на отношение модуля второй гармоники дифференциального тока к модулю основной гармоники. Уставку "К_гарм2" рекомендуется принимать равной 14%.

С помощью программной накладки N11 в устройстве защиты задается режим работы блокировки по второй гармонике:

- "1 - постоянная" - режим непрерывной работы;

- "2 - автоматическая" - режим автоматической активации.

В режиме автоматической активации блокировка находится в действии при выполнении хотя бы одного из условий:

модуль входного тока I_вх ниже 5% номинального тока транформатора;

- модуль входного тока резко увеличился (стал больше уставки I_актг2), в то время как дифференциальный ток I_диф остался достаточно малым.

Если значение программной накладки N11 принято равным "1 - постоянная", то предусмотрено продление работы блокировки при постановке силового трансформатора под напряжением в течении заданного времени с момента включения. Если значение программной накладки N11 принято равным "2 - автоматическая", то блокировка вводится в действие на заданное время с момента обнаружения внешнего замыкания для дополнительного торможения дифференциального органа в данном режиме, а также в случае возможного режима броска намагничивающего тока, возникающего после отключения внешнего замыкания.

Уставку I_актг2 рекомендуется выбирать по условию отстройки от максимального сквозного тока в нагрузочном режиме:

где k_отс=1,2…1,5 - коэффициент отстройки;

I_{нагр. макс*} - относительный максимальный нагрузочный ток, так как нагрузку по линиям 35 кВ приняли равной номинальному току трансформатора;

где I_нагр - максимальный нагрузочный ток, приведенный к стороне ВН защищаемого трансформатора;

I_{ном. ВН} - номинальный ток защищаемого трансформатора со стороны ВН.

Уставка в устройстве обозначается "I_актг2" и задается в процентах от номинального тока наиболее мощной обмотки. Для этого выбранное значение уставки I_актг2 необходимо умножить на 100%.

Для защиты "Бреслер ШТ 2108" проверку чувствительности производить не обязательно, т.к. она выполняется всегда.

Выбор уставок дифференциальной токовой отсечки

Дифференциальная токовая отсечка предназначена для мгновенного отключения больших токов повреждения в зоне действия защиты. Особенно эффективно использование отсечки на трансформаторах средней мощности.

Так как дифференциальная токовая отсечка является грубым измерительным органом и выполняется без торможения, то ее уставку по дифференциальному току срабатывания необходимо отстроить от бросков тока намагничивания и токов небаланса при внешних КЗ.

Отстройка от бросков тока намагничивания обеспечивается при выполнении условия:

Возможно использование уточненного значения уровня дифференциального тока в максимальном режиме БТН с учетом опыта эксплуатации защищаемого трансформатора или рассчитанного по соответствующим методикам.

По условию отстройки от максимального тока небаланса при внешних КЗ уставку рекомендуется рассчитывать по выражению:

(8.39)

k_отс = 1,5 - коэффициент отстройки, учитывающий ошибки расчета и необходимый запас;

I_{нб. расч*} - расчетный ток небаланса, определяемый ток внешнего КЗ. При этом коэффициент переходного режима k_пер рекомендуется принимать равным 3,0…4,0; величина I_расч* принимается равной току (в относительных единицах), проходящему через защищаемую зону при расчетном внешнем (как правило, трехфазном) металлическом КЗ на стороне, где рассматривается повреждение. Этот ток определяется при работе трансформатора на расчетном ответвлении, соответствующем, как правило, минимальному значению напряжения регулируемой обмотки.

Уставка ДТО выбирается равной наибольшему значению из полученных выше. Принимаем уставку 5,2. Уставка в устройстве обозначается "I_дто" и задается в процентах от номинального тока наиболее мощной обмотки. Для этого выбранное значение уставки I_дто* необходимо умножить на 100%.

8.3.5 Линия 35 кВ

По /10/ рассчитаем дистанционную защиту.

Номинальное напряжение защищаемой линии: U_ном=35 кВ

Длинна защищаемой линии: L=11 км

Тип провода защищаемой линии: АС - 120/19

Расстояние между фазами защищаемой линии: L_мф=1,5 м

Максимальный ток нагрузки защищаемой линии - равен максимальному току трансформатора на стороне ВН:

А (8.40)

Максимальный угол нагрузки защищаемой линии: φ_нагр=32^о

Ток КЗ на шинах со стороны линии, на которой производиться расчет ДЗ: I_к=1,53 кА

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения: К_тт=200/5; К_тн=35/0,1

Принимаем ЭДС энергосистемы: E_c=1,1∙35=38,5 кВ

Принимаем активное сопротивление энергосистемы: R_c=0

Реактивное сопротивление энергосистемы:

Ом (8.41)

Удельное сопротивление ВЛ 35 кВ с проводом АС - 120/19 в соответствии с /2/:

R_уд=0,244 Ом/км

X_уд=0,414 Ом/км

Активное, индуктивное и полное сопротивление защищаемой линии:

Ом (8.42)

Ом (8.43)

Ом (8.44)

Угол сопротивления защищаемой линии:

(8.45)

Принимаются напряжение при самозапуске и коэффициент самозапуска:

кВ (8.46)

Минимальное сопротивление нагрузки:

Ом (8.47)

Угол наклона характеристики PC 1 ступени ДЗ принимается примерно равным углу сопротивления защищаемой линии (φ_л=59,5^o): φ_{1 (}_I₎=60^o

Сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ.

Сопротивление срабатывания выбираем по условию отстройки от металлического КЗ на шинах низшего напряжения подстанции.

Сопротивление срабатывания первой зоны z₁ выбирается из условия, чтобы дистанционный орган зоны не мог сработать за пределами защищаемой линии.

Первичное сопротивление срабатывания первой ступени:

(8.48)

где δ - погрешность, вызванная неточностью расчета первичных электрических величин (принимаем δ=0,1);

β - погрешности трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и релейной аппаратуры в сторону увеличения защищаемой зоны (принимается β=0,05).

Ом (8.49)

Ом

Принимаем z¹_сз=13,12 Ом.

Уставка 1 ступени по реактивному сопротивлению:

Ом

Максимально допустимое активное сопротивления срабатывания 1 ступени ДЗ по условию отстройки от сопротивления самозапуска:

(8.50)

Ом

Падение напряжения на дуге при КЗ в конце 1 ступени ДЗ:

кВ (8.51)

Минимальный ток двухфазного металлического КЗ в конце защищаемой зоны 1 ступени ДЗ:

кА (8.52)

Сопротивление дуги при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны 1 ступени ДЗ:

Ом (8.53)

Минимально допустимое активное сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ по условию обеспечения чувствительности к КЗ через дугу в конце защищаемой зоны:

Ом

Принимаем уставка 1 ступени ДЗ по активному сопротивлению:

R_{сз (}_I₎=10,56 Ом

Принимается наклон нижней, левой и верхней части характеристики PC 1 ступени ДЗ:

φ_{2 (}_I₎= - 15⁰φ_{3 (}_I₎= 115⁰φ_{4 (}_I₎= 0⁰

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ:

Ом (8.54)

Ом (8.55)

Ток точной работы PC 1 ступени ДЗ: I_{тр (}_I₎=0,5 А

Коэффициент чувствительности PC 1 ступени ДЗ по току точной работы при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны:

(8.56)

Вторая ступень ДЗ.

