10.81. Батареи имеют э. д. с. ε1 = 110 В и ε2 = 220 В, сопротивления R1 = R2 =100 Ом, R3 = 500 Ом. Найти показание амперметра., Физика

Содержание

10.81. Батареи имеют э. д. с. ε1 = 110 В и ε2 = 220 В, сопротивления R1 = R2 =100 Ом, R3 = 500 Ом. Найти показание амперметра.

10.82. Батареи имеют э.д.с. ε1 = 2 В и ε2 = 4 В, сопротивление R1 = 0,5 Ом. Падение потенциала на сопротивлении R2 равно U2 = l В (ток через R2 направлен справа налево). Найти показание амперметра.

10.83. Батареи имеют э.д.с. ε1 = 30 В и ε2 = 5 В, сопротивления R2 = 10 Ом, R3 = 20 Ом. Через амперметр течет ток I = 1 А, направленный от R3 к R1 . Найти сопротивление R1.

10.84. Батареи имеют э.д.с. ε1 = 2 В и ε2 = 3 В, сопротивления R1 = 1 кОм, R2 = 0,5кОм и R3 = 0,2 кОм, сопротивление амперметра RA = 0,2 кОм. Найти показание амперметра.

10.85. Батареи имеют э.д.с. ε1 = 2 В и ε2 = 3 В, сопротивление R3 = 1,5 кОм, сопротивление амперметра RA = 0,5 кОм. Падение потенциала на сопротивлении R2 равно U = l В (ток через R2 направлен сверху вниз). Найти показание амперметра.

10.86. Батареи имеют э.д.с. ε1 = 2 В, ε2= 4 В и ε3 = 6 В, сопротивления R1 = 4 Ом, R2 = 6 Ом и R3 = 8 Ом. Найти токи I во всех участках цепи.

10.87. Батареи имеют э.д.с. ε1 = ε2= ε3 = 6 В, сопротивления R1 = 20 Ом, R2 = 12 Ом. При коротком замыкании верхнего узла схемы с отрицательным зажимом батарей через замыкающий провод течет ток I = 1,6 А. Найти токи Ii во всех участках цепи и сопротивление R3.

10.88. В схеме, изображенной на рисунке, токи I1 и I3 направлены справа налево, ток I2 сверху вниз. Падения потенциала на сопротивлениях R1 , R2 и R3 равны U1 = U2= U3 = 10 В. Найти э.д.с. ε2 и ε3, если э.д.с. ε1 = 25 В.

10.89. Батареи имеют э.д.с. ε1 = ε2 = 100 В, сопротивления R1 = 20 Ом, R2 = 10 Ом, R3 = 40 Ом и R4 = 30 Ом. Найти показание амперметра.

10.90. Батареи имеют э.д.с. ε1 = 2*ε2 , сопротивления R1 = R3 =20 OM, R2 = 15 ОМ и R4 = 30 Ом. Через амперметр течет ток I = 1,5 А, направленный снизу вверх. Найти э.д.с. ε1 и ε2, а также токи I2 и I3, текущие через сопротивления R2 и R3.

Выдержка из текста работы

Проведен расчет и выбор средств по реконструкции подстанции. Выбрана электрическая аппаратура, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов и оперативного тока. Рассчитаны собственные нужды подстанции. Проведен выбор оперативного тока. Выбраны виды и типы исполнения устройств РЗА. Проведен расчет уставок релейной защиты. Выбраны автоматизированные системы управления технологическими процессами на подстанции.

Содержание

Введение
1. Реконструкция подстанции «Аргамак»
2. Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов и оперативного тока
2.1 Выбор схемы РУ 220, 110 кВ
2.1.1 Выбор схемы РУ ВН напряжением 220 кВ
2.1.2 Выбор схемы РУ СН напряжением 110 кВ
2.2 Расчет нагрузки
2.3 Выбор числа, типа и мощности автотрансформаторов
2.4 Расчет токов короткого замыкания на напряжениях 220/110/10 кВ подстанции
2.5 Выбор выключателей и разъединителей на напряжениях 220/110/10 кВ подстанции
2.6 Выбор токоведущих частей и изоляторов
2.7 Выбор высокочастотных заградителей
2.8 Выбор трансформаторов тока 220/110/10 кВ
2.8.1 Выбор трансформаторов тока на стороне 220кВ подстанции
2.8.2 Выбор трансформаторов тока на стороне 110кВ подстанции
2.8.3 Выбор трансформаторов тока на стороне НН подстанции
2.9 Выбор трансформаторов напряжения на подстанции
2.9.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН
2.9.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне СН
2.9.3 Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН
3. Собственные нужды подстанции
4. Выбор источника оперативного тока
5. Выбор видов и типоисполнения терминалов релейной защиты и автоматики для всех объектов подстанции
5.1 Выбор поколения устройств РзиА
5.2 Выбор фирмы производителя
5.3 Выбор видов и типоисполнения РзиА
5.3.1 Автотрансформатор 220/110/10 кВ
5.3.2 Защита ВЛ 220, 110 кВ
5.3.3 Системы шин 220кВ и 110кВ
5.3.4 Шиносоединительные, секционные и обходные выключатели 110кВ
5.3.5 Вводной выключатель 10кВ
5.3.6 Секционный выключатель 10 кВ
5.3.7 Шины НН 10 кВ
6. Расчет уставок релейной защиты
6.1 Расчет установок ДЗТ АТ
6.1.1 Общий принцип действия дифференциальной защиты АТ
6.1.2 Основные параметры и характеристики дифференциальной защиты АТ в шкафу ШЭ2607 042
6.2 Расчет установок ДЗО 220кВ
6.2.1 Основные параметры и характеристики дифференциальной защиты ошиновки в шкафу ШЭ2607 051
6.2.2 Исходные данные для расчета установок ДЗО
6.2.3 Выбор установок ДЗО
6.1.3 Выбор установок ДЗТ
6.3 Расчет МТЗ на ВЛ 110кВ Синеглазово Т (тупиковая)
6.4 Расчет МФТО на ВЛ 110 кВ Синеглазово Т (тупиковая)
7. Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП)
7.1 Структура АСУ ТП подстанции
7.2 Интеграция средств РЗА и автоматизированного управления
7.3 Программно-технический комплекс на базе цифровых устройств релейной защиты и телемеханики ПТК «Защита-2″
7.3.1 Структура ПТК «Защита — 2»
7.4 Управление и сигнализация на подстанции
Заключение
Список использованной литературы

Введение

В настоящее время в электроэнергетических системах (ЭЭС) России эксплуатируются более полутора миллионов устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), подавляющая часть которых — электромеханические устройства. Примерно 20 лет назад началось внедрение в эксплуатацию микроэлектронных и порядка 5-10 лет — микропроцессорных (МП) устройств РЗА. Доля последних пока невелика и составляет на начало 2006 года примерно 2,1 %. Большинство работающих устройств РЗА физически и морально устарели, поэтому требуется их замена.

Недостаток финансирования на реконструкцию и замену ведет к постоянному увеличению числа устаревших устройств. Анализ статистических данных показывает рост числа случаев неправильной работы устройств РЗА по причине их старения. Однако какие-либо отраслевые материалы по вопросам реконструкции и замене устаревших устройств РЗА отсутствуют.

Выборочное обследование ЭЭС показало, что примерно 10% всех устройств РЗА эксплуатируются более 35 лет, 20% — 25-30 лет, 50% — 15-25 лет и 20% менее 15 лет. В настоящее время в ЭЭС более 35% электромеханических устройств эксплуатируются не менее 25 лет, что превышает установленный техническими условиями средний срок службы устройств РЗА более чем в два раза. Кроме того, сверх установленного ресурса (на улице 15 лет, в помещении — 25 лет) работают и контрольные кабели с пластмассовой изоляцией. Опыт показал, что фактический средний срок службы электромеханических устройств составляет 25 лет. Это подтверждается практически постоянством процента правильной работы этих устройств РЗА в течение многих лет.

Такое положение объясняется двумя основными причинами. Во-первых, срок службы электромеханических устройств определяется изготовителем с учетом ресурсов комплектующих изделий и возможной работы устройства при оговоренных в технических условиях предельных значениях климатических и механических воздействий.

Во-вторых, принятая система технического обслуживания дает возможность во время периодических проверок выявлять и устранять (путем регулировки, ремонта или замены отдельных элементов) установленные неисправности устройств, предотвращая их возможные отказы.

Согласно статистической отчетности процент случаев неправильной работы устройств РЗА остается из года в год практически на одном уровне. Однако в ЭЭС отмечают, что работоспособность устройств, прослуживших 25 лет и более, обеспечивается за счет увеличения затрат на дополнительные регулировки, ремонт или замену отдельных элементов. В меру имеющихся возможностей устаревшие устройства РЗА и аппаратура ВЧ каналов обновляются.

Однако эта работа производится в недостаточном объеме из-за отсутствия необходимого финансирования, поэтому уже сейчас следует начинать планомерную замену или реконструкцию устаревших устройств РЗА, обуславливающих некоторое увеличение числа случаев неправильной работы, не связанных с действиями или ошибками эксплуатационного персонала, персонала проектных или наладочных организаций, а также с любыми внешними воздействиями.

Для обоснования и упрощения планирования разработаны основные критерии замены и рекомендации по реконструкции устройств РЗА /1/:

а) техническое перевооружение энергообъекта (его части) с заменой основного оборудования (генератора, трансформатора, выключателей и другое);

б) несоответствие технических характеристик или функциональных возможностей устройства требованиям селективности, быстродействия, чувствительности, резервирования при действующих (предусматриваемых в ближайшей перспективе) схемах или режимах работы энергообъекта (прилегающей сети);

в) нерентабельность дальнейшей эксплуатации устройства из-за значительного возрастания затрат на техническое обслуживание и ремонт;

г) фактический износ электромеханического устройства до состояния, требующего замены. Значительное превышение числа его неправильных срабатываний;

д) неудовлетворительная механическая или электрическая прочность, а также уровень сопротивления изоляции контрольных кабелей и монтажных проводов. Существенные изменения внешнего вида значительной части монтажных проводов устройства, катушек, изоляционных трубок и так далее;

е) рост числа случаев изменения характеристик и (или) повреждений элементов устройства, выявленных при техническом обслуживании и анализе их неправильной работы;

ж) прекращение производства устройств и запасных частей к ним.

Целью данной работы является разработка мероприятий по реконструкции релейной защиты и автоматики подстанции ПС 220/110/10 кВ «Аргамак».

Для достижения заданной цели в работе необходимо выполнить следующие задачи:

— провести расчет и выбор средств по реконструкции подстанции;

— выбрать электрическую аппаратуру, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов и оперативного тока;

— рассчитать собственные нужды подстанции;

— провести выбор оперативного тока;

— выбрать виды и типы исполнения устройств РЗА;

— провести расчет уставок релейной защиты;

— выбрать автоматизированные системы управления технологическими процессами на подстанции.

1. Реконструкция подстанции «Аргамак»

Реконструкция подстанции будет проведена не полностью, так как не предусмотрено изменение схемы электрических соединений 110кВ.

По современным нормам проектирования схемы с обходной системой шин должны приниматься только при специальном обосновании /7/. Но так как подстанция уже построена и смонтирована, стоит ограждение, рассчитано освещение и молниеотводы, нет смысла убирать обходную систему шин. Кроме того схема достаточно надежная и диспетчера отлично знакомы с оперативными переключениями, производимыми на подстанции — целесообразно оставить схему электрических соединений без изменений.

В данном проекте будет произведена проверка уже установленного оборудования и выбор релейной защиты и автоматики, удовлетворяющих современные требования к ним.

Подстанция «Аргамак» имеет два открытых распределительных устройства. На ОРУ 220кВ заходят отпайки от линий 220кВ и соединяются по схеме «мостик» с двумя автотрансформаторами 220/110/10кВ. ОРУ 110кВ выполнено по схеме «две рабочие системы шин с обходной» и имеют 11 отходящих линий 110кВ (две из них тупиковые). Собственные нужды организованы двумя шинами 10 кВ и двумя трансформаторами 10/0,4кВ. Оперативный ток постоянный. Все оборудование прослужило более 50 лет и подлежит замене на новое, соответствующее современным требованиям.

В связи с запланированной реконструкцией было принято решение о изменении схемы электрических соединений на стороне высокого напряжения 220кВ. Предполагается организовать шлейфовый заход на распределительное устройство 220кВ, что способствует упрощению схемы распределения электроэнергии и облегчает расчет релейной защиты и автоматики.

На подстанции будет произведена замена: масляных выключателей 220, 110 и 10кВ на современные элегазовые с автоматизированным управлением, удовлетворяющие последним требованиям п.1.8.21 /1/; разъединителей 220 и 110 кВ с двигательным приводом; автотрансформаторов, согласно прогнозируемым нагрузкам на 2027 год; измерительных трансформаторов напряжения и тока; релейной защиты и автоматики на микропроцессорную, а так же оборудования постоянного оперативного тока. Предусмотрена замена: трансформаторов собственных нужд; замена токоведущих частей и изоляторов 220, 110 и 10 кВ; системы АСУТП.

2. Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов и оперативного тока

2.1 Выбор схемы РУ 220, 110 кВ

2.1.1 Выбор схемы РУ ВН напряжением 220 кВ

Выбор главной схемы подстанции зависит от назначения, роли и местоположения объекта в энергосистеме в целом. Выбранная схема должна обеспечивать требуемую степень надежности питания всех потребителей, перспективу развития и возможность расширения, возможность производства ремонтных работ, простоту и наглядность, экономическую целесообразность.

Схема на существующей подстанции при организации шлейфового захода не соответствует вышеуказанным требованиям, следовательно, ее следует заменить.

Перед тем, как определиться со схемой РУ ВН рассмотрим особенности нескольких схем.

В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Для ревизии любого выключателя отключают его и разъединители, установленные по обе стороны выключателя. Количество операций для вывода в ревизию — минимальное, разъединители служат только для отделения выключателя при ремонте, никаких оперативных переключений ими не производят. Достоинством схемы является то, что при ревизии любого выключателя все присоединения остаются в работе. Другим достоинством полуторной схемы является её высокая надёжность. Схема позволяет в рабочем режиме без операций разъединителями производить опробование выключателей.

Недостатком данной схемы является отключение КЗ на линии двумя выключателями, что увеличивает общее количество ревизий выключателей. Усложнение цепей релейной защиты. Увеличение количества выключателей в схеме, на 4 присоединения приходится 6 выключателей, что приводит к удорожанию схемы.

Рисунок 2.1 — Схема РУ ВН 220кВ

Данная схема используется, как правило, для напряжения 35 кВ (высшего, среднего и низшего) при пяти и более присоединениях (два трансформатора, три и более линии). Допускается применять эту схему для РУ 110-220 кВ при использовании высоконадежного оборудования, например герметизированных ячеек с элегазовой изоляцией.