Второй ступени для данного участка сети нет по руководящим указаниям.

Третья ступень ДЗ.

Угол наклона характеристики PC 3 ступени ДЗ принимается примерно равным углу сопротивления защищаемой линии (φ_л= 59,5⁰); φ_{1 (}_III₎=60⁰

Сопротивление срабатывания 3 ступени ДЗ при угле φ_л:

(8.57)

где k_в=0,95 - коэффициент возврата реле сопротивления;

k_н=1,2;

Ом

Уставка 3 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению:

Ом

Максимально допустимое активное сопротивление срабатывания 3 ступени ДЗ по условию отстройки от сопротивления самозапуска:

Ом

Принимается уставка 3 ступени ДЗ по активному сопротивлению:

Ом

Принимается наклон нижней и левой части характеристики PC 3 ступени ДЗ:

φ_{2 (}_III₎= - 15⁰

φ_{3 (}_III₎= 115⁰

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 3 ступени ДЗ:

Ом

Минимальный ток двухфазного металлического КЗ в конце защищаемой зоны 3 ступени ДЗ:

кА

Ток точной работы PC 3 ступени ДЗ I_{тр (}_III₎=0,1 А

Коэффициент чувствительности PC 3 ступени ДЗ по току точной работы при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны:

На рисунке 8.8 показана характеристика ДЗ в комплексной плоскости сопротивлений.

Рисунок 8.8 - Характеристика ДЗ в комплексной плоскости сопротивлений

9. Выбор трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, измерительных приборов, приборов контроля и учета электроэнергии

9.1 Поверка ТТ кабельной линии 6 кВ

Принят трансформатор тока ТОЛ-10/200.

Погрешность ТТ не должна превышать 10% при максимальном токе внешнего КЗ. Максимальный ток линии при внешнем КЗ:

Расчетная кратность тока:

(9.1)

Допустимое сопротивление нагрузки ТТ определяем по кривым предельных кратностей (рисунок 9.1) для данного типа ТТ равно 1,1 Ом.

Рисунок 9.1 - Кривые предельной кратности

(9.2)

Где Z_пер=0,05 Ом - переходное сопротивление контактов в токовых цепях.

Z_пр - сопротивление провода от TT до места установки реле, принимаем сечение 2,5 мм² и расстояние 4 м, так как терминал расположен в ячейке, тогда

Z_р = 0,8 Ом - сопротивление терминала (реле).

(9.3)

Ом.

ТТ проходит по параметрам.

9.2 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения для стандартного значения 100 или 100√3 и для отдельных цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Трансформатор напряжения также предназначен для питания катушек напряжения измерительных приборов и для контроля изоляции в сетях с малыми токами замыкания на землю.

Для измерения напряжения относительно земли могут применяться три однофазных трансформатора, соединенных по схеме Y₀/Y₀, или трехобмоточный трансформатор типа ЗНОЛ. У последнего обмотка, соединенная в звезду, используется для присоединения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутый треугольник присоединяются реле защиты от замыканий на землю.

В установке на стороне низкого напряжения принимаем трансформаторы напряжения ЗНОЛ-СЭЩ-6-0,5/3-75/100 У2 с номинальным напряжением U_ном= 6кВ и номинальной мощностью S_2ном = 75 ВА в классе точности 0,5, максимальная предельная мощность S_мах=630 ВА.

Этот трансформатор имеет две вторичные обмотки, одна из которых соединена в звезду и к ней подключаются катушки напряжения измерительных приборов, а другая соединена в разомкнутый треугольник и используется для контроля изоляции. На высокой стороне установим ЗНОЛ 35-65-У1

9.3 Система АСУ ТП

Для осуществления АСУ ТП будем использовать систему управления "UniSCADA", разработанная ООО "ИЦ Бреслер, предназначена для решения задач комплексной автоматизации энергообъектов. Система может применяться для построения АСУ подстанций, электрической части электростанций, многоуровневых систем АСДУ, систем энергоснабжения предприятий. В комплексе с технологическим сегментом на базе системы возможно построение единой АСУ электростанции.

Структура системы:

АСУ "UniSCADA" представляет собой многоуровневый программно-аппаратный комплекс (ПТК). Система построена по иерархическому принципу. Нижний уровень системы образуют микропроцессорные терминалы релейной защиты и автоматики (РЗА) и устройства сопряжения с объектом (УСО) - контроллеры телемеханики, программируемые логические контроллеры (ПЛК) и т.д. Верхний уровень системы образуют один или несколько компьютеров (серверов или автоматизированных рабочих мест (АРМ) системы), объединенных локальной сетью.

АСУ "UniSCADA" ориентирована на применение в своем составе микропроцессорных терминалов РЗА и УСО производства ООО "ИЦ БРЕСЛЕР" и ABB. В дополнение к этому в систему могут интегрироваться терминалы РЗА и УСО и других производителей.

Программная часть системы построена по клент-серверной технологии OPC (OLE For Process Control). Подключение оборудования нижнего уровня к компьютерам системы осуществляется с использованием различных OPC серверов (коммуникационного программного обеспечения), реализующих специфические для устройств протоколы связи, через локальные или выносные последовательные асинхронные порты ввода/вывода (COM порты), либо через специализированные адаптеры.

Физическое сопряжение верхнего уровня системы с нижним осуществляется с использованием различных типов преобразователей. Тип преобразователей полевой шины определяется средой передачи (оптика, витая пара и т.д.).

Базовый набор программного обеспечения системы включает в себя следующие программные компоненты:

· SPA OPC Сервер;

· OPC сервер МЭК60870-5-101;

· OPC сервер МЭК60870-5-103;

· OPC сервер МЭК60870-5-104;

· SPA Relay Tool

· "UniSCADA" ActiveX Library

· компоненты SCADA-пакета Genesis32.

Компоненты системы "SPA Relay Tool" дополнительно могут использоваться для построения программно-технического комплекса мониторинга микропроцессорных терминалов РЗА энергообъекта (рисунок 9.2).

Рисунок 9.2 - Принцип построения АСУ ТП

Основные функции:

· сбор информации с терминалов РЗА и УСО;

· ведение базы данных реального времени;

· контроль состояния и диспетчерское управление оборудованием;

· оперативные блокировки при управлении устройствами;

· удаленный просмотр и изменение уставок терминалов РЗА, считывание осциллограмм;

· предупредительная и аварийная сигнализация;

· протоколирование событий, тревог и действий оператора с фиксацией по времени;

· формирование отчетов о событиях и тревогах с возможностью фильтрации;

· архивация и хранение ретроспективной информации;

· построение графиков, таблиц, ведомостей, отчетов различной формы;

· самодиагностика системы;

· разделение прав пользователей.

Дополнительные опции системы:

· резервирование компонентов системы;

· анализ действия защит;

· привязка к астрономическому времени;

· сопряжение с системами автоматизированного контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ).

Основные преимущества системы:

1) Возможность оптимизации финансовых вложений за счет поэтапного развития системы:

· инструментарий инженера - релейщика;

· полноценная АСУ энергообъекта.

На первом этапе монтируются микропроцессорные терминалы защит и связное оборудование. Формируется технологическая сеть контроллеров. Производится конфигурирование OPC сервера, осуществляющего обмен данными с устройствами, и АРМа инженера-релейщика. Таким образом, заказчик получает систему, позволяющую с удаленного компьютера просматривать измеряемые величины терминалов, считывать и изменять уставки, работать с осциллограммами.