В нормальном режиме работы секционный выключатель выключен. Если все присоединенные линии являются отходящими, выключатель включается при повреждении одного из трансформаторов. Если схема используется в транзитной ПС, выключатель включается при повреждении одной из питающих линий.

Схема имеет ряд недостатков:

· ремонт одной секции сборных шин (или любого шинного разъединителя) связан с отключением всех линий, подключенных к этой секции;

· повреждение на секции сборных шин приводит к отключению всех линий, отходящих от этой секции;

· ремонт любого выключателя (кроме секционного) связан с отключением соответствующего присоединения линии или трансформатора.

Рисунок 2.2 — Схема с одной рабочей секционированной системой сборных шин

Применяется в РУ 220кВ и выше. Ревизия любого выключателя производится без перерыва работы какого-либо элемента. Однако схема становится менее надёжной при разрыве кольца. В кольцевых схемах надёжность работы выключателей выше, чем в других схемах, так как имеется возможность опробования любого выключателя в период нормальной работы схемы. Опробование выключателя путём его отключения не нарушает работу присоединённых элементов и не требует никаких переключений в схеме. Достоинством всех кольцевых схем является использование разъединителей только для ремонтных работ. Количество операций разъединителями в таких схемах невелико. К недостаткам кольцевых схем следует отнести более сложный выбор трансформаторов тока, установленных в кольце, так как в зависимости от режима работы схемы ток, протекающий по аппаратам, меняется. Релейная защита также должна быть выбрана с учётом всех возможных режимов при выводе в ревизию выключателей кольца.

Рисунок 2.3. — Схема РУ ВН 220кВ

После анализа вариантов схем РУ ВН 220кВ можно сделать вывод, что целесообразно выбрать схему «четырехугольник» ввиду использования четырех выключателей.

2.1.2 Выбор схемы РУ СН напряжением 110 кВ

Выбранная схема должна обеспечивать требуемую степень надежности питания всех потребителей, перспективу развития и возможность расширения, возможность производства ремонтных работ, простоту и наглядность, экономическую целесообразность.

Схема на существующей подстанции имеет 16 присоединений (14 ЛЭП 110кВ и 2 присоединения к АТ), что не соответствует вышеуказанным требованиям, следовательно, ее необходимо заменить.

Рассмотрим схему «Две секционированные системы сборных шин с обходной системой шин».

Основные условия применения:

· недопустимость полного погашения РУ при отказах выключателей и сборных шин по условию сохранения устойчивости энергосистемы;

· в нормальном режиме присоединения по возможности симметрично распределены между системами сборных шин, а шиносоединительные выключатели включены и выполняют секционирующую функцию (режим с фиксированными присоединениями) или отключены по режимным соображениям, в том числе стационарному делению сети для ограничения уровней токов КЗ. При этом один из шинных разъединителей каждого присоединения включен, а другой отключен. Остальные выключатели и разъединители в схеме включены. В нормальном режиме обходные выключатели не задействованы;

· k+6 ячеек выключателей, где k — количество присоединений.

Недостатки:

· дорогая;

· требует установки двух секционных, двух шиносоединительных и двух обходных выключателей для исключения погашения подстанции, что усложняет схему;

· надежность схемы остается недостаточно высокой.

Схема с двойной секционированной системой шин с обходной нужна системному оператору для обеспечения надежной работы, как самой этой подстанции, так и прилежащей сети. Кроме того по техническим причинам — по условиям РЗА: для обеспечения нормального выполнения ДЗШ фирмы ЭКРА.

2.2 Расчет нагрузки

Все электрические аппараты, токоведущие части и изоляторы должны быть выбраны по условиям продолжительной работы и проверены по условиям короткого замыкания.

Продолжительный режим имеет место, когда электроустановка находится в нормальном или утяжеленном режимах.

Нормальный режим предусмотрен планом эксплуатации. В этом режиме функционируют все элементы данной электроустановки, без вынужденных отключений и без перегрузок.

Утяжеленный режим — это режим плановых профилактических и капитальных ремонтов, а также режим, в котором часть элементов электроустановки вышла из строя или выведена в ремонт вследствие аварийного отключения.

Таким образом, расчетными токами продолжительного режима являются: IНОРМ — наибольший ток нормального режима, IMAX — наибольший ток утяжеленного режима.

Определим расчетные токи продолжительного режима работы для каждого присоединения на стороне ВН, СН и НН, используя задание (Таблица 2.1).

Рисунок 2.4 — Схема с двумя рабочими секционированными системами сборных шин с обходной системой шин

Номинальный ток ЛЭП110 кВ определяется по выражению:

Утяжеленный ток ЛЭП 110 кВ определяется по выражению:

По данным службы электрических режимов ЧРДУ максимальный рабочий ток одной ВЛ 220 кВ (при отключенной другой ВЛ) в 2027 году будет равен 1500 А и 750 в нормальном режиме (существующие ВЛ 220 кВ выполнены проводами 2хАСО-480). Соответственно, при включении ПС Аргамак шлейфовым заходом надо выбрать сечение проводов на заходах 220 кВ, потому что сейчас отпайки от ВЛ 220 кВ до ПС Аргамак выполнены проводом АСО-400.

Таблица 2.1 — Расчетные токи продолжительного режима

Нормальный режим	Утяжеленный режим
Расчетные токи в ЛЭП на стороне ВН подстанции

Расчетные токи в ЛЭП на стороне СН подстанции

Расчетные токи на стороне ВН подстанции
А	А
Расчетные токи на стороне СН подстанции
А	А
Расчетные токи на стороне НН подстанции

Расчет токов на низкой стороне автотрансформатора производим согласно выбранных схемы питания и ТСН в пункте 4. Два ТСН по 630 МВА, нормально к стороне НН АТ подключен один ТСН, а в ремонтных режимах — два ТСН, соответственно, длительный ток на стороне НН АТ соответствует мощности одного ТСН, а в утяжеленном режиме — суммарной мощности двух ТСН.

В таблице 2.1 обозначено:

I_АТ — ток в цепи автотрансформатора, А;

S_НАГР — нагрузка подстанции на 2027 год, ВА;

S_ТСН -номинальная мощность трансформатора собственных нужд ВА;

U_ВН — высшее напряжение подстанции, В;

U_СН — среднее напряжение подстанции, В;

U_НН — низшее напряжение подстанции, В.

2.3 Выбор числа, типа и мощности автотрансформаторов

При выборе количества автотрансформаторов учитывают требования к надежности электроснабжения питающихся от подстанций потребителей, а также экономичность проекта.

Подстанция питает потребителей, которые относятся к потребителям второй категории, поэтому установка одного автотрансформатора недопустима. Выбираем два автотрансформатора, поскольку на подстанции три ступени напряжения 220/110/10 кВ. Но один автотрансформатор выводят в ремонт, при плановом ремонте, это делают при минимальных нагрузках. В аварийном режиме оставшийся автотрансформатор можно нагружать на столько, чтобы он не перегрузился сверх нормы, иначе он выйдет из строя. Поэтому выбор номинальной мощности автотрансформатора производят с учетом его нагрузочной способности.

При определении Sрасч принимается во внимание нагрузка на пятый год, если считать от конца сооружения электроэнергетического объекта, причем учитывается перспектива дальнейшего его развития на 515 лет вперед.

Все трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы, а также двухобмоточные трансформаторы подстанций и станций, кроме включенных в блоки с генераторами, должны иметь встроенные устройства для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе, с учетом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной нагрузки.

где Sнагр — нагрузка на 2027 год; Sном — номинальная мощность автотрансформатора; kп — допустимый коэффициент перегрузки.

По справочнику выбираем АТДЦТН-200000/220/110:

220 — высшее напряжение;

110 — среднее напряжение;

10 — низкое напряжение;

А — автотрансформатор;

Т — трехфазный;

ДЦ — охлаждение масляное с дутьем и с принудительной циркуляцией масла;

Т — трехобмоточный;

Н — регулирование под нагрузкой.

Проверим по аварийному режиму:

Реальный коэффициент нагрузки:

(допускается);

(допускается).

Значит, выбранный автотрансформатор соответствует условиям работы в аварийном режиме.

Сведем параметры автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110 в таблицу:

Таблица 2.2 — Параметры трансформатора АТДЦТН-200000/220/110

Тип	S_ном,МВ•А	Каталожные данные
		U_номобмоток, кВ	и_к, %	Потери, кВт	Ток холостого хода, %
		ВН	СН	НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН	Холостого хода	Короткого замыкания
АТДЦТН-200000/220/110	200	230	121	10,5	11	34	20	48	ВН-СН 367,5	0,038
									ВН-НН 350,5
									СН-НН 353,9

Таким образом, принимаем к установке два автотрансформатора АТДЦТН-200000/220/110.

2.4 Расчет токов короткого замыкания на напряжениях 220/110/10 кВ подстанции

Электрические аппараты и шинные конструкции распределительных устройств должны быть проверены на электродинамическую и термическую устойчивость. Отключающие аппараты (выключатели и предохранители) проверяют, кроме того, по отключающей способности. Для этого составляют расчетную схему замещения, намечают расчетные точки короткого замыкания и определяют токи короткого замыкания. Расчетным видом короткого замыкания является трехфазное короткое замыкание.

При составлении расчетной схемы для выбора аппаратов и проводников одной цепи выбирают режим установки, при котором в этой цепи будет наибольший ток короткого замыкания. При этом не учитываются режимы, не предусмотренные для длительной эксплуатации.

За расчетную точку короткого замыкания следует принимать точку, при повреждении в которой через выбираемый аппарат или проводник будет протекать наибольший ток.

Произведем расчет короткого замыкания в точке К1 на шинах ВН 220кВ.

Для расчётов применим программу ТОКО.

Рисунок 2.4 — Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ

Параметры, вводимые в программу: АТДЦТН 200000/220/110; мощность системы 220 кВ 2000МВА со стороны ЮУГРЭС и 4000МВА от п/ст Шагол; мощность системы 110 кВ 5000МВА.

Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны СН 110 кВ. Для этого в схеме отключаем подпитку со стороны ВН 220 кВ.

Рисунок 2.5 — Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны СН 110кВ)

Так как в схеме два одинаковых автотрансформатора то токи в присоединениях делятся поровну.

Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны ЮУГРЭС.

Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны Шагол.

Произведем расчет короткого замыкания в точке К2 на шинах СН 110кВ.

Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны ВН 220 кВ. Для этого в схеме отключаем подпитку со стороны СН 110 кВ.

Рисунок 2.6 — Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны ЮУГРЭС)

Рисунок 2.7 — Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 220кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны Шагол)

Так как в схеме два одинаковых автотрансформатора то токи в присоединениях делятся поровну.

Рассчитаем подпитку точки короткого замыкания со стороны системы 110кВ.

Рисунок 2.8 — Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 110кВ

Рисунок 2.9 — Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 110кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны ВН 220кВ)

Рисунок 2.10 — Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах 110кВ (подпитка точки короткого замыкания со стороны системы 110кВ)

Произведем расчет короткого замыкания в точке К3 на шинах НН 10кВ.

Рисунок 2.11 — Схема с расчетами токов короткого замыкания на шинах НН 10кВ

Сведем все расчеты в таблицу 2.3

2.5 Выбор выключателей и разъединителей на напряжениях 220/110/10 кВ подстанции

Выключатель — это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения любых токов. Выключатели в зависимости от применяемых в них дугогасительной и изолирующей сред подразделяются на масляные, воздушные, элегазовые, вакуумные и электромагнитные.

Таблица 2.32 — Расчетные токи короткого замыкания в различных точках.

Точка КЗ	К1 На шинах 220кВ	К2 На шинах 110кВ	К3 На шинах 10кВ
Токи	Iкз⁽³⁾	Iкз⁽²⁾	Iкз^(1,1)	Iкз⁽¹⁾	Iкз⁽³⁾	Iкз⁽²⁾	Iкз^(1,1)	Iкз⁽¹⁾	Iкз⁽³⁾	Iкз⁽²⁾	Iкз^(1,1)	Iкз⁽¹⁾
?Iкз	20,269	17,553	18,398	14,275	36,306	31,442	32,725	24,197	45,279	39,213	39,213	0
Iкз от сети 220кВ	15,108	13,084	13,479	9,065	11,067	9,584	10,234	8,706	—	—	—	—
Iкз от п/ст Шагол	10,072	8,723	8,986	6,043	—	—	—	—	—	—	—	—
Iкз от ЮУГРЭС	5,036	4,361	4,493	3,022	—	—	—	—	—	—	—	—
Iкз от сети 110кВ	5,161	4,469	4,954	4,675	25,239	21,858	22,517	15,143	—	—	—	—

Выключатели распределительных устройств напряжением 35 кВ и выше выбираются однотипные для всех цепей данного распределительного устройства и проверяются по наиболее тяжелым условиям. Расчетным током короткого замыкания для выбора выключателей является ток на шинах высшего напряжения в точке К1 и среднего напряжения в точке К2 соответственно.

Выключатели выбирают:

1) по номинальному напряжению:

где u_НОМ — номинальное напряжение выбираемого выключателя, кВ,

u_УСТ — напряжение установки, кВ;

2) по номинальному току:

где I_НОМ — номинальный ток выключателя, А,

I_МАХ — максимальный ток, протекающий через выключатель в утяжеленном режиме, А;

3) по номинальному току отключения:

где I_{НОМ.ОТКЛ.} — номинальный ток отключения выключателя, кА,

— действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя , кА.

Произведем выбор выключателя на стороне ВН 220кВ.

Согласно этим требованиям намечаем к установке выключатель элегазовый типа ВГК-220II*-31,5/3150-У1. Собственное время отключения выключателя t_С.В. = 0,025с, полное время отключения выключателя t_О.В. = 0,05с.

При выборе выключателя необходимо также осуществить следующие проверки:

4) проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:

, (2.1)

где — значение апериодической составляющей тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя , определяется по формуле:

, (2.2)

где I_П,0 — действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания, кА;

Т_А — постоянная времени затухания апериодической составляющей, согласно /4/ Т_А = 0,02 с;

— время от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов, с:

, (2.3)

где t_РЗ,_MIN — минимально возможное время срабатывания релейной защиты, t_РЗ,_MIN = 0,01с;

t_С.В. — собственное время отключения выключателя, с.

Значение апериодической составляющей по формуле (2.2):

В каталоге на выключатель /5/ задается допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения _НОМ:

%. (2.4)

Из формулы (2.4) можно найти номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , используемое в выражении (2..1):

. (2.5)

5) Выполняется проверка на электродинамическую стойкость:

, (2.6)

, (2.7)

где i_УД — расчетный ударный ток в цепи выключателя, кА;

i_ДИН — ток электродинамической стойкости (наибольший пик предельного сквозного тока короткого замыкания), кА;

I_ДИН — действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания, кА.