В дальнейшем, на этой базе формируется полноценная АСУ энергообъекта.

) Гарантированное сопряжение с аппаратными средствами различных производителей на основе встроенной в систему технологии OLE for Process Control (OPC).

Технология OPC была специально разработана для гетерогенных (неоднородных) систем. Согласно концепции OPC оборудование нижнего уровня (контроллеры) подключается к системе верхнего уровня (OPC-клиент) через программный шлюз (OPC-сервер), имеющий стандартизированный протокол обмена с клиентом.

При таком подходе задача подключения контроллера любого производителя к системе сводится к локальной задаче настройки шлюза OPC-клиент/OPC-сервер. В настоящее время существуют OPC сервера практически для всех основных протоколов полевой шины.

) Возможность создания новых, а также модификации существующих элементов управления мнемосхемы под требования заказчика.

Библиотека ActiveX элементов разрабатывается на основе готовых шаблонов и типовых решений, что обеспечивает легкость ее модернизации. Разработка экранных форм выполняется с помощью инструментов рисования, встраивания графических изображений из метафайлов и файлов растровых изображений, а также с использованием библиотеки символов. Библиотека мнемосимволов энергетики позволяет значительно упростить разработку мнемосхемы и завершить проект в кратчайшие сроки. Одним из наиболее привлекательных качеств библиотеки является возможность ее расширения.

) Малые сроки внедрения благодаря простоте освоения и использования средств разработки.

Все компоненты системы имеют дружественный, интуитивно-понятный интерфейс пользователя.

9.4 Выбор приборов контроля и учета электроэнергии

Для автоматизации, контроля и учета электроэнергии и мощности с учетом сложившейся системы и необходимостью дальнейшего его развития на ГПП 35 кВ рекомендуется замена на ответственных присоединениях счетчиков различной модификации на интеллектуальные счетчики серии Альфа и дополнительная установка для передачи информации мультиплексора-расширителя производства "АВВ ВЭИ Метроника".

Назначение счетчиков серии Альфа.

Счётчик Альфа предназначен для учёта активной и реактивной энергий в цепях переменного тока, а также для использования в составе автоматизированных систем контроля и учёта электроэнергии (АСКУЭ) для передачи измеренных или вычисленных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учёту и распределению электрической энергии.

Счетчики Альфа применяются в энергосистемах, крупными промышленными потребителями, предприятиями транспорта, а также промышленными и бытовыми потребителями в следующих целях:

) Энергокомпаниями:

определение выработки электроэнергии генераторами электростанций;

учет перетоков энергии и мощности на межсистемных линиях;

учёт отпуска электроэнергии потребителям энергосистемы;

учёт расхода электроэнергии на собственные нужды предприятиями энергосистемы;

контроль потерь электроэнергии и мощности;

управление распределением электроэнергии;

учет реактивной мощности;

организации систем АСКУЭ для оперативно - диспетчерских служб Энергосбыта АО Энерго или предприятия.

) Потребителями:

для точного учёта потреблённой энергии и мощности в режиме многотарифности;

оценка динамики электропотребления с учётом ограничений;

автоматизации производства;

выбор графика потребления энергии;

прогнозирование величины заявленной мощности для предприятия;

фиксация перерывов в энергоснабжении;

передача измеренных параметров энергопотребления для службЭнергосбыта;

для современного жилищного строительства прямое включение на ток до 150А;

управление тарификаторами и нагрузкой.

Счётчик Альфа имеет следующие функциональные возможности:

измерение активных и реактивных энергий и мощностей в двух направлениях с классом точности - 0,2S и 0,5S;

учёт потребленной и выданной электроэнергии в режиме многотарифности по 4 тарифным зонам;

измерение максимальной мощности нагрузки на расчётном (от 1 до 60 мин) интервале времени;

фиксация даты и времени максимальной активной и реактивной мощности для каждой тарифной зоны;

запись и хранение в памяти счётчика данных графика нагрузки по 4 каналам;

автоматический контроль нагрузки с возможностью ее отключения или сигнализации;

передача результатов измерений на диспетчерский пункт по контролю и учету электроэнергии по цифровым и импульсным каналам связи;

организация систем АСКУЭ на основе счетчиков Альфа.

Принцип измерения счётчика Альфа заключается в аналого - цифровом преобразовании величин напряжения и тока с последующим вычислением энергий и мощностей. Счётчик Альфа состоит из измерительных датчиков напряжения и тока, основной электронной платы с микропроцессорной схемой измерения и быстродействующего микроконтроллера. Измеряемые величины и другие требуемые данные отображаются на дисплее счётчика, выполненного на жидких кристаллах. Счетчик Альфа - микропроцессорные полностью электронные приборы, основные их преимущества - высокая надежность, точность (классы точности 0,2; 0,5; 1;

), малая чувствительность к изменениям температуры окружающей среды, возможность передачи информации по цифровым и импульсным каналам, учет тарифных зон. Счетчики измеряют активную и реактивную энергию, автоматически пересчитывают электроэнергию на первичную сторону (с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения). Измерение тока и напряжения силовых цепей осуществляется с помощью высоколинейных трансформаторов тока улучшенной конструкции и резистивных схем делителя напряжения. Активная мощность вычисляется путём умножения измеренных цифровых значений напряжений и токов с помощью измерительной сверхбольшой интегральной схемы (СБИС).

Общие характеристики счётчиков Альфа:

Кабель UNICOM PROBE представляет собой устройство связи между оптическим портом счетчика и последовательным портом компьютера RS-232. UNICOM PROBE преобразует оптические сигналы счетчика в уровень напряжений цифрового интерфейса RS-232. Длина кабеля преобразователя 2м. Питание этого устройства может осуществляться или от батареи 9 В или от сетевого адаптера.

На плате С имеется дополнительное пятое реле, которое используется для подачи сигнала для управления нагрузкой. Регулирование нагрузки может осуществляться в следующих режимах:

срабатывания реле в тарифных зонах в соответствии с заданной уставкой мощности (для каждой тарифной зоны можно определить уставку срабатывания реле);

срабатывания реле с наступлением заданной тарифной зоны.

Реле регулирования нагрузки может использоваться как сигнальное в случае превышения мощности заданной уставки. Общие характерные особенности защитных функций счётчика Альфа.

Каждый счетчик имеет свой пароль, который используется на уровне обмена информацией между счетчиком и компьютером, с помощью которого осуществляется доступ к данным счетчика и его перепрограммирование. Кроме этого, программное обеспечение имеет свои входные коды, препятствующие работе с программным пакетом несанкционированными лицам. Программный пакет EMFPLUS 2.30 (504MD) предоставляет три различных уровня доступа к счётчикам для:

потребителя;

эксплуатационных служб Энергоснабжающих организаций;

ремонтных служб Энергоснабжающих организаций, имеющих право Госповерки.

В конструкции счетчика обеспечивается двойное пломбирование между крышкой и основанием. Крышка счетчика запечатывается пломбой завода-изготовителя при проведении калибровки и тестирования счётчика, а также пломбой Госстандарта при проведении поверки счётчиков госповерителем. Крышка клеммника может быть опечатана дополнительной пломбой при установке счётчика службами местного Энергонадзора. Крышку счетчика нельзя снять, не сняв сначала крышку клеммника без нарушения пломбы.

Самодиагностика электронных узлов и компонентов.

Электронные узлы счетчика под управлением его программных средств подвергаются самодиагностике каждые 24 часа. При этом проверяется работа всех основных узлов счётчика Альфа: встроенной батареи, микропроцессора, памяти, внутренних интерфейсов, работа сегментов дисплея и т.д. Выявленная неисправность вызывает появление на дисплее счётчика сообщение об ошибке.

Счетчик Альфа записывает в память количество всех отключений питания (до 9999 отключений), а также время и дату начала и конца последнего отключения питания.

Счетчик хранит количество сбросов мощности (до 99), которые имели место с момента последнего перепрограммирования счетчика. В памяти счетчика хранится также количество дней с момента последнего сброса мощности, а в случае работы счетчика в многотарифном режиме и дата последнего сброса мощности.

Счетчик записывает общее количество обращений к нему через оптический порт (до 99), а также последнюю дату перепрограммирования и дату, когда какие-либо данные в самом счетчике были изменены.

Просмотр журнала связей осуществляется с помощью программного обеспечения EMFPLUS.

Счётчики Альфа калибруются на автоматической калибровочной станции предприятия АББ ВЭИ Метроника. Заказчик приобретает счётчики Альфа уже поверенные Госстандартом и дополнительно эту операцию оплачивать не надо. Межповерочный интервал счётчика - 8 лет. Следующую поверку поверку может осуществить местное отделение Энергонадзора или специализированные сервисные центры, создаваемые АББ ВЭИ Метроника, с привлечением специалистов Госстандарта.

Для поверки счётчиков Альфа применяется стандартное поверочное оборудование с образцовым счётчиком класса точности 0,05. Для поверки счётчиков Альфа на месте установки используется образцовый счётчик Альфа класса точности 0,1, выпускаемый на заводе АББ ВЭИ Метроника в Москве.

Технические характеристики счётчиков Альфа сведены в таблице 9.1.

Таблица 9.1 - Технические характеристики счётчиков Альфа

Класс точности	0,2S и 0,5S
Количество тарифов	4 тарифные зоны (утро, день, вечер, ночь), выходные и праздничные дни, 4 сезона, автоматический переход на летнее и зимнее время

Диапазон токов счётчика - прямого включения трансформаторного включения = 80 А 50 мА - 150 А

= 5 А 5,0 мА - 10 А

= 1 А 1,0 мА - 2 А
Максимальный ток в течении: 1 с 5 с	100 А трансформаторного включения 800 А прямого включения
Диапазон рабочих напряжений	100 (100/), 220, 380 (380/) В
Диапазон частоты сети	47,5 - 52,5 Гц
Рабочий диапазон температур	от - 40°С до +60°С
Влажность (не конденсирующаяся)	0 - 95 %
Потребляемая мощность счётчика	менее 3,6 ВА
Скорость обмена информацией: по оптическому порту (RS-232) по интерфейсу "токовая петля” по интерфейсу RS-485	1200, 9600 бод 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 бод 2400, 4800, 9600, 19200 бод
Передаточное число	1000 импульс/кВт×ч (прям. вкл.) 10000, 100000 импульс/кВт×ч (трансф. вкл.)
Сохранность данных при перерывах питания	срок 2-3 года при помощи батареи в постоянном режиме разряда
Регистрация отключений питания	до 9999 отключений
Защита коммерческой информации	3 уровня паролей доступа плюс аппаратная блокировка
Сомодиагностика счётчика	1 раз в сутки
Масса	3,0 кг
Габариты	262х180х180 мм
Срок службы	30 лет
Межповерочный интервал	8 лет
Гарантия производителя	3 года

Установка счётчиков ЕвроАльфа

На ГПП 35 кВ устанавливаем счётчики ЕвроАльфа на отходящих линиях. Т.к. на подстанции невозможна передача мощности в систему, то на отходящих линиях 6 кВ устанавливаем счётчики ЕвроАльфа, позволяющие измерять активную энергию и максимальную мощность. Для учёта электроэнергии идущая на собственные нужды подстанции также используем счётчики ЕвроАльфа. Счётчики устанавливаем на вводе 0,4 кВ от трансформаторов собственных нужд. Подключение всех счётчиков осуществляем через трансформаторы тока (смотри схему подключения счётчиков Альфа трансформаторного включения.

Схемы подключения счётчиков ЕвроАльфа представлены на рисунке 9.3,9.4.

Рисунок 9.3 - Трёхфазная четырёхпроводная сеть с подключением через трансформаторы тока (трёхэлементные счётчики)

Рисунок 9.4 - Трёхфазная четырёхпроводная сеть с подключением через трансформаторы тока и напряжения (трёхэлементные счётчики)

Такие схемы подключения счётчиков позволяют использовать выбранные трансформаторы тока и напряжения не только для релейной защиты, но и для учёта электроэнергии как высоковольтных линий 35 кВ и 6 кВ, так и для учёта электроэнергии, идущую на собственные нужды подстанции. Счетчик ЕвроАльфа - надёжный и точный прибор учёта для производителей и потребителей электроэнергии и гораздо дешевле по сравнению с Альфа счетчиками и их зарубежными аналогами. Эффективность в применении, удобство в обслуживании - лучшие решения для информационных технологий и автоматизированных систем. ЕвроАльфа - многотарифный, микропроцессорный трёхфазный счётчик электроэнергии. Счётчик ЕвроАльфа отвечает или превосходит все существующие требования Госстандарта. Поэтому можно быть уверенным, что он будет работать надёжно.

10. Экономическая часть

Расчет временных параметров СГ

Составление индивидуального перечня работ и построение СГ

Построим сетевой график рисунок 10.1 и заполним таблицу 10.1.

Рисунок 10.1 - Сетевой график

Таблица 10.1 - Перечень, параметры и вероятностные характеристики работ СГ

Код	Наименование работы	Продолжительность, дн			Исполнители, чел			Ср. квад. отклонение	Дисперсия
		мин.	макс.	ожид.	руков.	инж.	лаб.

0,1	Получение задания на дипломное проектирование	1	2	2	1	1	0	0,2	0,04
1,2	Подбор литературы	4	7	5	1	1	2	0,6	0,36
1,3	Подбор технической документации	3	5	4	1	0	3	0,4	0,16
1,4	Поиск подобных подстанций, которые уже построены или спроектированы	6	9	7	1	0	3	0,36
2,4	Анализ литературы	4	7	5	1	1	2	0,6	0,36
3,4	Анализ технической документации	4	7	5	1	1	1	0,6	0,36
4,5	Анализ существующей схемы подстанции и установленного оборудования	2	5	3	1	1	1	0,6	0,36
5,8	Выбор числа и мощности трансформаторов	3	5	4	1	1	1	0,4	0,16
8,10	Выбор схемы электрических соединений на стороне ВН, СН и НН	2	5	3	1	1	2	0,6	0,36
4,6	Расчет токов нагрузки в нормальном и утяжеленном режимах	3	5	4	1	1	1	0,4	0,16
6,7	Расчет токов КЗ	2	5	3	1	1	2	0,6	0,36
7,9	Выбор коммутационной аппаратуры и токоведущих частей	1	2	2	1	1	2	0,2	0,04
9,10	Выбор трансформаторов тока и напряжения, измерительных приборов, приборов контроля и учета электроэнергии	2	5	3	1	1	1	0,6	0,36
10,11	Выбор источника оперативного тока	6	9	7	1	2	1	0,6	0,36
11,13	Анализ имеющихся средств РЗиА, систем управления, сигнализации и учета электроэнергии	3	5	4	1	0	3	0,4	0,16
10,12	Выбор структурных схем АСУ ТП, средств управления и сигнализации	6	9	7	1	2	1	0,6	0,36
12,13	Экономическая часть	2	5	3	1	2	1	0,6	0,36
13,14	Безопасность жизнедеятельности	4	7	5	1	0	2	0,6	0,36
14,15	Оформление пояснительной записки и графической части	5	8	6	1	1	1	0,6	0,36