Заводами-изготовителями соблюдается условие:

, (2.8)

где К_У = 1,8 — ударный коэффициент, нормированный для выключателей.

6) Проверка на термическую стойкость:

, (2.9)

где I_ТЕР — ток термической стойкости выключателя, определяется по каталогу, кА;

t_ТЕР — длительность протекания тока термической стойкости, определяется по каталогу, с;

В_К — тепловой импульс тока короткого замыкания, пропорциональный количеству тепловой энергии, выделенной за время короткого замыкания.

Короткое замыкание в цепях понизительных подстанций можно рассматривать как удаленное, и в этом случае тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, можно определить по формуле:

, (2.10)

где Т_А — постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, согласно /4/ Т_А = 0,02 с;

t_ОТК — время от начала короткого замыкания до его отключения, с;

, (2.11)

где t_РЗ — время действия релейной защиты, t_РЗ = 0,1 с;

t_О.В. — полное время отключения выключателя, с;

Тепловой импульс по формуле (2.10):

Для удобства проверки выполнения условий все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 2.4

Разъединители выбираются по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

где u_НОМ — номинальное напряжение разъединителя, кВ;

u_УСТ — напряжение установки, кВ.

2) по номинальному току:

где I_НОМ — номинальный ток разъединителя, А;

I_МАХ — максимальный расчетный ток утяжеленного режима, протекающий через разъединитель, А.

3) осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:

где i_ДИН — предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), определяемый по каталогу, кА;

i_УД — ударный ток короткого замыкания по расчету, кА.

4) проверка на термическую стойкость:

где I_ТЕР — ток термической стойкости разъединителя, кА;

t_ТЕР — длительность протекания тока термической стойкости, с;

В_К — тепловой импульс по расчету, кА²с.

С учетом этих требований выбираем по справочнику /5/: разъединитель трехполюсный серии РПД-220-2500

Каталожные данные разъединителей представлены в таблице 2.4

Итак, во всех цепях распределительного устройства высшего напряжения принимаем к установке выключатели одного типа ВГК-220II*-31,5/3150-У1и разъединители типа РПД-220-2500.

Таблица 2.4 — Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГК-220II*-31,5/3150-У1	Разъединитель РПД-220-2500
u_УСТ = 220 кВ	u_НОМ = 220 кВ	u_НОМ = 220 кВ
I_МАХ = 1500 А	I_НОМ = 3150 А	I_НОМ = 2500 А
I_П,_ф = 20,269 кА	I_{НОМ.ОТКЛ.} = 31,5 кА	—
i_А,_ф = 4,98 кА	i_А,НОМ = 15,6 кА	—
I_П,0 = 20,269 кА	I_ДИН = 40,1 кА	—
i_УД = 51,6 кА	i_ДИН = 102 кА	i_ДИН = 102 кА
В_К = 69,84 кА² с	I²_ТЕР•t_ТЕР = 40²•3 = 4800 кА² с	I²_ТЕР•t_ТЕР = 40²•3 = 4800 кА² с

Произведем выбор выключателя на стороне СН 110кВ.

Намечаем к установке выключатель элегазовый типа ВГБУ-110-40/2000 У1. Собственное время отключения выключателя t_С.В. = 0,03 с, полное время отключения выключателя t_О.В. = 0,055 с.

При выборе выключателя необходимо также осуществить следующие проверки:

4) проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания по формуле (2.1).

— время от начала короткого замыкания до прекращения соприкосновения дугогасительных контактов, с по формуле (2.3):

Значение апериодической составляющей по формуле (2.2):

В каталоге на выключатель /6/ задается допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения _НОМ.

По формуле (2.5) получим:

5) Выполняется проверка на электродинамическую стойкость:

6) Проверка на термическую стойкость по формуле (2.9).

t_ОТК — время от начала короткого замыкания до его отключения, с;

где t_РЗ — время действия релейной защиты, t_РЗ = 0,1 с;

t_О.В. — полное время отключения выключателя, с;

Все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 4.

Разъединители выбираются по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

где u_НОМ — номинальное напряжение разъединителя, кВ;

u_УСТ — напряжение установки, кВ.

2) по номинальному току:

где I_НОМ — номинальный ток разъединителя, А;

I_МАХ — максимальный расчетный ток утяжеленного режима, протекающий через разъединитель, А.

3) осуществляется проверка на электродинамическую стойкость:

где i_ДИН — предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), определяемый по каталогу, кА;

i_УД — ударный ток короткого замыкания по расчету, кА.

4) проверка на термическую стойкость:

где I_ТЕР — ток термической стойкости разъединителя, кА;

t_ТЕР — длительность протекания тока термической стойкости, с;

В_К — тепловой импульс по расчету, кА²с.

С учетом этих требований выбираем по справочнику /6/ два типа разъединителей: с одним заземляющим ножом SGF 123n-100/3НА и с двумя заземляющими ножами SGF 123n-100+2Е/3НА в зависимости от места установки.

Каталожные данные разъединителей представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 — Выбор выключателей и разъединителей на стороне СН

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВГБУ-110-40/2000 У1	Разъединители SGF 123n-100/3НА и SGF 123n-100+2Е/3НА
u_УСТ = 110 кВ	u_НОМ = 110 кВ	u_НОМ = 110 кВ
I_МАХ = 1049,7 А	I_НОМ = 2000 А	I_НОМ = 1600 А
I_П,_ф = 36,306 кА	I_{НОМ.ОТКЛ.} = 40 кА	—
i_А,_ф = 6,95 кА	i_А,НОМ = 26,59 кА	—
I_П,0 = 36,306 кА	I_ДИН = 40,1 кА	—
i_УД = 92,42 кА	i_ДИН = 102 кА	i_ДИН = 100 кА
В_К = 230,67 кА² с	I²_ТЕР•t_ТЕР = 40²•3 = 4800 кА² с	I²_ТЕР•t_ТЕР = 40²•3 = 4800 кА² с

Итак, во всех цепях распределительного устройства высшего напряжения принимаем к установке выключатели одного типа ВГБУ-110-40/2000 У1 и в зависимости от необходимого числа заземляющих ножей разъединители типа SGF 123n-100/3НА и SGF 123n-100+2Е/3НА.

Выбор реакторов, выключателей на стороне НН подстанции

Перед выключателем на низкой стороне установим реактор. Это мероприятие поможет нам снизить токи короткого замыкания, проходящие через выключатель, а, следовательно, выключатель будет установлен более дешевый.

Выбор реактора

Реактор следует выбирать:

по номинальному напряжению U_устU_ном,

по номинальному току I_раб._maxI_ном,

по индуктивному сопротивлению.

В качестве линейного реактора можно использовать простой (одинарный или групповой) или сдвоенный реактор. Принимаем одинарный. Номинальный ток реактора должен быть больше максимального длительного тока нагрузки цепи, в которой он включен. Для простого одинарного реактора при резервированной схеме питания потребителей утяжеленный режим возникает при отключении резервной цепи.

Индуктивное сопротивление линейного реактора определяют, исходя из условий ограничения тока короткого замыкания до заданного уровня. В большинстве случаев допустимое значение тока короткого замыкания при повреждении за реактором определяется по коммутационной способности отключающих аппаратов (выключателей, предохранителей), намечаемых к установке или установленных в данной точке сети.

Порядок определения сопротивления линейного реактора следующий. Известно начальное значение периодического тока короткого замыкания I_п.о. Требуется ограничить I_п.0. до значения , чтобы можно было в данной цепи установить выключатель с номинальным током отключения I_{отк.ном} (действующее значение периодической составляющей тока отключения). Принимают . Результирующее сопротивление, Ом, цепи короткого замыкания до установки реактора определяем по выражению

Требуемое сопротивление цепи короткого замыкания для обеспечения

Требуемое сопротивление реактора

По каталожным материалам /6/ выбираем тип реактора с ближайшим большим индуктивным сопротивлением. Принимаем к установке РБ-10-1000-0,14УЗ.

Таблица 2.6 — Характеристики реактора РБ-10-1000-0,14УЗ

Тип	U_ном, кВ	I_ном, кА	x_ном, Ом	i_дин,, кА	I_тер,, кА	t_тер,, с
РБ 10-1000-0,14УЗ	10	1000	0,14	63	24,8	8

Вычисляем значение результирующего сопротивления цепи короткого замыкания с учетом реактора:

а затем определяем начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания:

Максимальный ток продолжительного режима:

где Sнаг — мощность понижающего трансформатора выбранного в пункте 4.

Выбранный реактор проверяется на электродинамическую стойкость по условию

где ударный ток при трехфазном коротком замыкании за реактором;

i_дин ток электродинамической стройности реактора (по каталогу).

Термическая стойкость реактора характеризуется током термической стойкости I_тер и временем термической стойкости t_тер (по каталогу).

Условие проверки по термической устойчивости:

Тепловой импульс по формуле (2.10):

кА² с.

t_ОТК — время от начала короткого замыкания до его отключения, с;

где t_РЗ — время действия релейной защиты, t_РЗ = 0,1 с;

t_О.В. — полное время отключения выключателя со стороны СН и ВН, с;

Выбор выключателя

С учетом того, что планируется установка КРУ, выбор выключателей сводится к выбору КРУ в целом. Принимаем к установке КРУ-СЭЩ-63 /15/.

Выключатели выбираются по тем же условиям, что и на стороне ВН. Расчетные токи продолжительного режима указаны в таблице 1, а расчетным током короткого замыкания является ток на шинах низкого напряжения после реактора. Исходя из этого, намечаем к установке выключатель элегазовыйтипаLF1/11/.

Собственное время отключения tС.В. = 0,05 с, полное время отключения tО.В. = 0,07 с

Определим расчетное время по формуле (3.3):

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя по формуле (2.2):

где I_П,0 = 22,12 кА — действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания в точке К3;

Т_А = 0,05 с — постоянная времени затухания апериодической составляющей, ее значение указано в /4/.

Допустимое относительное содержание апериодической составляющей тока в токе отключения _НОМ определяется по кривой _НОМ = f () из /4/. Для времени = 0,06, _НОМ = 26 %.

Найдем гарантируемую выключателю заводом-изготовителем апериодическую составляющую в отключаемом токе для времени по формуле (2.5):

где I_{НОМ.ОТКЛ.} = 25 кА — номинальный ток отключения выключателя из каталога.

Для проверки выключателя на термическую стойкость необходимо определить тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, для чего найдем сначала время от начала короткого замыкания до его отключения по формуле (2.11):

где t_РЗ = 1,5с — максимальное время действия основной защиты;

Тепловой импульс по формуле (3.10):

А² с.

Все расчетные и каталожные данные сводим в таблицу 2.6.

i_УД — ударный ток короткого замыкания по расчету, кА.

i_ДИН — предельный сквозной ток короткого замыкания (амплитуда), определяемый по каталогу, кА;

Таблица 2.6 — Выбор выключателей на стороне НН

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель LF1
u_УСТ = 10 кВ	u_НОМ = 10 кВ
I_МАХ = 69,3А	I_НОМ = 630 А
I_П,_ф = 22,12кА	I_{НОМ.ОТКЛ.} = 25кА
i_А,_ф = 9,4кА	i_А,НОМ = 9,55 кА
I_П,0 = 22,12кА	I_ДИН = 25,14 кА
i_УД = 56,3 кА	i_ДИН = 64 кА
В_К = 792,7А² с	I²_ТЕР•t_ТЕР = 31,5²•3 = 2977А² с

Из таблицы 2.6 видно, что условия выполняются, следовательно, устанавливаем выключатели типа LF1.

2.6 Выбор токоведущих частей и изоляторов

Выбор ошиновки 220кВ

Так как ошиновка по экономической плотности тока не выбирается, принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае ЛЭП 220кВ: Imax= 1500 А.

— проверка шин на схлестывание (электродинамическую стойкость):

При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизиться, что произойдет схлестывание или пробой между фазами.

Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами, когда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны, а затем после отключения тока КЗ движутся навстречу друг другу. Их сближение будет тем больше, чем меньше расстояние между ними. Проверка на схлестывание требуется при

Iкз(2) =17,553кА > 20кА. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 400 см согласно Таблица П8/1/.

— проверка на термическое действие тока КЗ: не производится, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе

— проверка по условиям коронирования не требуется, так как выбрано сечение, которое больше минимально допустимого по короне для 220 кВ (АС-240/39) ПУЭ табл.2.5.6 /1/. Сечение проводов выбирается по допустимому току при работе в максимальном режиме:

где I_МАХ — максимальный ток провода в утяжеленном режиме, А;

I_ДОП — допустимый ток провода, А.

Существующие ВЛ 220 кВ выполнены проводами 2хАСО-480. Соответственно, при включении ПС Аргамак шлейфовым заходом надо выбрать сечение проводов на заходах и ошиновку 220 кВ, потому что сейчас отпайки от ВЛ 220 кВ до ПС Аргамак выполнены проводом АСО-400.

Для токоведущих частей ошиновки 220кВ выбираем провод 2хАСО-400/51, согласно табл. 3.15 /3/ (I_ДОП=825*2=1650> I_МАХ=1500 А).

Гибкие провода крепятся на гирляндах подвесных изоляторов типа ПФ6-В с числом изоляторов в гирлянде 14 при напряжении 220 кВ /8/.

Выбор шин 110кВ

Выбор шин 110кВ производим аналогично выбору ошиновки 220кВ.

Принимаем сечение по допустимому току при максимальной нагрузке на шинах, равной току наиболее мощного присоединения, в данном случае автотрансформатор: I_МАХ= 1049,7А

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.

— проверка по условиям коронирования не требуется, так как выбрано сечение, которое больше минимально допустимого по короне для 110 кВ (АС-70/11) ПУЭ табл.2.5.6 /1/. Сечение проводов выбирается по допустимому току при работе в максимальном режиме:

где I_МАХ — максимальный ток провода в утяжеленном режиме, А;

I_ДОП — допустимый ток провода, А.

Для токоведущих частей шин 110кВ выбираем провод 2хАС — 300/48 (2 провода в фазе), согласно табл. 3.15 /3/ (I_ДОП=690*2=1380 > I_МАХ=1336 А).

Гибкие провода крепятся на гирляндах подвесных изоляторов типа ПФ6-В с числом изоляторов в гирлянде 7 при напряжении 110 кВ /8/.

Выбор шин 10кВ

Соединение трансформатора с закрытым устройством 6-10 кВ или с КРУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. С КРУ СЭЩ-63/15/ соединение выполнено шинным мостом.

Все соединения внутри КРУ 6-10 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Принимаем к установке алюминиевые шины прямоугольного сечения АД 31 Т15*3 (Т — закаленный и естественно состаренный), допустимый длительный ток на одну фазу 165 А. Максимальный ток на шинах НН 10кВ посчитан в пункте 2.2и равен69,3А:

Значит шины, выбраны, верно.