Ожидаемая продолжительность работы в СГ рассчитывается по принятой двухоценочной методике, исходя из минимальной мин. и максимальной макс. оценок продолжительности, задаваемых ответственным исполнителем каждой работы. При этом предполагается, что минимальная оценка соответствует наиболее благоприятным условиям работы, а максимальная - наиболее неблагоприятным. Ожидаемая продолжительность каждой работы определяется по формуле:

(10.1)

Среднеквадратическое отклонение продолжительности в двухоценочной методике рассчитывается по формуле:

(10.2)

Дисперсия определяется по формуле:

(10.3)

Расчёт параметров событий сетевого графика

Ранний срок свершения исходного (нулевого) события СГ принимается равным нулю. Ранний срок свершения данного промежуточного события рассчитывается путём сравнения сумм, состоящих из раннего срока свершения события, непосредственно предшествующего данному и длительности работы. Так как данное событие не может свершиться, пока не закончится последняя из непосредственно предшествующих ему работ, очевидно, что в качестве раннего срока свершения события принимается максимальная из сравниваемых сумм.

Рассчитанный таким способом ранний срок свержения завершающего события всего СГ принимается в качестве его же позднего срока свершения. Это означает, что завершающее событие СГ никаким резервом времени не располагает.

Поздний срок свершения данного промежуточного события определяется при просмотре СГ в обратном направлении. Для этого сопоставляются разности между поздним сроком свершения события, непосредственно следующего заданным, и продолжительности работы, соединяющей соответствующее событие с данным. Так как ни одна из непосредственно следующих за данным событием работ не может начаться, пока не свершится само данное событие, очевидно, его поздний срок свершения равен минимуму из подсчитанных разностей.

Правильность расчета поздних сроков свершения событий СГ подтверждается получением нулевого позднего срока свершения исходного события.

Резерв времени образуется у тех событий, для которых поздний срок свершенная больше раннего, и он равен их разности. Если же эти сроки равны, событие резервом времени не располагает и, следовательно, лежит на критическом пути.

Таблица 10.2 - Параметры событий сетевого графика

Номер события	Сроки свершения		Резерв времени
	ранний	поздний
0	0	0	0
1	2	2	0
2	7	7	0
3	6	7	1
4	12	12	0
5	15	17	2
6	16	16	0
7	19	19	0
8	19	21	2
9	21	21	0
10	24	24	0
11	31	31	0
12	31	32	1
13	35	35	0
14	40	40	0
15	46	46	0

Расчёт параметров работ сетевого графика

Ранний срок начала работы совпадает с ранним сроком свершения её начального события.

Поздний срок начала работы можно получить, если из позднего срока свершения её конечного события вычесть её ожидаемую продолжительность.

Ранний срок окончания работы образуется прибавлением её продолжительности к раннему сроку свершения её начального события.

Поздний срок окончания работы совпадает с поздним сроком свершения её конечного события.

Для всех работ критического пути, как не имеющих резервов времени, ранний срок начала совпадает с поздним сроком начала, а ранний срок окончания с поздним сроком окончания.

Работы, не лежащие на критическом пути, обладают резервами времени.

Полный резерв времени работы образуется вычитанием из позднего срока свершения её конечного события раннего срока свершения её начального события и её ожидаемой продолжительности.

Частный резерв времени первого рода равен разности поздних сроков свершения её конечного и начального событий за вычетом её ожидаемой продолжительности.

Частный резерв времени второго рода равен разности ранних сроков свершения ее конечного и начального событий за вычетом её ожидаемой продолжительности.

Свободный (независимый) резерв времени работы образуется вычитанием из раннего срока свершения её конечного события позднего срока свершения её начального события и её ожидаемой продолжительности. Свободный резерв времени может быть отрицательным.

Таблица 10.3 - Параметры работ сетевого графика в днях

Код работы	Ожидаемая продолжительность	Сроки начала		Сроки окончания		Резервы времени				Коэффициент напряженности
		ранний	поздний	ранний	поздний	полный	Частный первого рода	Частный второго рода	свободный
0,1	2	0	0	2	2	0	0	0	0	1
1,2	5	2	2	7	7	0	0	0	0	1
1,3	4	2	3	6	7	1	1	0	0	0,9
1,4	7	2	5	9	12	3	3	3	3	0,7
2,4	5	7	7	12	12	0	0	0	0	1
3,4	5	6	7	12	12	1	0	1	0	0,9
4,5	3	12	14	17	17	2	2	0	0	0,83
4,8	8	12	13	20	21	1	1	1	1	0,83
8,10	3	19	21	22	2	0	2	0	0,83
4,6	4	12	12	16	16	0	0	0	0	1
6,7	3	16	16	19	19	0	0	0	0	1
7,9	2	19	19	21	21	0	0	0	0	1
9,10	3	21	21	24	24	0	0	0	0	1
10,11	7	24	24	31	31	0	0	0	0	1
11,13	4	31	31	35	35	0	0	0	0	1
10,12	7	24	25	32	32	1	1	0	0	0,91
12,13	3	31	32	34	35	1	0	1	0	0,91
13,14	5	25	35	40	40	0	0	0	0	1
14,15	6	40	40	46	46	0	0	0	0	1

Правильность расчётов резервов времени работы можно проверить последующим соотношениям:

) сумма полного и свободного резерва работы равна сумме двух частных её резервов;

) поздний и ранний сроки начала работы, а также поздний и ранний сроки её окончания всегда отличаются на величину её полного резерва.

Для работ, лежащих на критическом пути, никаких резервов времени нет и, следовательно, коэффициент напряженности таких работ равен единице. Для остальных работ подсчитывается как отношение суммы продолжительностей отрезков максимального пути, проходящего через данную работу, не совпадающих с критическим путём к сумме продолжительностей отрезков критического пути, не совпадающих с максимальным путём, проходящим через эту работу.

Расчет стоимостных параметров СГ

Для ИНЖ коэффициент перерасчёта =1, для научных сотрудников он будет 1,5, а для лаборантов - 0,5 согласно таблице 10.4.

Таблица 10.4 - Должностные оклады персонала НИИ и КБ.

Категория персонала	Месячный должностной оклад, руб. /мес.
Научные сотрудники	15000
Инженеры	10000
Лаборанты	5000

Сметную стоимость работы можно упрощённо подсчитать, зная её приведённую трудоёмкость в ИНЖ-днях и среднюю стоимость одного ИНЖ-дня,. .

Среднедневная заработная плата одного инженера рассчитывается, делением среднемесячной заработной платы одного инженера (основной и дополнительной) на среднее число рабочих дней в месяце, установленное в законодательном порядке.