Выбор изоляторов для ОРУ 220кВ

Для данной подстанции на ОРУ 220 кВ опорные изоляторы для крепления ошиновки выбираем типаОТК 8-220-А10-2/УХЛ1 /10/.

Параметры изолятора:

размеры: — строительная высота — 2100 мм;

разрушающая электромеханическая нагрузка — 8 кН;

Эти изоляторы имеют значительные преимущества перед остальными изоляторами:

— меньшую массу;

— более высокие разрядные характеристики;

— материал защитной оболочки: кремнийорганическая резина

— стойкость к загрязнению;

— устойчивость к ударам и резким сменам температуры;

— более простой монтаж и обслуживание.

Выбор изоляторов для ОРУ 110кВ

Для данной подстанции на ОРУ 110 кВ опорные изоляторы для крепления шин выбираем типа ОСК 10-110-А01-2 УХЛ1 /10/.

Параметры изолятора:

размеры: — строительная высота — 1020 мм;

разрушающая электромеханическая нагрузка — 10 кН;

Эти изоляторы имеют значительные преимущества перед остальными изоляторами:

— меньшую массу;

— более высокие разрядные характеристики;

— материал защитной оболочки: кремнийорганическая резина

— стойкость к загрязнению;

— устойчивость к ударам и резким сменам температуры;

— более простой монтаж и обслуживание.

Выбор изоляторов для КРУ 10кВ

Для данной подстанции на КРУ 10 кВ опорные изоляторы для крепления шин выбираем типа ИО 10-20, 00 УЗ /12/.

Параметры изолятора:

размеры: — строительная высота — 134 мм;

разрушающая электромеханическая нагрузка — 20 кН;

Эти изоляторы имеют:

— меньшую массу;

— более высокие разрядные характеристики;

— стойкость к загрязнению;

— простой монтаж и обслуживание.

2.7 Выбор высокочастотных заградителей

Выбор высокочастотных заградителей 110кВ

Высокочастотные заградители устанавливаются на линиях электропередач при вводе в подстанцию, чтобы не пропустить высшие гармоники.

Выбор высокочастотных заградителей осуществляется по следующим условиям:

по номинальному току:

где I_НОМ — номинальный ток заградителя, А;

I_МАХ — ток, протекающий в линии в утяжеленном режиме, А;

проверка на электродинамическую стойкость:

где i_ДИН — ток электродинамической стойкости заградителя, кА;

i_УД -ударный ток трехфазного КЗ на стороне СН, кА

производится проверка на термическую стойкость:

где I_ТЕР — ток термической стойкости заградителя, кА;

t_ТЕР — допустимое время действия тока термической стойкости, с;

В_К — тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания на стороне СН, кА²с.

С учетом выполнения этих условий принимаем к установке на питающих линиях напряжением 110 кВ высокочастотный заградитель типа ВЗ-630/40/102-0,5У1. Каталожные данные заградителя представлены в /9/. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 3.7.

Таблица 2.7 — Выбор высокочастотных заградителей

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВЗ-630/40/102-0,5 У1
I_МАХ = 115,5А	I_НОМ = 630 А
i_УД = 92,42 кА	i_ДИН =102 кА
В_К = 230,67 кА² с	I²_ТЕР•t_ТЕР = 40²•1 = 1600 кА² с

Как видно из таблицы 2.7, условия выполняются.

2.8 Выбор трансформаторов тока 220/110/10 кВ

Трансформаторы тока предназначены для понижения тока до величины, удобной к измерению, а также являются изоляцией между первичными и вторичными цепями. Трансформатор тока включается в цепь последовательно. Во вторичную обмотку включаются токовые катушки приборов и реле так же последовательно. Вторичная обмотка трансформаторов тока обязательно заземляется в целях техники безопасности на случай пробоя изоляции между первичной и вторичной обмотками.

Сопротивление приборов, включенных во вторичную цепь, мало, поэтому режим работы трансформатора тока близок к режиму короткого замыкания.

2.8.1 Выбор трансформаторов тока на стороне 220кВ подстанции

В выключателях типа ВГК-220II*-31,5/3150-У1отсутствуют встроенные трансформаторы тока.

Выберем трансформаторы тока в цепи линий.

Трансформаторы тока выбирают по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

где u_НОМ — номинальное напряжение трансформатора тока, кВ,

u_УСТ — напряжение установки, кВ;

2) по номинальному первичному току:

где I_1НОМ — номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А,

I_МАХ — максимальный рабочий ток в цепи, в которой выбирается трансформатор тока, А;

3) по конструкции и классу точности;

4) производится проверка на электродинамическую стойкость:

где i_ДИН — ток электродинамической стойкости трансформатора тока по каталогу, кА,

i_УД — ударный ток короткого замыкания, кА;

5) осуществляется проверка на термическую стойкость:

где I_ТЕР — каталожное значение тока термической стойкости трансформатора тока, кА,

t_ТЕР — допустимое время действия тока термической стойкости, с,

В_К — тепловой импульс по расчету, кА² с.

Расчетным током короткого замыкания является ток в точке К1.

Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 2.8.

Таблица 2.8 — Выбор трансформаторов тока в цепи питающих линий

Расчетные данные	Каталожные данные
	Трансформатор тока TG245
u_УСТ = 220 кВ	u_НОМ = 220 кВ
I_МАХ = 1500 А	I_1НОМ = 2000 А
i_УД = 51,6 кА	i_ДИН = 125 кА
В_К = 69,84 кА² с	I²_ТЕР•t_ТЕР = 50²•1 = 2500 кА² с

Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо произвести проверку по вторичной нагрузке:

где z₂ — вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом,

z_2НОМ — номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом.

Особенно важно проверить обмотку класса точности 0,5, так как в этом классе подключаются счетчики денежного расчета.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому им можно пренебречь и считать, что вторичное сопротивление чисто активное . Вторичная нагрузка r₂ состоит из сопротивления приборов r_ПРИБ, переходного сопротивления контактов r_К и сопротивления соединительных проводов r_ПРОВ:

Сопротивление приборов определяется по формуле

где S_ПРИБ — мощность, потребляемая приборами, ВА;

I₂ — вторичный номинальный ток трансформатора тока, I₂ = 5 А.

Для определения мощности приборов составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов (рисунок 2.12). Сеть 220 кВ работает с глухо заземленной нейтралью, и здесь замыкание одной фазы на землю является коротким, для защиты линии применяется дифференциально-фазная защита, поэтому для включения трансформаторов тока применяем схему полной звезды. Перечень необходимых приборов в цепи линии 220 кВ определяем по приложению таблице 4.11 /4/. Три амперметра, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, фиксирующий прибор, используемый для определения места КЗ, универсальный микропроцессорный счетчик электроэнергии, поскольку линии с двухсторонним питанием.

Рисунок 2.12 — Схема включения трансформаторов тока и приборов

Пользуясь схемой включения (рисунок 3.12) и каталожными данными приборов, выбираем наиболее загруженный трансформатор тока, для чего определяем нагрузку по всем фазам (таблица 2.9). Для этого суммируем мощности токовых обмоток приборов, включенных в данную фазу.

Таблица 2.9 — Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	—	0,5
Варметр	Д-335	0,5	—	0,5
Индикатор микропроцессорный фиксирующий	ИМФ-3Р	0,5	0,5	0,5
Счетчик эл. энергии универсальный	ЕА 05	2	2	2
Итого:	4,0	3,0	4,0

Из таблицы 2.9 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Мощность, потребляемая приборами в этих фазах, S_ПРИБ = 4 ВА.

Тогда сопротивление приборов:

Так как в наиболее загруженной фазе включены пять приборов, то сопротивление контактов принимается r_К = 0,1 Ом.

Сопротивление соединительных проводов r_ПРОВ зависит от их длины и сечения. Поскольку на стадии проектирования сечение соединительных проводов нам неизвестно, то проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке заключается в определении минимально допустимого сечения проводов.

Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо выдержать условие

Приняв r₂ = z_2НОМ, определяем допустимое значение r_ПРОВ:

в каталоге на трансформатор тока задается номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в классе точности 0,5 в виде мощности S_2НОМ = 30 ВА, номинальное сопротивление определяем по формуле

Зная допустимое сопротивление проводов, можно определить сечение соединительных проводов

где — удельное сопротивление материала провода, ;

l_РАСЧ — расчетная длина соединительных проводов, м.

На подстанциях 220 кВ пункт 3.4.3/1/во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами, удельное сопротивление алюминия = 0,0283.

Расчетная длина соединительных проводов l_РАСЧ зависит от схемы включения трансформаторов тока. Так как в цепях 220 кВ трансформаторы тока включены по схеме полной звезды, то согласно /4/ l_РАСЧ = l, где l — длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец, для цепей 220 кВ можно принять l = 100 м /4/.

Сечение соединительных проводов:

Согласно /4/ по условию механической прочности сечение алюминиевых жил должно быть не меньше 4 мм². Поэтому в качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АВВГнг сечением 4 мм².

Выбор трансформаторов тока в цепи автотрансформаторов на стороне 220кВ

На автотрансформаторах трансформаторы тока ставятся аналогичные линиям, так как используем одинаковые выключатели на стороне 220кВ и трансформаторы тока с меньшим первичным током не обеспечивают правильной работы релейной защиты.

2.8.2 Выбор трансформаторов тока на стороне 110кВ подстанции

Выбор трансформаторов тока на стороне 110кВ аналогичен выбору трансформаторов тока на стороне220кВ. В выключателях типа ВГБУ-110 имеются встроенные трансформаторы тока типа ТВ-110. Эти трансформаторы имеют 4 вторичные обмотки с номинальным током 5А. Одна из обмоток имеет класс точности 0,5 и предназначена для подключения счётчиков, по которым ведутся денежные расчеты, для подключения измерительных приборов, а также три обмотки, используемые для релейной защиты с классами точности 10Р.

Расчетным током короткого замыкания является ток в точке К2. Произведем выбор ТТ для АТ так как у него самый большой рабочий ток на стороне 110 кВ. А для ВЛ 110 кВ примем ТТ такие же, как для АТ.

Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 2.10.

Таблица 2.10 — Выбор трансформаторов тока

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТВ-110-1200/5
u_УСТ = 110 кВ	u_НОМ = 110 кВ
I_МАХ = 1049,7 А	I_1НОМ = 1200 А
i_УД = 92,42 кА	i_ДИН = 102 кА
В_К = 230,67 кА² с	I²_ТЕР•t_ТЕР = 50²•3 = 7500 кА² с

где z₂ — вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом,

z_2НОМ — номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом.

Сопротивление приборов определяется по формуле

где S_ПРИБ — мощность, потребляемая приборами, ВА;

I₂ — вторичный номинальный ток трансформатора тока, I₂ = 5 А.

Для определения мощности приборов составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов (рисунок 3.13). Сеть 110 кВ работает с эффективно заземленной нейтралью, и здесь замыкание одной фазы на землю является коротким, для защиты линии применяется дифференциально-фазная защита, поэтому для включения трансформаторов тока применяем схему полной звезды. Перечень необходимых приборов в цепи линии 110 кВ определяем по приложению таблице 4.11 /4/. Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, фиксирующий прибор, используемый для определения места КЗ, универсальный микропроцессорный счетчик электроэнергии.

Рисунок 2.13 — Схема включения трансформаторов тока и приборов

Пользуясь схемой включения (рисунок 2.13) и каталожными данными приборов (см. таблицу П4.7 /4/), выбираем наиболее загруженный трансформатор тока, для чего определяем нагрузку по всем фазам (таблица 2.11). Для этого суммируем мощности токовых обмоток приборов, включенных в данную фазу.

Таблица 2.11 — Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	—	—
Ваттметр	Д-335	0,5	—	0,5
Варметр	Д-335	0,5	—	0,5
Индикатор микропроцессорный фиксирующий	ИМФ-3Р	0,5	0,5	0,5
Счетчик эл. энергии универсальный	ЕА 05	2	2	2
Итого:	4	2,5	3,5

Из таблицы 2.11 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А. Мощность, потребляемая приборами в фазе А, S_ПРИБ = 4 ВА.

Тогда сопротивление приборов:

Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо выдержать условие

Приняв r₂ = z_2НОМ, определяем допустимое значение r_ПРОВ:

Зная допустимое сопротивление проводов, можно определить сечение соединительных проводов

где — удельное сопротивление материала провода, ;

l_РАСЧ — расчетная длина соединительных проводов, м.

На подстанциях 220 кВ пункт 3.4.3 /1/ во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами, удельное сопротивление алюминия = 0,0283.

Расчетная длина соединительных проводов l_РАСЧ зависит от схемы включения трансформаторов тока. Так как в цепях 110 кВ трансформаторы тока включены по схеме полной звезды (см. рисунок 2.13), то согласно /4/ l_РАСЧ = l, где l — длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец, для цепей 110 кВ можно принять l = 50 м /4/.

Сечение соединительных проводов: .

2.8.3 Выбор трансформаторов тока на стороне НН подстанции

Выбор трансформаторов тока на стороне низшего напряжения производится аналогично выбору трансформаторов тока на стороне высшего напряжения. Расчетные токи продолжительного режима указаны в таблице 2.10, расчетным током короткого замыкания для всех присоединений на стороне НН подстанции является ток за реактором 22,12 кА. Тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, в цепи понижающего трансформатора указан в таблице 2.5.

Выбор трансформаторов тока в цепи АТ на стороне НН

В шкафах КРУ типа КРУ-СЭЩ-63 /15/ с учетом выполнения условий устанавливаются трансформаторы тока типа ТОЛ-10-5000-0,5/5Р. Каталожные данные выбранного трансформатора тока указаны в /15/. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 2.11.

Таблица 2.11 — Выбор трансформаторов тока в цепи АТ на НН

Расчетные данные	Каталожные данные
	Трансформатор тока ТОЛ-10-5000-0,5/5Р
u_УСТ = 10 кВ	u_НОМ = 10 кВ
I_МАХ = 69,3 А	I_1НОМ = 5000 А
i_УД = 56,3 кА	i_ДИН =100 кА
В_К =792,7 кА² с	I²_ТЕР•t_ТЕР = 20²•3 = 1200 кА² с

Для проверки выбранного трансформатора тока по вторичной нагрузке составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов (рисунок 2.14). Перечень измерительных приборов в цепи АТ на стороне НН определяется по таблице 4.11 /4/.

Рисунок 2.14 — Схема включения трансформаторов тока и приборов

Определяем нагрузку по фазам (таблица 2.12), пользуясь схемой включения (рисунок 2.14) и каталожными данными приборов (таблица П4.7 /4/), для выбора наиболее загруженного трансформатора тока.

Таблица 2.12 — Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	—	—
Ваттметр	Д-335	0,5	—	0,5
Счетчик эл. энергии универсальный	ЕА 05	2	—	2
Итого:	3	—	2,5

По данным таблицы 2.12 видно, что наиболее загруженной является фаза А, мощность приборов в этой фазе S_ПРИБ = 3 ВА.

Сопротивление приборов

Во вторичную обмотку наиболее загруженного трансформатора тока включены три прибора, поэтому, согласно /4/, сопротивление контактов принимается r_К = 0,05 Ом.

По каталогу номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в классе точности 0,5 S_2НОМ = 20 ВА, номинальное сопротивление определяем по формуле:

Допустимое сопротивление проводов:

На подстанциях 220 кВ пункт 3.4.3 /1/ во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами, удельное сопротивление алюминия = 0,0283.

Согласно /4/, в цепях 6-10 кВ длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец можно принять l = 4 м. Так как трансформаторы тока включены по схеме неполная звезда, то согласно /4/ м.

Сечение соединительных проводов по формуле:

В качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АВВГнг с жилами сечением 4 мм² по условию механической прочности.

2.9 Выбор трансформаторов напряжения на подстанции

Трансформаторы напряжения предназначены для понижения напряжения до величины, удобной к измерению. Первичная обмотка трансформатора напряжения включается в цепь параллельно, во вторичную обмотку включаются параллельные катушки или катушки напряжения приборов и реле. Первичное напряжение соответствует напряжению сети, вторичное напряжение для трансформаторов напряжения 220 и 110кВ имеет стандартную величину 100/ В в основной обмотке и 100 В в дополнительной обмотке, а у трансформаторов напряжения 10 кВ 100/3 В в дополнительной обмотке.

Вторичные обмотки трансформатора напряжения обязательно заземляются в целях техники безопасности на случай пробоя изоляции между высшим и низшим напряжениями.

Трансформатор напряжения работает в режиме, близком к режиму холостого хода, так как сопротивление приборов и реле, включенных во вторичную обмотку, большое.

2.9.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям.

1) По напряжению

где u_НОМ — номинальное первичное напряжение ТН, кВ;

u_УСТ — напряжение установки, кВ.

В нашем случае номинальное первичное напряжение трансформатора напряжения на стороне ВН следует принять u_НОМ = u_УСТ = 220 кВ.

2) По конструкции и схеме соединения обмоток.

При напряжении 220 кВ к установке принимаем трансформатор напряжения типа СРА254(4b). Схема включения трансформаторов напряжения — «звезда с землей — звезда с землей — разомкнутый треугольник», для чего используются три трансформатора напряжения. Эта схема позволяет получить фазные и линейные напряжения, а также используется для включения релейной защиты от однофазных замыканий на землю, действующей на отключение в сети 220 кВ. В первую вторичную обмотку, соединенную по схеме звезды, включаются измерительные приборы, счетчики, приборы РЗА и противоаварийной автоматики, телеизмерений, регистраторы аварий и ОМП, вторая вторичная обмотка соединяется в разомкнутый треугольник и используется для включения релейной защиты.

По вторичной нагрузке или по классу точности.

Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполняться условие:

где S_НАГР — мощность всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;

S_2НОМ — номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения в заданном классе точности, ВА.

Общая мощность, потребляемая приборами, определяется по формуле:

где Р — активная мощность приборов, Вт;

Q — реактивная мощность приборов, ВАр.

Трансформаторы напряжения проверяем в классе точности 0,5.

К трансформатору напряжения подключаются измерительные преобразователи (датчики), устройства РЗиА всех присоединений ошиновки, счетчики электроэнергии. На каждой шине устанавливаем по одному ТН, а при отключении одного из ТН вся нагрузка подключается ко второму ТН, поэтому каждый ТН рассчитывается на подключение к нему всех приборов и устройств всего ОРУ 220 кВ.

Таблица 2.13 — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 220кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	Число приборов	Потребляемая мощность
					P,Вт	Q, ВАр
Вольтметр регистрирующий	Н-394	10	1	2	20	—
Вольтметр	ЩП120	2	1	2	4	—
Счетчик эл. энергии универсальный	ЕА 05	2	3	4	24	—
Ваттметр	Д-335	0,5	2	2	2
Варметр	Д-335	0,5	2	2	2
Устройства РЗиА	ШЭ2607 072	0,5	3	2	3
	ШЭ2607 082	0,5	3	2	3
	ШЭ2607 021021	0,5	6	1	3
	ШЭ2607 019	0,5	3	4	6
	ШЭ2607 051	0,5	3	2	3
	БЭ2704V900	1	6	1	6
Индикатор микропроцессорный фиксирующий	ИМФ-3Р	20 Вт	1	2	40
Итого (ВА):	116	—

Мощность, потребляемую приборами, определяем по формуле:

Так как имеются счетчики денежного расчета, то трансформаторы напряжения необходимо проверить в классе точности 0,5. Согласно /6/, номинальная мощность вторичной обмотки одного трансформатора напряжения типа СРА 245(4b) в классе точности 0,5 S_2НОМ = 200 ВА. Номинальная мощность трех трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, S_2НОМ = ВА.

Таким образом, S_НАГР< S_2НОМ, то есть условие выполняется, следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АВВГнг (так как высшее напряжение подстанции 220 кВ) с алюминиевыми жилами сечением 4 мм² по условию механической прочности.

2.9.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне СН

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям.

1) По напряжению

где u_НОМ — номинальное первичное напряжение ТН, кВ;

u_УСТ — напряжение установки, кВ.

В нашем случае номинальное первичное напряжение трансформатора напряжения на стороне СН следует принять u_НОМ = u_УСТ = 110 кВ.

2) По конструкции и схеме соединения обмоток.

При напряжении 110 кВ к установке принимаем трансформатор напряжения типа

НАМИ-110УХЛ1.Схема включения трансформаторов напряжения — «звезда с землей — звезда с землей — разомкнутый треугольник», для чего используются три трансформатора напряжения. Эта схема позволяет получить фазные и линейные напряжения, а также используется для включения релейной защиты от однофазных замыканий на землю, действующей на отключение в сети 220 кВ. В первую вторичную обмотку, соединенную по схеме звезды, включаются измерительные приборы, счетчики, приборы РЗА и противоаварийной автоматики, телеизмерений, регистраторы аварий и ОМП, вторая вторичная обмотка соединяется в разомкнутый треугольник и используется для включения релейной защиты.

По вторичной нагрузке или по классу точности.

Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполняться условие:

где S_НАГР — мощность всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;

S_2НОМ — номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения в заданном классе точности, ВА.

Общая мощность, потребляемая приборами, определяется по формуле:

где Р — активная мощность приборов, Вт;

Q — реактивная мощность приборов, ВАр.

Трансформаторы напряжения проверяем в классе точности 0,5.

К трансформатору напряжения подключаются измерительные преобразователи (датчики), устройства РЗиА всех присоединений шин, счетчики электроэнергии. На каждой шине устанавливаем по одному ТН, а при отключении одного из ТН вся нагрузка подключается ко второму ТН, поэтому каждый ТН рассчитывается на подключение к нему половину всех приборов и устройств ОРУ 110 кВ.

Таблица 2.14 — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	Число приборов	Потребляемая мощность
					P,Вт	Q, ВАр
Вольтметр регистрирующий	Н-394	10	1	2	20	—
Вольтметр	ЩП120	2	1	2	4	—
Счетчик эл. энергии универсальный	ЕА 05	2	3	8	24	—
Ваттметр	Д-335	0,5	2	8	8
Варметр	Д-335	0,5	2	8	8
Устройства РЗиА	ШЭ2607 083	0,5	3	7	10,5
	ШЭ2607 016	0,5	3	7	10,5
	ШЭ2607 061	1	6	1	6
	ШЭ2607 071	0,5	3	2	3
	ШЭ2607 015	0,5	12	1	6
	ШЭ2607 156	0,5	3	1	1,5
	БЭ2704V900	1	6	1	12
Индикатор микропроцессорный фиксирующий	ИМФ-3Р	20 Вт	1	7	140
Итого (Вт):	253,5	—

Мощность, потребляемую приборами, определяем по формуле:

Так как имеются счетчики денежного расчета, то трансформаторы напряжения необходимо проверить в классе точности 0,5. Согласно /6/, номинальная мощность вторичной обмотки одного трансформатора напряжения типа НАМИ-110УХЛ1в классе точности 0,5 S_2НОМ = 400 ВА. Номинальная мощность трех трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, S_2НОМ = ВА.

2.9.3 Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН

На стороне низшего напряжения подстанции используется схема с двумя одиночными, секционированными выключателем, шинами. Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую шину.

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям.

1) По напряжению

где u_НОМ — номинальное первичное напряжение ТН, кВ;

u_УСТ — напряжение установки, кВ.

В нашем случае номинальное первичное напряжение трансформатора напряжения на стороне НН следует принять u_НОМ = u_УСТ = 10 кВ.

2) По конструкции и схеме соединения обмоток.

В КРУ-СЭЩ 63 встроены трансформаторы напряжения типа НАЛИ-СЭЩ-10, каталожные данные представлены в /15/.

В сетях с изолированной нейтралью, к которым относится сеть с напряжением 10 кВ, необходимо производить контроль состояния изоляции. Поэтому к установке принимаем три трансформатора напряжения, включенные по схеме «звезда с землей — звезда с землей — разомкнутый треугольник». Выбранные трансформаторы напряжения имеют две вторичные обмотки, одна из которых включена в звезду, и к ней присоединяются катушки напряжения измерительных приборов, другая включена в разомкнутый треугольник и используется для контроля состояния изоляции сети 10 кВ.

По вторичной нагрузке или по классу точности.

Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполняться условие:

где S_НАГР — мощность всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;

S_2НОМ — номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения в заданном классе точности, ВА.

Общая мощность, потребляемая приборами, определяется по формуле:

где Р — активная мощность приборов, Вт;

Q — реактивная мощность приборов, ВАр.

Трансформаторы напряжения проверяем в классе точности 0,5.

К трансформатору напряжения подключаются измерительные преобразователи (датчики), устройства РЗиА всех присоединений секции, счетчики электроэнергии.

Таблица 2.15 — Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 10 кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	Число приборов	Общая потребляемая мощность
					Р, Вт	Q, ВАр
Счетчик эл.эн. универсальный (ввод на секцию 10 кВ)	ЕА 05	2	3	2	12	—
Счетчик эл.эн. универсальный	ЕА 05	2	2	2	8
Вольтметр	ЩП120	2	1	2	4	—
Устройства РЗиА	ШЭ2607 042043	0,5	3	2	3
	ШЭ2607 042	0,5	3	2	3
	БЭ2502А03	0,5	3	2	3
	БЭ2502А02	0,5	6	1	3
	БЭ2502А04	0,5	6	1	3
	БЭ2502А01	0,5	3	2	3
Итого(Вт)	42	—

Мощность, потребляемую приборами, определяем по формуле:

Так как имеются счетчики денежного расчета, то трансформаторы напряжения необходимо проверить в классе точности 0,5. Согласно /15/, номинальная мощность вторичной обмотки одного трансформатора напряжения типа НАЛИ-СЭЩ-10 в классе точности 0,5 S_2НОМ = 90 ВА. Номинальная мощность трех трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, S_2НОМ = ВА.

3. Собственные нужды подстанции

Собственные нужды — важный элемент подстанций. Повреждения в системе собственных нужд могут привести к нарушению работы основного оборудования и возникновению аварий.

Подстанции могут проектироваться с постоянным дежурным персоналом, с выездным персоналом и автоматизированные подстанции без персонала. Учитывая, что высшее напряжение подстанции 220 кВ, примем, что на подстанции будет постоянный дежурный персонал.

Потребители собственных нужд подстанций делятся на ответственных и неответственных. К ответственным механизмам относят те, выход из строя которых может привести к нарушению нормальной работы или возникновению аварии на подстанции. Такими механизмами являются система охлаждения силовых трансформаторов, сети аварийного освещения, система пожаротушения, система подогрева приводов разъединителей и подогрева шкафов КРУ, система оперативного управления, связи и телемеханики, подогрев выключателей.

Кроме того, потребителями собственных нужд подстанции являются зарядно-подзарядные агрегаты аккумуляторной батареи, которая служит источником оперативного тока, так как оперативный ток на подстанции постоянный, освещение, отопление, вентиляция ЗРУ, ОПУ (объединенный пункт управления), освещение ОРУ также относятся к потребителям собственных нужд.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, нет мощных электродвигателей, поэтому механизмы собственных нужд присоединяются к сети 0,4 кВ, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

На двухтрансформаторных подстанциях 35 — 750 кВ устанавливается не менее двух трансформаторов собственных нужд, то есть на проектируемой подстанции будет два трансформатора собственных нужд.

Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками собственных нужд в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме. Однако, когда неизвестна точная нагрузка собственных нужд, то допустимо принимать мощность трансформатора собственных нужд, равной 0,5% от мощности силового трансформатора:

где S_ТСН — мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

S_ТР — мощность силового трансформатора, кВА.

кВА.

Для подстанции 110-220 кВ мощность каждого трансформатора собственных нужд не должна превышать 630 кВА, что в нашем случае не выполняется. Следовательно, к установке принимаем два трансформатора собственных нужд типа ТСЗ-630/10.

По справочнику /16/ выбираем трансформатор сухой типа ТСЗ-630/10. Каталожные данные трансформатора приведены в таблице.

Таблица 3.1 — Каталожные данные трансформатора ТСЗ-630/10

Параметр трансформатора	Символ	Значение
Номинальная мощность	S_Н.Т.	630 кВА
Напряжение обмотки ВН	U_ВН	10 кВ
Напряжение обмотки НН	U_НН	0,4 кВ
Потери холостого хода	Р_Х	1320 Вт
Потери короткого замыкания	Р_К	5500 Вт
Напряжение короткого замыкания	u_К	6 %
Ток холостого хода	i_Х	1,6 %

Схема подключения трансформаторов собственных нужд зависит от вида оперативного тока подстанции. Оперативный ток на подстанции может быть постоянным, выпрямленным или переменным. Постоянный оперативный ток должен применяться на всех подстанциях 330 кВ и выше, а также на подстанциях 110 — 220 кВ при числе выключателей на стороне ВН три и более. Следовательно, на проектируемой подстанции будет постоянный оперативный ток, так как на стороне ВН установлено более трех выключателей /7/. Источником постоянного оперативного тока служит аккумуляторная батарея.

Поскольку подстанция с постоянным оперативным током, трансформаторы собственных нужд подключаются к сборным шинам распределительного устройства 10 кВ. Схема подключения трансформаторов собственных нужд показана на рисунке.