Таблица 10.5 - Средне-дневная зарплата инженера

Наименование	Соотношение затрат	В денежном эквиватенте, руб
Основная з/п, Зосн	Прямой расчёт	10000
Дополнительная з/п, Здоп	(0,1…0,12) Зосн	1000
Единый социальный налог	0,26 (Зосн + Здоп)	2860
Фонд травматизма	0,002 (Зосн + Здоп)	22
В год		13882
В месяц		631

Таблица 10.6 - Средне-дневные прочие затраты

Наименование	Соотношение затрат	В денежном эквиватенте, руб
Стоимость материалов, покупных изделий и полуфабрикатов, См	(0,15…0,75) Зосн= = 0,45Зосн	4500
Накладные расходы, Нр	(0,45…0,85) Зосн= = 0,65Зосн	6500
Командировочные расходы, Кр	(0,15…0,2) Зосн = =0,15Зосн	1500
Контрагентские услуги сторонних организаций, Ку	(0,2…0,5) Зосн = =0,35Зосн	3500
Стоимость оборудования и приборов, Со	(0,4…0,6) Зосн = =0,5Зосн	5000
В год		24000
В месяц		954,55

Таблица 10.7 - Трудоемкость и сметная стоимость работ СГ

Код работы	Ожидаемая продолжительность, дн	Категория персонала			Приведенная численность, инж	Приведенная трудоемкость, инж-дн		Средне-дневная з/п инж, руб/дн	Средне-дневные прочие затраты, руб/дн	Стоимость одного инж-дня, руб/дн	Сметная стоимость, руб
		НС	ИНЖ	Лаб
0,1	2	1	1	0	2,5	5		631	954,55	1585,55	7927,75
1,2	5	1	1	2	3,5	17,5					27747,13
1,3	4	1	0	3	3	12					19026,6
1,4	7	1	0	3	3	21					33296,55
2,4	5	1	1	2	3,5	17,5					27747,13
3,4	5	1	1	1	3	15					23783,25
4,5	3	1	1	1	3	9					14269,95
4,8	8	1	1	1	3	24					38053,2
8,10	3	1	1	2	3,5	10,5					16648,28
4,6	4	1	1	1	3	12					19026,6
6,7	3	1	1	2	3,5	10,5					16648,28
7,9	2	1	1	2	3,5	7					11098,85
9,10	3	1	1	1	3	9					14269,95
10,11	7	1	2	1	4	28					44395,4
11,13	4	1	0	3	3	12					19026,6
10,12	7	1	2	1	4	28					44395,4
12,13	3	1	2	1	4	12					19026,6
13,14	5	1	0	2	2,5	12,5					19819,38
14,15	6	1	1	1	3	18					28539,9
Итого							444746,8

11. Охрана труда на подстанции

11.1 Компоновка ОРУ 35 кВ и КРУ 6 кВ

Технико-экономическую эффективность, надежность и удобство эксплуатации отдельных объектов подстанции определяют их конструктивные и компоновочные решения. В соответствии с выбранной структурной схемой на подстанции сооружаются ОРУ 35 кВ и ЗРУ 6 кВ.

Оборудование ОРУ располагается таким образом, чтобы обеспечивались возможности выполнения монтажа и ремонта оборудования с применением машин и механизмов, транспортировки трансформаторов, проезда пожарных машин и передвижных лабораторий. Территория подстанции ограждается сетчатым забором высотой 1,8 м.

Вспомогательные сооружения (масляное хозяйство, склады, здания ОПУ и т.п.) расположены на территории ОРУ 35 кВ.

Наименьшее расстояние от токоведущих частей до различных элементов ОРУ указаны в таблице 11.1 /9/.

Таблица 11.1 - Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различных элементов ОРУ

Наименование расстояния
	35 кВ
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м.	400
Между проводами разных фаз	440
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой не менее 1,6 м, до габаритов транспортируемого оборудования	1150
Между токоведущими частями разных цепей разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней	1150
От не огражденных токоведущих частей до земли или кровли зданий при наибольшем провисании проводов	3100
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а так же между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи или не отключенной другой, от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора, между токоведущими частями и зданиями или сооружениями	2400
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту	485

Для обеспечения безопасности работ на ОРУ-35 кВ устанавливаются разъединители РВЗ-1-35/630. От неверных операций с разъединителями предусмотрена оперативная блокировка. Данная блокировка исключает возможное включение выключателя на заземленный участок цепи. Это обеспечивается электромагнитной блокировкой разъединителей с использованием электромагнитных замков. Так же предусматривается механическая блокировка между основными и заземляющими ножами разъединителя, которая не позволяет включать заземляющие ножи при включенных главных ножах. Наличие заземляющих ножей исключает применение переносных заземлений, что повышает безопасность работ и снижает аварийность.

ЗРУ-6 кВ выполняется с двусторонним расположением ячеек КРУ. Все ячейки КРУ имеют механическую блокировку, которая исключает выкат тележки при включенном выключателе. ЗРУ располагается в отдельном здании, имеет два выхода, расположенные с противоположных торцов здания. Двери ЗРУ имеют самозакрывающиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ.

Арматура изоляторов ОРУ и шины подстанции окрашиваются в желтый, зеленый и красный цвета (соответственно фазам А, В, и С). Все кабели подстанции в местах присоединения имеют таблички с адресом, маркой и сечением.

Для обеспечения сохранности оборудования при авариях и пожарах, под силовыми трансформаторами выполняются маслоприемники с бортовым ограждением, заполненные гравием. Маслоприемники соединяются с маслосборником, выполненным в виде подземного резервуара при помощи трубопровода. Для осмотра высоко расположенных частей трансформаторов устанавливаются стационарные лестницы.

11.2 Электробезопасность на ОРУ и ЗРУ

Электробезопасность - система организованных и технических мероприятий, способов и средств, обеспечивающих защиту людей от вредного и опасного воздействия электрического тока, электрической дуги, электромагнитного поля, электромагнитного излучения, статического и атмосферного электричества.

11.2.1 Защита от однофазных замыканий на землю в сети 6 кВ

На всех отходящих от шин линиях 6 кВ установлена селективная сигнализация от замыканий на землю с действием на сигнал согласно пункту 7.3 дипломного проекта.

11.2.2 Рабочая изоляция

В качестве рабочей изоляции в трансформаторах применяют трансформаторное масло, сборные шины 6 кВ из проводников прямоугольного профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах, кабели 6 кВ имеют бумажную пропитанную изоляцию. На металлические опоры 35 кВ подвешены стеклянные изоляторы, к которым прикреплены провода.

11.2.3 Контроль изоляции в сети 6 кВ

Для защиты человека от поражения электрическим током и обеспечения нормальной работы электроустановок состояние изоляции было проверено после монтажа, ремонта и пребывания в нерабочем состоянии, а также в рабочем состоянии, под напряжением. В соответствии с ПУЭ в сетях 6-35 кВ предусмотрен автоматический контроль изоляции, действующий на сигнал при снижении сопротивления изоляции одной из фаз ниже заданного значения (рисунок 11.1), с последующим контролем асимметрии напряжения при помощи показывающего прибора (с переключением).

Рисунок 11.1 - Контроль изоляции в сети 6 кВ

Принцип действия контроля изоляции кабельных линий, сети переменного тока, основан на измерении напряжения нулевой последовательности, возникающего при коротком замыкании одной из фаз на землю.