Рисунок 3.1 — Схема питания собственных нужд подстанции

Так как мощность трансформаторов собственных нужд больше 200 кВА, то к сборным шинам 10 кВ они подсоединяются через выключатели. На стороне низшего напряжения трансформаторы собственных нужд включаются через автоматы (автоматические воздушные выключатели). Шины 0,4 кВ секционируются. Мощные потребители 0,4 кВ также подключаются через автоматы, остальные — через предохранители.

4. Выбор источника оперативного тока

В соответствии с НТП [2]:

На ПС напряжением 110 кВ (кроме отпаечных и тупиковых) и выше должна применяться система оперативного постоянного тока (система ОПТ, СОПТ) напряжением 220 В. Другие величины напряжений или другие виды оперативного тока (выпрямленный, переменный) на таких подстанциях (далее на ПС 110 кВ и выше) допускаются только по требованию заказчика. При этом заказчик должен дать требования для проектирования.

Система ОПТ должна интегрировать в единое целое:

— источники питания в виде аккумуляторных батарей (АБ) и зарядно-подзарядных устройств (ЗПУ), работающих в режиме постоянного подзаряда;

— приемно-распределительные щиты постоянного тока (ЩПТ) по числу АБ;

— потребители постоянного тока (ППТ).

На ПС 110 кВ и выше систему ОПТ рекомендуется выполнять по одному из следующих вариантов:

— централизованная — две АБ для питания ППТ;

— децентрализованная — с установкой отдельных АБ, для питания ППТ одного или нескольких присоединений, расположенных в помещениях релейных щитов, приближенных к первичному оборудованию.

Аккумуляторная батарея должна:

— быть закрытого исполнения;

— при работе в автономном режиме (при потере собственных нужд ПС) обеспечивать максимальные расчетные толчковые токи после 2-часового разряда током нагрузки. Допускается, по требованию заказчика, увеличение времени автономной работы АБ. Величина этого времени должна быть указана в техническом задании.

На ПС 110 кВ и выше рекомендуется применять АБ со сроком службы не менее 20 лет.

Зарядно-подзарядные агрегаты (ЗПА) должны выбираться совместно с АБ для обеспечения всех требований, предъявляемых изготовителями АБ к ЗПА, необходимых для поддержания заявленного срока службы АБ и надежной её работы.

Установим на подстанции аккумуляторные батареи типа Vartabloc. Срок службы аккумуляторных батарей при соблюдении всех правил эксплуатации и монтажа (в соответствии с правилами Технического описания изготовителя) составляет не менее 20 лет.

Для выбора конкретной марки батареи необходимо провести расчет. Проведем его согласно /19/.

Для определения типа элемента аккумуляторной батареи необходимо знать нагрузку батареи в аварийном режиме Iав. Она складывается из нагрузки постоянно подключенных потребителей Iп и временной нагрузки Iвр потребителей, подключаемых в аварийном режиме. При отсутствии точной информации, в приближенных расчетах можно принимать значения постоянно включенных нагрузок для подстанций 220кВ — 30А.

Временную нагрузку для подстанций 220кВ можно принять равной 70А.

Для аккумуляторов Varta тип определяют по допустимому току разряда при получасовом (часовом) режиме разряда:

По таблице характеристик элементов Vartablok выбираем тип аккумуляторной батареи Vb 2305, с А.

Число элементов батареи постоянное. Определяется, исходя из того, что в режиме постоянного подзаряда напряжение на щите постоянного тока должно быть не более 1,1 U_НОМ, то есть, 242 В. А напряжение на одном элементе при этом для Vartablok равно 2,23 В.

где — общее число последовательных элементов.

Выбранный аккумулятор проверяется по наибольшему толчковому току:

где — разрядный ток в режиме тридцатисекундного разряда;

— максимальный толчковый ток;

— ток, потребляемый электромагнитными приводами выключателей, включающихся в конце аварийного режима.

Учитывается одновременное включение двух выключателей на стороне НН. Ток потребляемый электромагнитом включения выключателя LF1 .

Выполним проверку батареи по допускаемому отклонению напряжения на шинах в условиях наибольшего толчкового тока.

По току разряда, отнесенному к одной пластине аккумулятора

где — число положительных электродов.

Определим величину остаточного напряжения на шинах (рисунок 5.1) оно равно 1,77В.

Величина остаточного напряжения на шинах:

Рисунок 4.1 — Характеристики элемента Vartabloc с пластинами емкостью 50 (-)Ач и 100 (—) Ач.

Определим отклонение напряжения на аккумуляторах:

Найденное значение сравнивается с допустимыми значениями отклонений напряжения с учетом потери напряжения в соединительных кабелях /19/. Потерю напряжения в соединительном кабеле принимаем 5%.

dU_ЭМ = 86,9-5=81,5%.

Допустимое отклонение напряжения для электромагнитов включения выключателя составляет 80-110 %. Как видно, принятые аккумуляторные батареи обеспечивают необходимое напряжение.

5. Выбор видов и типоисполнения терминалов релейной защиты и автоматики для всех объектов подстанции

Релейная защита (РЗ) — часть электрической автоматики, предназначенная для выявления и автоматического отключения поврежденного электрооборудования.

Кроме того, некоторые устройства РЗ предназначены для выявления не повреждений, а ненормальных режимов работы электрооборудования (например, защита от перегрузки трансформатора).

В некоторых случаях, не требующих быстрого автоматического отключения поврежденного оборудования, устройства РЗ могут действовать не на отключение, а на сигнал (например, защита от замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью).

5.1 Выбор поколения устройств РзиА

Для защиты объектов подстанции используем устройства релейной защиты на микропроцессорной базе, как наиболее совершенные по сравнению с устройствами на полупроводниковой и электромеханической элементной базе.

В настоящее время использование устройств РЗ, реализованных с использованием МП, становится все целесообразней и перспективней в виду того, что они имеют ряд существенных преимуществ:

— наглядность процесса для оператора за счет большого количества измерений и сигнализации и представления информации;

— дистанционное управление как терминалами релейной защиты, так и первичным оборудованием подстанции;

— беспрерывная диагностика, позволяющая проводить предаварийную профилактику;

— «гибкость» для инженера при работе с устройствами;

— перепрограммирование программ (в некоторых терминалах);

— возможность регистрирования и сохранения всех величин в предаварийных и аварийных ситуациях для точного поставарийного компьютерного анализа причин аварии при встроенной системе наблюдения и т.п.

5.2 Выбор фирмы производителя

На смежных участках с подстанцией «Аргамак» установлены устройства РЗА следующих фирм.

Научно-производственное предприятие Экра. Организовано на основе 4 отдела ВНИИР, который (отдел) занимался в СССР разработкой устройств РЗ для электроэнергетики. Выпускает устройства РЗ для генераторов, трансформаторов и линий 110-500 кВ.

Сименс. Выпускает устройства РЗА, не соответствующие российской идеологии РЗА и не адаптирующиеся к нашим требованиям и условиям.

Для защиты всех присоединений подстанции используем шкафы научно-производственного предприятия Экра — ведущий российский разработчик и производитель устройств РЗА. В устройствах РЗА данной фирмы заложении логика механической релейной защиты, она наиболее проста для понимания ее работы оперативным персоналом, а так же ее можно согласовать со всеми устаревшими защитами, расположенными на других концах ЛЭП.

5.3 Выбор видов и типоисполнения РзиА

При новом строительстве и реконструкции должны применяться современные устройства РЗиА отечественного или иностранного производства.

Отключение любого поврежденного элемента сети (линий, подстанционного оборудования — шин, трансформаторов и другого первичного оборудования) должно осуществляться с минимальным возможным временем в целях сохранения устойчивой бесперебойной работы неповрежденной части системы и ограничения области и степени повреждения.

Для защиты присоединений подстанции «Аргамак» используем шкафы производства НПП «ЭКРА». 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.

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.

Для каждого объекта подстанции выбираем по ПУЭ, НТП, в соответствии с требованиями СО и приказом №57 РАО «ЕЭС России» от 11 февраля 2008 года виды РЗиА.

5.3.1 Автотрансформатор 220/110/10 кВ

Для трансформаторов и АТ согласно пункту 3.2.51 /1/ должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

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

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла;

Согласно пункту 3.2.53 /1/ для данного автотрансформатора применяется газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла

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

Защита от повреждений внутри кожуха автотрансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена также с использованием реле давления.

Защита от понижения уровня масла может быть выполнена также в виде отдельного реле уровня в расширителе автотрансформатора.

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).

По пункту 3.2.54 /1/ для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени (на автотрансформаторах мощностью 6,3 МВА и более), которая должна действовать на отключение всех выключателей автотрансформатора.

Согласно пункту 3.2.55 /1/ продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения автотрансформатора со сборными шинами.

По пункту 3.2.61 /1/ защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать на многообмоточных автотрансформаторах, присоединенных тремя и более выключателями, — со всех сторон автотрансформатора.

Согласно пункту 6.3.3 /13/ на автотрансформаторах 220 кВ мощностью 63 МВА и более устанавливается по два комплекта дифференциальных защит в целях повышения надежности отключения КЗ в автотрансформаторах и улучшения условий селективности действия резервных защит, установленных на примыкающих к автотрансформатору ЛЭП.

По /18/:

На автотрансформаторе должны быть предусмотрены следующие устройства РЗА:

один комплект дифференциальной токовой защиты АТ;

газовая защита;

защита РПН с использованием струйных реле;

резервные защиты на сторонах высшего, среднего и низшего

напряжения;

защита от перегрузки (включая защиту от перегрузки общей обмотки);

автоматика регулирования РПН;

технологические защиты (защита от понижения уровня масла, защита от потери охлаждения и т. п.).

Кроме того, на АТ могут устанавливаться:

дифференциальные защиты ошиновок ВН и СН (при подключении соответствующей стороны АТ к шинам через два выключателя или кабельную вставку);

дифференциальная токовая защита ошиновки НН с включением в зоне действия токоограничивающего реактора.

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

Резервные защиты на сторонах ВН и СН должны выполняться в виде ступенчатых защит (дистанционных и токовых направленных нулевой последовательности).

Дистанционные защиты должны блокироваться при неисправности цепей напряжения.

Резервные защиты должны иметь автоматическое и оперативное ускорение отдельных ступеней.

На стороне низшего напряжения АТ должна устанавливаться максимальная токовая защита с возможностью пуска по напряжению.

На стороне низшего напряжения АТ должен быть предусмотрен контроль изоляции НН.

При применении на АТ системы пожаротушения должна быть предусмотрена автоматика пуска пожаротушения (АППж).

Автоматика

Из общего раздела по релейной защите пункт 3.2.18 /1/ для общего повышения надежности предусматривается устройство резервирования при отказе выключателей (УРОВ) на стороне 220 и 110 кВ для осуществления ближнего резервирования.

Согласно пункту 3.3.26 /1/ на автотрансформаторе предусматривается действие АПВ на стороне 220 кВ. АПВ блокируется при срабатывании внутренних защит автотрансформатора (ДЗТ и газовой защиты).

По пункту 3.3.61 /1/ автотрансформаторы с РПН распределительных подстанций для поддержания или заданного изменения напряжения должны оснащаться системой автоматического регулирования коэффициента трансформации. При необходимости автоматические регуляторы должны обеспечивать встречное регулирование напряжения.

Регистрация аварий

На автотрансформаторе в соответствии с приказом №57 /13/ пункт 6.3.10 осуществляется цифровая регистрация переходных процессов при КЗ с записью параметров предаварийного режима и регистрацией последовательности событий, в том числе срабатываний устройств и ступеней релейной защиты и автоматики. Предусмотрена передача информации от устройств регистрации на верхние уровни оперативно-диспетчерского управления.

Для защиты автотрансформатора будем использовать шкафы ШЭ2607 042043, ШЭ2607 042, ШЭ2607 071, ШЭ2607 072, ШЭ2607 156.

Представим в таблице выбранные защиты по нормативным документам и функции, выполняемые выбранными шкафами: ШЭ2607 042043, ШЭ2607 042, ШЭ2607 071, ШЭ2607 072, ШЭ2607 156. Так же устанавливаем газовое реле РГТ-80, струйное реле РСТ-25.

Таблица 5.1 — Виды защит на автотрансформаторе 220/110/10 кВ.

Виды защит по нормативным документам	газовая; струйная дифференциальная защита два комплекта; ДЗ от внешних междуфазных замыканий со стороны 220 и 110 кВ ДЗО ТНЗНП на сторонах 110 и 220 кВ от КЗ на землю МТЗ в одной фазе на сигнал от перегрузки со стороны 110 кВ, 10кВ и в общей части обмотки АТ УРОВ на ВН и СН.
Функции блока	ШЭ2607 042043 — дифференциальная токовая защита АТ (ДЗТ АТ) от всех видов КЗ внутри бака, на выводах и на ошиновке АТ -максимальная токовая защита стороны низкого напряжения (НН) АТ с пуском по напряжению (МТЗ НН), — защита от перегрузки (ЗП), — реле максимального тока для блокировки РПН при перегрузке, — токовые реле для пуска автоматики охлаждения, — реле минимального напряжения стороны НН, реагирующее на понижение междуфазного напряжения для пуска по напряжению МТЗ НН, — реле максимального напряжения стороны НН, реагирующее на повышение напряжения обратной последовательности для пуска по напряжению МТЗ НН, — реле максимального напряжения стороны НН, реагирующее на увеличение напряжения нулевой последовательности для контроля изоляции стороны НН, — УРОВ ВН, — УРОВ СН. — дифференциальная токовая защита цепей стороны НН АТ от всех видов КЗ (ДЗО НН), — максимальные токовые защиты секций шин стороны НН с пуском по напряжению, — логические защиты секций шин НН — защиты минимального напряжения секций шин НН ШЭ2607 042 — дифференциальная токовая защита АТ (ДЗТ АТ) от всех видов КЗ внутри бака, на выводах и на ошиновке АТ -максимальная токовая защита стороны низкого напряжения (НН) АТ с пуском по напряжению (МТЗ НН), — защита от перегрузки (ЗП), — реле максимального тока для блокировки РПН при перегрузке, — токовые реле для пуска автоматики охлаждения, — реле минимального напряжения стороны НН, реагирующее на понижение междуфазного напряжения для пуска по напряжению МТЗ НН, — реле максимального напряжения стороны НН, реагирующее на повышение напряжения обратной последовательности для пуска по напряжению МТЗ НН, — реле максимального напряжения стороны НН, реагирующее на увеличение напряжения нулевой последовательности для контроля изоляции стороны НН, — УРОВ ВН, — УРОВ СН. ШЭ2607 071 на стороне 110кВ — четырехступенчатая дистанционная защита — пятиступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности — максимальная токовая защита — токовая отсечка — АРПТ — автоматика управления выключателем -УРОВ -АПВ ШЭ2607 072 на стороне 220кВ — четырехступенчатая дистанционная защита — пятиступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности — максимальная токовая защита — токовая отсечка — АРПТ ШЭ2607 156 — автоматика управления РПН
Используемые функции	ШЭ2607 042043 — дифференциальная токовая защита АТ (ДЗТ АТ) от всех видов КЗ внутри бака, на выводах и на ошиновке АТ -максимальная токовая защита стороны низкого напряжения (НН) АТ с пуском по напряжению (МТЗ НН), — защита от перегрузки (ЗП), — дифференциальная токовая защита цепей стороны НН АТ от всех видов КЗ (ДЗО НН), — логические защиты секций шин НН ШЭ2607 042 — дифференциальная токовая защита АТ (ДЗТ АТ) от всех видов КЗ внутри бака, на выводах и на ошиновке АТ ШЭ2607 071 на стороне 110кВ — четырехступенчатая дистанционная защита — пятиступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности — максимальная токовая защита — токовая отсечка — АРПТ — автоматика управления выключателем -УРОВ -АПВ ШЭ2607 072 на стороне 220кВ — четырехступенчатая дистанционная защита — пятиступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности — максимальная токовая защита — токовая отсечка — АРПТ РГТ-80: газовая защита РСТ-25: струйная защита отсека РПН ШЭ2607 156: автоматическое управление РПН

Шкаф резервных защит и автоматики управления выключателем стороны автотрансформатора типа ШЭ2607 071.