Постоянный контроль изоляции производится по показаниям приборов, присоединенных к трансформатору напряжения ЗНОЛ. Для контроля изоляции также служат трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ, установленные в ячейках КРУ. В электрических сетях напряжением 6 кВ используется сигнализация ОЗЗ. Простейшей является общая неселективная сигнализация ОЗЗ, которая состоит из реле максимального напряжения KV, подключенного ко вторичной обмотке трехфазного трансформатора напряжения, соединенной по схеме "разомкнутого треугольника".

Нормально на зажимах обмотки II напряжение равно 0, поскольку равна 0 геометрическая сумма фазных напряжений всех трех фаз в сети с незаземленной нейтралью. При металлическом замыкании одной фазы в сети первичного напряжения на землю на зажимах обмотки II появляется напряжение, равное геометрической сумме напряжений двух неповрежденных фаз. Число витков обмотки II подбирается так, чтобы напряжение на ее выводах при металлическом замыкании фазы первичной сети на землю равнялось 100 В. При замыкании на землю через переходное сопротивление напряжение на обмотке II в зависимости от сопротивления в месте замыкания будет 0-100 В.

Реле напряжения, подключаемое к обмотке II, будет при соответствующей настройке реагировать на повреждение изоляции первичной сети и приводить в действие сигнальные устройства (звонок, табло).

Персонал электроустановки может проконтролировать напряжение небаланса (вольтметром V2) и установить поврежденную фазу (вольтметром V1 и переключателем SN). Напряжение в поврежденной фазе будет наименьшим.

11.2.4 Защитное зануление

Зануление на подстанции применяется в электроустановках 220 и 380 В, работающих с глухозаземленной нейтралью. При коротком замыкании происходит отключение поврежденного оборудования автоматами и предохранителями. Схема зануления приведена на рисунке 11.2.

Рисунок 11.2 - Схема зануления

Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединены нейтрали трансформаторов, с учетом естественных и повторных заземлителей нулевого провода принимаем 4 Ом соответственно при междуфазных напряжениях 380 В.

Ток плавкой вставки предохранителя определяется из условия:

(11.1)

где I_кз - ток однофазного КЗ посчитанный в пункте 5, дипломного проекта.

Выбираем предохранитель ПКТ 101-6-2-20

11.2.5 Средства индивидуальной защиты

Согласно /9/ средство защиты - средство, применение которого предотвращает или уменьшает воздействие на одного или более работающих опасных и (или) вредных производственных факторов.

Электрозащитные средства - средства, служащие для защиты людей, работающих с электроустановками, от поражения электрическим током, от воздействия электрической дуги и электрического поля.

Основные электрозащитные средства - средства защиты, изоляция которых длительно выдерживает рабочее напряжение электроустановок и которые позволяют касаться токоведущих частей, находящихся под напряжением.

Дополнительные электрозащитные средства - средства защиты, которые сами по себе не могут при данном напряжении обеспечить защиту от поражения электрическим током, а применяются совместно с основными электрозащитными средствами.

К основным электрозащитным средствам для работы в электроустановках напряжением выше 1 кВ относятся:

· изолирующие штанги, изолирующие и электроизмерительные клещи, указатели напряжения для фазировки;

· изолирующие устройства и приспособления для работы на ВЛ с непосредственным прикосновением электромонтёра к токоведущим частям (изолирующие лестницы, площадки, изолирующие тяги, канаты и др.).

К дополнительным электрозащитным средствам, применяемым в электроустановках напряжением выше 1 кВ, относятся:

· диэлектрические перчатки;

· диэлектрические боты;

· диэлектрические ковры;

· индивидуальные экранирующие комплекты;

· изолирующие подставки и накладки;

· диэлектрические колпаки;

· переносные заземления;

· оградительные устройства;

· плакаты и знаки безопасности;

Распределительные устройства напряжением 35 и 6 кВ подстанции комплектуются следующими средствами защиты согласно инструкции:

· изолирующая штанга (оперативная или универсальная) - 2 шт. на каждое напряжение;

· указатель напряжения - 2 шт. на каждое напряжение;

· диэлектрические перчатки - не менее 2 пар;

· диэлектрические боты (для ОРУ) - 1 пара;

· переносные заземления - не менее 2 на каждое напряжение;

· временные ограждения (щиты) - не менее 2 шт.;

· переносные плакаты и знаки безопасности - по местным условиям;

· шланговый противогаз - 2 шт.;

· каски - 2 шт;

· защитные очки - 2 пары.

Все защитные средства необходимо испытывать согласно необходимым правилам.

11.3 Противопожарные мероприятия

Электрическая подстанция относится по пожарной опасности к категории В, а помещение аккумуляторной батареи к категории Б взрывопожарной опасности.

Пожары, связанные с эксплуатацией электроустановок, происходят, главным образом, от коротких замыканий, из-за нарушения правил эксплуатации нагревательных приборов; от перегрузки оборудования; от образования больших местных переходных сопротивлений; от электрических искр и дуг.

11.3.1 Трансформаторы

Источником возгорания в масляных трансформаторах может стать короткое замыкание при перенапряжении или по причине износа изоляции, либо пробой воздушного промежутка между вводами. Возникающая дуга, имеющая температуру 3000-4000 С⁰, вызывает пиролиз трансформаторного масла. При достаточной длительности этого процесса, давление газов от выделяющихся продуктов разложения масла может вызвать частичную или полную разгерметизацию бака. Масло при соприкосновении с кислородом, при высокой температуре легко воспламеняется, благодаря продуктам пиролиза, от открытого пламени. Если не принять меры к тушению возгорания, то расширяющееся от нагрева масло будет активно вытекать из бака и распространится по территории.

Поэтому трансформаторы должны оборудоваться выхлопной системой для своевременного снижения давления внутри бака, а также устройствами газовой защиты. Под каждым трансформатором необходимо организовать бетонный резервуар - маслоприемник, для приема вытекающего масла в маслоотвод. Поступающая дождевая вода должна своевременно откачиваться. При этом необходимо ограничивать доступ воздуха к маслу в яме под трансформатором, засыпав крупным щебнем покрывающую ее сетку. Таким образом, можно отделить горючее вещество от окислительной среды. Расстояние между трансформаторами должно соответствовать допустимому противопожарному разрыву в 15 метров, в противном случае необходимо сооружение огнеупорной перегородки. На рисунке 11.3 показано:

- трансформатор: ТДНС - 10000/35/6; 2 - маслоприемник; 3 - дренажно-гравийная засыпка; 4 - маслоотвод; 5 - маслосборник; 6 - насос; 7 - трубопровод; 8 - колодец; 9 - фильтр; 10 - ливневая канализация.

Рисунок 11.3 - Технологическая схема отвода и очистки замасленных стоков трансформатора

11.3.2 Помещение ОПУ

ОПУ относится к категории Д по пожарной опасности. Для помещений ОПУ предусмотрены следующие средства пожаротушения (ГОСТ - 12.4.009-91):

- 2 углекислотных огнетушителя ОУ - 8;

- 1 пенный огнетушитель ОХП - 10;

- ящик с песком объемом 1м³ и лопата;

войлок 2 метра.

В обязательном порядке все комнаты в ОПУ оборудуются системой пожарной сигнализации.