Стандартный шкаф 2000х800х600

Комплект А1 — терминал типа БЭ2704 V071

· четырехступенчатая дистанционная защита;

· пятиступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности;

· максимальная токовая защита;

· токовая отсечка;

· автоматика управления выключателем стороны АТ;

· устройство резервирования при отказе выключателя

· АПВ

Клемники, переключатели, БИ

Цепи внешней сигнализации, указательные реле

Назначение резервной защиты: частичное резервирование основных защит АТ и защит смежной стороны, дальнее резервирование в сетях высшего и среднего напряжения, облегчение условий согласования защит удаленных концов линий с защитами линий смежного напряжения.

Рисунок 5.1 — Шкаф резервных защит и автоматики управления выключателем стороны (сторон) автотрансформатора типа ШЭ2607 071.

Рисунок 5.2 — Зоны действия резервных защит АТ.

Газовая защита

На автотрансформаторах мощностью более 6,3 МВ·А используются современные российские газовые реле типа РГТ-80. Поэтому для защиты бака автотрансформатора используем газовое реле РГТ-80.

В автотрансформаторах с РПН для защиты от коротких замыканий в контакторном отсеке РПН применяется струйная защита (СЗ) с использованием струйного реле, которое отличается от газового реле тем, что в нем отсутствует верхний элемент, а имеется только нижний элемент, реагирующий только на скорость протекания масла. Отсутствие верхнего элемента, реагирующего на появление газа, объясняется тем, что переключение отпаек РПН в контакторном отсеке происходит с кратковременной дугой на контактах контактора, которая гасится маслом. При этом из масла выделяются газообразные продукты, которые выходят через расширитель в атмосферу. То есть, выделение газов в контакторном отсеке РПН — это нормальное явление, поэтому струйное реле не имеет верхнего элемента.

Действует струйное реле при КЗ в отсеке РПН на отключение автотрансформатора со всех сторон без выдержки времени.

Применяем для установки современное струйное реле российского производства РСТ-25.

Установки по скорости масла: 0,9; 1,2; 1,5; 2,0; 2,5 м/с.

Время срабатывания реле при скорости масла в 1,25 раза превышающей установку — не более 0,1 с.

Реле РГТ-80 и РСТ-25 имеют простую и надежную конструкцию и удобны в эксплуатации. Конструкция реагирующего блока струйного реле не имеет поплавков.

Поплавки газового реле с встроенными в них управляющими магнитами выполнены сплошными, без механических связей с другими элементами реле. В процессе изготовления поплавки испытываются избыточным давлением масла 100кПа, поэтому при последующей эксплуатации они не подвергаются испытаниям.

Рисунок 5.3 — Внешний вид газового реле

В реле применяются герконы повышенной электрической прочности, которые вместе с соединительными проводами размещаются в корпусе контактного узла. Они неподвижны, полностью изолированы от масла и имеют усиленную защиту от механических воздействий и атмосферной влаги. Конструкция реле позволяет производить осмотр и замену контактного узла на месте установки реле без спуска масла и вскрытия реле.

Сигнальные контакты газовых реле срабатывают при понижении уровня масла (уменьшении его объема на 100-250куб. см.) в реле, отключающие при снижении уровня масла до нижнего края отверстия фланца реле.

Реле позволяют выполнять по две независимых отключаемых и сигнальных цепи. Кнопкой опробования можно проверить работу реле при опускании поплавков и отдельно — при действии напорной пластины. Винт регулирования установок по скорости потока масла выведен на крышку корпуса реле и при наличии стенда для проверки реле позволяет отрегулировать установку без вскрытия реле.

Реле устойчивы к вибрациям в трех взаимно перпендикулярных направлениях с ускорением 5g при частотах 5-150 Гц, к одиночным ударам в вертикальном направлении с ускорением 5g, к землетрясению с амплитудой ускорения 0,5g.

5.3.2 Защита ВЛ 220, 110 кВ

По /1/:

3.2.106. Для линий в сетях 110-500 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю.

3.2.107. Защиты должны быть оборудованы устройствами, блокирующими их действие при качаниях, если в сети возможны качания или асинхронный ход, при которых вероятны излишние срабатывания защиты. Допускается выполнение защиты без блокирующих устройств, если она отстроена от качаний по времени (около 1,5—2 с).

3.2.110. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий следует устанавливать ступенчатые токовые защиты или ступенчатые защиты тока и напряжения. Если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстроты отключения повреждения (см. 3.2.108), например на головных участках, или если это целесообразно по условию согласования защит смежных участков с защитой рассматриваемого участка, должна быть предусмотрена ступенчатая дистанционная защита. В последнем случае в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.

От замыканий на землю должна быть предусмотрена, как правило, ступенчатая токовая направленная или ненаправленная защита нулевой последовательности. Защита должна быть установлена, как правило, только с тех сторон, откуда может быть подано питание.

По /18/:

9.9.5. Должна предусматриваться возможность оперативного и автоматического ускорения ступенчатых защит и выбора ускоряемых

ступеней.

9.9.6. На линиях 110-220 кВ с односторонним питанием используются два комплекта ступенчатых защит, каждый из которых включает:

— токовую (если удовлетворяется требование селективности) или дистанционную защиту от многофазных КЗ,

— токовую направленную/ненаправленную защиту от КЗ на землю.

9.9.7. Защиты, имеющие цепи напряжения, неисправность которых приводит к ложному отключению, должны блокироваться при нарушении цепей напряжения.

По пункту 6.2.18 /7/ в качестве основной быстродействующей защиты применяем дифференциально-фазную (ДФЗ) защиту.

Автоматика.

По /1/:

3.3.2. 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.

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

3.3.6. Могут применяться, как правило, устройства ТАПВ однократного или двукратного действия (последнее — если это допустимо по условиям работы выключателя). Устройство ТАПВ двукратного действия рекомендуется принимать для воздушных линий, в особенности для одиночных с односторонним питанием.

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

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

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

Для защиты воздушной линии 220кВ будем использовать шкафы микропроцессорных защит.

· ШЭ2607- 082;

· ШЭ2607- 021;

· два шкафа ШЭ2607- 019.

Представим в таблице выбранные защиты по нормативным документам и функции, выполняемые выбранными блоками.

Таблица — 5.2 Виды РЗиА для ВЛЭП 220кВ

Виды защит по нормативным документам

Функции блока

Используемые функции

1. ДФЗ

2. ДЗ

3. ТО

4. ТНЗНП

5. АПВ

6. УРОВ

БЭ2704V082:

1) ДФЗ

БЭ2704 021:

1) трехступенчатая дистанционная защита (ДЗ)

2) четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП)

4) токовая отсечка (ТО)

5) автоматика разгрузки при перегрузке по току (АРПТ)

БЭ2704 019

1) АУВ

2) УРОВ

3) АПВ

БЭ2704V082:

1) Д ФЗ

БЭ2704 021:

1) трехступенчатая дистанционная

защита (ДЗ)

2) четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП)

4) токовая отсечка (ТО)

5) автоматика разгрузки при перегрузке по току (АРПТ)

БЭ2704 019

1) АУВ

2) УРОВ

3) АПВ

БЭ2704

определение мест повреждений

Передача сигналов ВЧТО на другой конец линии осуществляется при помощи приемопередатчика ПВЗУ-Е.

Рисунок 5.4 — Приемопередатчик ПВЗУ-Е.

Для защиты воздушной линии 110кВ будем использовать шкафы микропроцессорных защит типа ШЭ2607- 083 на базе микропроцессорного терминала типаБЭ2704V083, ШЭ2607- 016 на базе микропроцессорного терминала БЭ2704 016.

Шкаф дифференциально-фазной защиты типа ШЭ2607 082.

Стандартный шкаф 2000*600*600

Терминал БЭ2704 V082:

Таблица — 5.3 — Виды РЗиА для ВЛЭП 110кВ

Виды защит по нормативным документам

Функции блока

Используемые функции

1) ДФЗ

2) ДЗ

3) ТО

4) ТНЗНП

5) АПВ

6) УРОВ

БЭ2704V083 — ДФЗ

БЭ2704 016:

1) трехступенчатая дистанционная защита (ДЗ); 2) четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП); 3) токовая отсечка (ТО); 4) автоматика разгрузки при перегрузке по току (АРПТ); 5) АУВ; 6) УРОВ; 7)АПВ

БЭ2704V083 — ДФЗ

БЭ2704 016:

БЭ2704 — определение мест повреждений

— Дифференциально-фазная защита линии;

— УРОВ

Приемопередатчик:

— ПВЗУ;

— ПВЗУ-Е, ПВЗУ-ВОЛС;

— ПВЗ-90М1

Клемники, переключатели, БИ

Цепи внешней сигнализации, указательные реле

ШЭ2607 082 — для схемы с двумя выключателями на присоединении; Возможность суммирования токов выключателей, учет ремонтного состояния выключателей.

ШЭ2607 083 -для схемы «две системы шин с обходной»; Коэффициенты ТТ линейного и обходного выключателей могут быть разными, не требуются дополнительные согласующие ТТ.

Пусковые органы дифференциально-фазной защиты:

Пусковые органы для пуска ВЧ сигнала:

— по току обратной последовательности;

— по приращению тока I₂ или I₁;

— по току нулевой последовательности;

— по разности фазных токов;

— дистанционные органы.

Пусковые органы для подготовки цепей отключения:

— по току обратной последовательности;

по приращению тока I₂ или I₁;

— по току нулевой последовательности;

— по разности фазных токов;

— дистанционные органы.

ВЧ сигнал манипулируется выходной величиной I₁+KI₂

Порог манипуляции зависит от установки ПО по току обратной последовательности.

При разных коэффициентах трансформации ТТ по концам ВЛ не требуются промежуточные АТТ.

Рисунок 5.5 — Возможность совместной работы с электромеханическими панелями ДФЗ-201 и ДФЗ-504.

Принцип действия защиты основан на сравнении фаз токов по концам защищаемой линии.

При внутреннем КЗ (на защищаемой линии) токи по концам линии примерно совпадают по фазе (направлены от шин в линию) (рис. 6.3.2.3). При этом защита срабатывает без выдержки времени на отключение поврежденной ВЛ с обеих сторон.

Рисунок 5.6 — Фазы токов при КЗ на защищаемой ВЛ

При внешнем КЗ (вне защищаемой линии) токи по концам защищаемой линии находятся в противофазе: когда на одном конце ВЛ ток направлен от шин в линию, на другом конце — из линии к шинам, и наоборот (рис. 5.3.2.4). При этом защита не работает.

Рисунок 5.7 — Фазы токов при внешнем КЗ.

В нормальном режиме работы ДФЗ находится в исходном не сработавшем состоянии, ВЧ передатчики остановлены, в ВЧ канале ВЧ сигнал отсутствует.

ВЧ приемники в ДФЗ работают следующим образом: если в ВЧ канале имеется ВЧ сигнал, то на выходе ВЧ приемника ток равен нулю, если ВЧ сигнал в ВЧ канале отсутствует, то на выходе ВЧ приемника имеется постоянный ток, равный 20 мА. Следовательно, в нормальном режиме на выходах обоих ВЧ приемников имеется постоянный ток 20 мА.

5.3.3 Системы шин 220кВ и 110кВ

По /1/:

Для сборных шин 110 кВ и выше электростанций и подстанций отдельные устройства релейной защиты должны быть предусмотрены:

1) для двух систем шин (двойная система шин, полуторная схема и др.) и одиночной секционированной системы шин;

2) для одиночной не секционированной системы шин, если отключение повреждений на шинах действием защит присоединенных элементов недопустимо по условиям, которые аналогичны приведенным в 3.2.108, или 5 В качестве защиты сборных шин электростанций и подстанций 35 кВ и выше следует предусматривать, как правило, дифференциальную токовую защиту без выдержки времени, охватывающую все элементы, которые присоединены к системе или секции шин.

Для двойной системы шин электростанций и подстанций 35 кВ и выше с одним выключателем на присоединенный элемент дифференциальная защита должна быть предусмотрена в исполнении для фиксированного распределения элементов. В защите шин 110 кВ и выше следует предусматривать возможность изменения фиксации при переводе присоединения с одной системы шин на другую на рядах зажимов.

По /18/:

Защита систем шин 110-220 кВ должна выполняться с использованием одного комплекта дифференциальной токовой защиты.

Автоматика

По/1/:

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

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

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

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

Должна обеспечиваться достаточная чувствительность защиты шин на случай неуспешного АПВ.

По /18/:

На воздушных линиях, обходном выключателе, шинах напряжением 110-220 кВ должно применяться 3-фазное АПВ (ТАПВ) с пуском по цепи «несоответствия» и/или от защит.

На ВЛ с двухсторонним питанием ТАПВ должно выполняться с однократным действием, а на ВЛ с односторонним питанием — с двукратным действием.

Для защиты сборных шин 220кВ используем два комплект ШЭ2607 051 производства НПП «Экра». Шкаф предназначен для защиты шин напряжением 110-220 кВ с фиксированным присоединением элементов и с изменяемой фиксацией присоединения элементов.