Отопления здания ОПУ осуществляется электрическими печами. Телемеханика и сигнализация отапливаются электрическими печами ~220В, 1кВ типа ПЭТ-4.

11.3.3 Кабели

По территории кабели проложены в бетонных кабельных лотках, но это не исключает проникновения в них внешнего источника замыкания. Изоляция кабелей состоит из горючих материалов, способных самостоятельно гореть и после исчезновения внешнего источника. Одной из возможных причин возгорания кабелей могут стать токи утечки, появляющиеся при локальных повреждениях изоляции, поэтому их необходимо своевременно определять. В условиях данного объекта для локализации возгораний возможна облицовка кабелей специальными огнеупорными составами из эластичных материалов, которые не ухудшают охлаждение кабеля. При нагревании они вспучиваются и выдерживают от 30 до 60 минут открытого пламени. Для заделки проходов кабелей через перегородки необходимо использовать огнестойкую штукатурку.

11.3.4 Пожарная безопасность ЛЭП

Противопожарные мероприятия на линиях электропередач сводятся к предотвращению недопустимого провисания проводов, защите их от разрядов атмосферного электричества. Для этого подвеску проводов осуществляют в соответствии с ПУЭ, на опоры линий электропередач установлены молниеотводы. Применяют железобетонные опоры.

11.3.5 Расчет заземляющего устройства

Заземляющее устройство является составной частью электроустановки и предназначено для необходимого уровня электробезопасности в зоне обслуживания электроустановки и за ее пределами, для отвода в землю импульсов токов с молниеотводов, для создания цепи при работе защиты от замыканий на землю и для стабилизации напряжения фаз электрической сети относительно земли.

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединятся с землей. Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения и шага.

Заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки, называется рабочим заземлением. Без рабочего заземления аппарат не может выполнять своих функций или нарушается режим работы электроустановки.

Для защиты оборудования от повреждения ударом молнии применена грозозащита с помощью нелинейных ограничителей перенапряжения, искровых промежутков, стержневых молниеотводов, которые присоединяются к заземлителям. Такое заземление называется грозозащитным.

На подстанции для выполнения всех трех типов заземления используется одно заземляющее устройство.

Заземляющее устройство, которое выполняется с соблюдением требований, предъявляемых к напряжению прикосновения, должно обеспечивать в любое время года при отекании с него тока замыкания на землю значения напряжений прикосновения, не превышающие нормированных. Сопротивление заземляющего устройства при этом определяется по допустимому напряжению на заземляющем устройстве и току замыкания на землю.

При определении значения допустимого напряжения прикосновения в качестве расчетного времени воздействия принимается сумма времени действия защиты и полного времени отключения выключателя. При этом определения допустимых значений напряжений прикосновения у рабочих мест, где при производстве оперативных переключений могут возникнуть КЗ на конструкции, доступные для прикосновения производящему переключения персоналу, принимается время действия резервной защиты, а для остальной территории - основной защиты.

Расчёт и выполнение контура заземления.

В целях выравнивания потенциала и обеспечения присоединения электрооборудования к заземлителю на территории, занятой оборудованием, осуществлена прокладка продольных и поперечных горизонтальных заземлителей соединенных между собой в заземляющую сетку. Расстояние между продольными и поперечными заземлителями не превышает 30м /9/.

Напряжение на заземляющем устройстве при стекании с него тока замыкания на землю не превышает 6 кВ /9/. Для вертикальных электродов применяется прутковая сталь круглого сечения 10…12мм и длиной до 10м. Для горизонтальных электродов используется сталь круглого сечения диаметром не менее 6мм.

Модернизация комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий электрической сети подстанции

Модернизация комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий электрической сети подстанции

Введение

1. Анализ существующей схемы ГПП и установленного оборудования

1.1 Место и назначение подстанции в городской энергосистеме

1.2 Основные характеристики подстанции

1.3 Защиты установленные на подстанции

1.4 Необходимость рассмотрения вопросов реконструкции ГПП

2. Выбор силовых трансформаторов на подстанции

3. Выбор схем главных соединений реконструируемой подстанции

4. Выбор источников оперативного тока

5. Расчет токов КЗ

6. Выбор коммутационной аппаратуры

6.1 Распределительное устройство высшего напряжения

6.2 Выбор выключателей и разъединителей в РУ НН

7. Релейная защита и автоматика всех объектов

7.1 Выбор режима работы нейтрали

7.3 Секционный выключатель 6 кВ

7.4 Вводной выключатель 6 кВ

7.5 Шины 6 кВ

7.6 Трансформатор 35/6 кВ

7.7 Трансформатор 6/0,4

7.8 Защита вводного выключателя ЦРУ 6 кВ

7.9 Защита шин ЦРУ 6 кВ

7.10 Воздушная ЛЭП 35 кВ

8. Выбор фирмы изготовителя и типоисполнения терминалов

8.1Достоинства микропроцессорных комплексов

8.1.1 Микропроцессорные комплексы РЗиА ИЦ "Бреслер"

8.1.2 Микропроцессорные комплексы РЗиА НТЦ "Механотроника"

8.1.3 Микропроцессорные комплексы РЗиА НПП "Экра"

8.1.4 Микропроцессорные комплексы РЗиА НПП "ЧЭАЗ"

8.2 Выбор типоисполнения терминалов

8.2.1 Защита КЛ - 6 кВ

8.2.2 Секционный выключатель 6 кВ

8.2.3 Вводной выключатель 6 кВ

8.2.4 Шины 6 кВ

8.2.5 Трансформатор напряжения 6 кВ

8.2.6 Защита трансформаторов 6/0,4 кВ

8.2.7 Защита трансформатора 35/6 кВ

8.2.8 Защита ЛЭП 35 кВ на питающей подстанции

8.3 Расчет уставок защит

8.3.1 Кабельная линия 6 кВ

8.3.2 Секционный выключатель 6 кВ

8.3.3 Трансформатор 6 кВ

8.3.4 Трансформатор 35 кВ

8.3.5 Линия 35 кВ

9. Выбор трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, измерительных приборов, приборов контроля и учета электроэнергии

9.1 Поверка ТТ кабельной линии 6 кВ

9.2 Выбор трансформаторов напряжения

9.3 Система АСУ ТП

Основные функции:

Дополнительные опции системы:

Основные преимущества системы:

9.4 Выбор приборов контроля и учета электроэнергии

Установка счётчиков ЕвроАльфа

10. Экономическая часть

Расчет временных параметров СГ

Составление индивидуального перечня работ и построение СГ

Расчёт параметров событий сетевого графика

Расчёт параметров работ сетевого графика

Расчет стоимостных параметров СГ

11. Охрана труда на подстанции

11.1 Компоновка ОРУ 35 кВ и КРУ 6 кВ

11.2 Электробезопасность на ОРУ и ЗРУ

11.2.1 Защита от однофазных замыканий на землю в сети 6 кВ

11.2.2 Рабочая изоляция

11.2.3 Контроль изоляции в сети 6 кВ

11.2.4 Защитное зануление

11.2.5 Средства индивидуальной защиты

11.3 Противопожарные мероприятия

11.3.1 Трансформаторы

11.3.2 Помещение ОПУ

11.3.3 Кабели

11.3.4 Пожарная безопасность ЛЭП

11.3.5 Расчет заземляющего устройства

Похожие работы на - Модернизация комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий электрической сети подстанции