Таблица 5.4 — Виды защит на шинах 220 кВ

Виды защит по нормативным документам	1) ДЗШ 2) ТАПВ
Функции блока	ШЭ2607 051 1) реле дифференциальной защиты ошиновки (ДЗО) 2) трехфазные реле тока УРОВ в каждом присоединении 3) индивидуальные трехфазные УРОВ для двух выключателей 4) реле минимального и максимального напряжений, реагирующие на междуфазные напряжения 5) реле минимального и максимального напряжений, реагирующие на напряжения обратной последовательности 6) реле контроля исправности токовых цепей 7) логика “очувствления” ДЗО 8) логика опробования 9) логика запрета АПВ 10) цепи отключения и пуска УРОВ 11) цепи для действия в защиты генератора 12) цепи запрета АПВ
Используемые функции	ШЭ2607 051 1) ДЗО 2) логика “очувствления” ДЗО 3) логика опробования 4) логика запрета АПВ 5) цепи отключения и пуска УРОВ 6) цепи запрета АПВ

Для защиты сборных шин 110кВ используем два комплекта ШЭ2607 061 производства НПП «Экра» (один — для 1 секции (1,2 системы шин) 110 кВ, второй — для 2 секции (3,4 системы шин) 110 кВ). Шкаф предназначен для защиты шин напряжением 110-220 кВ с фиксированным присоединением элементов и с изменяемой фиксацией присоединения элементов.

Таблица 5.5 — Виды защит на шинах 110 кВ

Виды защит по нормативным документам	1) ДЗШ 2) ТАПВ
Функции блока	ШЭ2607 061 1) дифференциальная защита шин 2) реле напряжения 3) цепи “очувствления” 4) цепи запрета АПВ 5) цепи опробования 6) УРОВ
Используемые функции	ШЭ2607 061 1) ДЗШ 2) логика “очувствления” 3) логика опробования 4) логика запрета АПВ 5) цепи запрета АПВ 6) УРОВ

Шкаф защиты сборных шин с торможением типа ШЭ2607 061.

Стандартный шкаф 2000х1200х600

ДЗШ до 18 присоединений с жесткой и изменяемой фиксацией присоединений

· Комплект А1 (A2, A3) — терминал типа БЭ2704V061:

· дифференциальная защита шин с торможением с пусковым и избирательными органами 1 с.ш. и 2 с.ш.;

· три комплекта УРОВ для ШСВ, СВ1 и СВ2;

· логика очувствления ДЗШ;

· логика опробования для 8 присоединений;

· логика запрета АПВ;

· цепи отключения, пуска УРОВ и запрета АПВ;

Выравнивание КТТ по заказу

Клемники, переключатели, БИ

Ключи в выходных цепях отключения

Цепи внешней сигнализации, указательные реле

Рисунок 5.8 — Шкаф защиты сборных шин с торможением типа ШЭ2607 061.

Реле тока ДЗШ включаются на сумму токов всех присоединений СШ (рис. 5.8). При КЗ на СШ сумма токов всех присоединений равна току КЗ, ДЗШ срабатывает и отключает поврежденную СШ. Во всех остальных случаях: в нормальном режиме, при качаниях, при асинхронном режиме, при внешних КЗ сумма токов всех присоединений СШ равна нулю (в соответствии с первым законом Кирхгоффа для данной СШ) и ДЗШ не работает.

Рисунок 5.9 — Включение ДЗШ на сумму токов всех присоединений СШ.

Следовательно, ДЗШ является защитой с абсолютной селективностью и при КЗ на СШ действует на отключение поврежденной СШ без выдержки времени. При срабатывании ДЗШ отключает выключатели всех питающих присоединений поврежденной СШ, тупиковые присоединения могут не отключаться от ДЗШ.

Защищаемая зона ДЗШ определяется местами установки ТТ. То есть, в защищаемую зону ДЗШ входят не только собственно шины, но и шинные разъединители и выключатели присоединений. Линейные разъединители в зону ДЗШ не входят (они входят в зону защит ВЛ).

Для обеспечения чувствительности ко всем видам КЗ ДЗШ выполняется трехфазной: три реле тока ДЗШ включаются на сумму токов фаз А, В и С.

5.3.4 Шиносоединительные, секционные и обходные выключатели 110кВ

По /1/:

На обходном выключателе 110 кВ и выше при наличии шиносоединительного (секционного) выключателя должны быть предусмотрены защиты (используемые при проверке и ремонте защиты, выключателя и трансформаторов тока любого из элементов, присоединенных к шинам);

трехступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;

четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыкания на землю.

При этом на шиносоединительном (секционном) выключателе должны быть предусмотрены защиты (используемые для разделения систем или секций шин при отсутствии УРОВ или выведении его или защиты шин из действия, а также для повышения эффективности дальнего резервирования):

двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

Допускается установка более сложных защит на шиносоединительном (секционном) выключателе, если это требуется для повышения эффективности дальнего резервирования.

Рекомендуется предусматривать перевод основных быстродействующих защит линий 110 кВ и выше на обходной выключатель.

По /18/:

На ОВ должен быть предусмотрен комплект ступенчатых защит (дистанционной и токовой направленной нулевой последовательности)

Необходимо использовать возможности микропроцессорных устройств РЗА ОВ по изменению групп установок.

На ШСВ и СВ должна быть предусмотрена ступенчатая защита от междуфазных и от однофазных.

Автоматика

По /1/:

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: для осуществления АПВ по п. 1-3 должны также предусматриваться устройства АПВ на обходных, шин соединительных и секционных выключателях.

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

Устройства АВР также рекомендуется предусматривать, если при их применении возможно упрощение релейной защиты, снижение токов КЗ и удешевление аппаратуры за счет замены кольцевых сетей радиально-секционированными и т. п.

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

По /18/:

На ОВ должен быть предусмотрен АПВ для переводимых на ОВ присоединений, аналогичный комплекту, используемому в нормальном режиме эксплуатации присоединения, а также УРОВ ОВ.

На ШСВ (СВ) должно быть предусмотрено однократное АПВ.

Для защиты ОВ используем комплект ШЭ2607 016 производства НПП «Экра». Шкаф предназначен для управления и защиты ОВ.

Таблица 5.6 — Виды защит на ОВ 110 кВ

Виды защит по нормативным документам	1) трехступенчатая дистанционная защита (ДЗ) 2) четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП) 3) токовая отсечку (ТО) 4) АУВ 5) УРОВ 6) АПВ
Функции блока	ШЭ2607 016 1) трехступенчатая дистанционная защита (ДЗ) 2) четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП) 3) токовая отсечка (ТО) 4) автоматика разгрузки при перегрузке по току (АРПТ) 5) АУВ 6) УРОВ 7)АПВ
Используемые функции	ШЭ2607 016 1) трехступенчатая дистанционная защита (ДЗ) 2) четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП) 3) токовая отсечка (ТО) 4) АУВ 5) УРОВ 6) АПВ

Для защиты ШСВ и СВ используем комплект ШЭ2607 015 производства НПП «Экра». Шкаф предназначен для управления и защиты ШСВ и СВ.

Таблица 5.7 — Виды защит на ШСВ и СВ 110 кВ

Виды защит по нормативным документам	1) двухступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ) от многофазных КЗ 2) трехступенчатая токовая ненаправленная защита нулевой последовательности (ТЗНП) от КЗ на землю 3) АУВ 4) АПВ
Функции блока	ШЭ2607 015 1) максимальная токовая защита (МТЗ) от междуфазных КЗ 2) токовая ненаправленная защита нулевой последовательности (ТЗНП) от КЗ на землю 3) АУВ 4) АПВ 5) УРОВ
Используемые функции	ШЭ2607 015 1) двухступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ) от многофазных КЗ 2) трехступенчатая токовая ненаправленная защита нулевой последовательности (ТЗНП) от КЗ на землю 3) АУВ 4) АПВ 5) УРОВ

5.3.5 Вводной выключатель 10кВ

По /18/:

На вводных выключателях необходимо предусматривать:

— максимальную токовую защиту с комбинированным пуском по напряжению;

— дуговую защиту;

— защиту минимального напряжения;

Автоматика.

По /18/:

На вводных выключателях необходимо предусматривать:

— УРОВ.

Для защиты вводного выключателя 10кВ будем использовать терминал микропроцессорных защит типа БЭ2502А03.

Представим в таблице выбранные защиты по нормативным документам и функции, выполняемые выбранным блоком.

Таблица 5.8 -Виды РЗиА вводного выключателя 10кВ

Виды защит по нормативным документам

Функции блока

Используемые функции

1) МТЗ

2) Дуговая защита

3) ЗМН

4) УРОВ

БЭ2502А03

1) трехступенчатая максимальная токовая защита от междуфазных повреждений (МТЗ)

2) защита от несимметричного режима (ЗНР)

3) защита от дуговых замыканий (ЗДЗ)

4) логическая защита шин (ЛЗШ)

5) ИО минимального напряжения пуска МТЗ по напряжению

6) УРОВ

7) АПВ

8) АВР

9) АУВ

БЭ2502А03

1) максимальная токовая защита (МТЗ)

2) защита от дуговых замыканий (ЗДЗ)

3) защита минимального напряжения (ЗМН)

4) АУВ

5) УРОВ

6) АПВ

5.3.6 Секционный выключатель 10 кВ

По /1/:

на шиносоединительном (секционном) выключателе 3-35 кВ должна быть предусмотрена двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ.

По /18/:

9.15.2 на секционном выключателе предусматривать:

· максимальную токовую защиту;

· дуговую защиту;

· ЛЗШ

Автоматика

По /1/:

Из общего раздела по релейной защите пункт 3.2.18 для общего повышения надежности на всех электроустановках предусматривается устройство резервирования при отказе выключателей (УРОВ) для осуществления ближнего резервирования.

Согласно пункту 3.3.30 на секционном выключателе применяется согласованное с АПВ шин устройство АВР, которое предусматривается для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточиванию электроустановок потребителя.

По /18/:

9.15.2 на секционном выключателе предусматривать:

· автоматическое включения резерва (АВР).

· УРОВ

Для защиты вводного выключателя 10кВ будем использовать терминал микропроцессорных защит типа БЭ2502А02.

Представим в таблице выбранные защиты по нормативным документам и функции, выполняемые выбранным блоком.

Таблица 5.9 — Виды РЗиА секционного выключателя 10кВ

Виды защит по нормативным документам

Функции блока

Используемые функции

1) МТЗ

2) Дуговая защита

3) ЛЗШ

4) АВР

5) УРОВ

БЭ2502А02

1) трехступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ)

2) защита от дуговых замыканий (ЗДЗ)

3) логическая защита шин (ЛЗШ)

4) устройство резервирования отказов выключателя (УРОВ)

5) автоматическое включение резерва (АВР)

6) автоматика управления выключателем (АУВ)

БЭ2502А02

1) трехступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ)

2) защита от дуговых замыканий (ЗДЗ)

3) логическая защита шин (ЛЗШ)

4) АУВ

5) УРОВ

6) АВР

5.3.7 Шины НН 10 кВ

Согласно пункту 3.2.126 /1/ специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной системы шин 6-10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит автотрансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном выключателе.

Однако согласно НТП пункту 9.15.3 /18/ на каждой секции шин должна быть предусмотрена:

дуговая защита шин, реагирующая на появление электрической дуги в ячейках КРУ. Защита действует без выдержки времени на отключение питающих элементов секции шин 6-10 кВ (вводного и секционного выключателей). Кроме того, если электрическая дуга возникла в ячейке ввода, дуговая защита действует с выдержкой времени порядка 0,5 секунды на отключение автотрансформатора, питающего данную секцию;

логическая защита шин (ЛЗШ), для выполнения которой используется обмен информацией между защитами питающих элементов (вводных и секционных выключателей) и защитами фидеров. Принцип действия ЛЗШ на каждом питающем элементе: если сработали токовые реле питающего элемента и не сработали токовые реле ни на одном фидере, следовательно, это КЗ на секции шин, при этом ЛЗШ действует без выдержки времени на отключение питающего элемента;

неселективная сигнализация от замыканий на землю, реагирующая на напряжение 3Uо. Защита срабатывает при возникновении замыкания на землю в любой точке электрически связанной сети 10 кВ и действует на сигнал с выдержкой времени 9 секунд.

По /18/:

На каждой секции шин должна быть предусмотрена:

· дуговая защита шин;

· логическая защита шин;

· сигнализация замыканий на землю.

Автоматика

По пункту 3.3.25 /1/ на двухтрансформаторных понижающих подстанциях при раздельной работе автотрансформаторов предусматриваются устройства АПВ шин низшего напряжения в сочетании с устройствами АВР; при внутренних повреждениях автотрансформаторов должно действовать АВР, при прочих повреждениях — АПВ.

Согласно 3.3.30 /1/ устройства АВР должны предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточиванию 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 секционных и шиносоединительных выключателях и т. п. На проектируемой подстанции устройство АВР установлено на секционном выключателе 10 кВ и подключено к трансформаторам напряжения.

Таблица 5.10 — Виды защит на шинах НН

Виды защит по ПУЭ

Функции блока

Используемые функции

1) дуговая защита;

2) ЗОЗЗ

3) логическая защита

Дуга -МТ

1) Дуговая защита

БЭ2502А04

1) трехступенчатая автоматика ограничения снижения напряжения (АОСН)

2) защита от повышения напряжения (ЗПН)

3) защита от однофазных замыканий на землю (ЗОЗЗ) по напряжению нулевой последовательности 3U₀

Дуга -МТ

1) Дуговая защита;

ШЭ2607 042043

1) Логическая защита

БЭ2502А04

1) ЗОЗЗ

Цифровое устройство защиты от дуговых замыканий «ДУГА-МТ». Его область применения: распределительные устройства напряжением 6-35 кВ; ячейки КРУ, КРУН, КСО; комплектные трансформаторные подстанции КТП, ТПСН и т.п.

Рисунок 5.10 — Внешний вид блока ДУГА-МТ.

Устройство «ДУГА-МТ» обеспечивает селективное отключение выключателей:

· вводов РУ;

· силовых автотрансформаторов;

· секционных;

· отходящих присоединений РУ.

Распределено-централизованная структура устройства «ДУГА-МТ» позволяет:

· изменять конфигурацию устройства при реконструкции или изменении состава РУ;

· учитывать особенности главной схемы конкретного РУ при программном назначении входов и выходов центрального блока устройства;

· определять место дугового замыкания с указанием изолированного отсека защищаемой ячейки;

· минимизировать длину ВОД за счет установки БР непосредственно в ячейках РУ;

· реализовать защиту от дуговых замыканий при работе БР с цифровыми устройствами РЗА любых производителей без применения центрального блока;

· обеспечить непосредственное действие БР на выключатели ячеек РУ, минуя центральный блок устройства.

Для регистрации аварий, на подстанции устанавливается регистратор аварий. Терминал типа БЭ2704 V900 предназначен для установки на электрических станциях и подстанциях с целью регистрации аналоговых и логических сигналов при возмущениях, сопровождающих ненормальные режимы в энергосистеме.

6. Расчет уставок релейной защиты

6.1 Расчет установок ДЗТ АТ

6.1.1 Общий принцип действия дифференциальной защиты АТ

Принцип действия дифференциальной защиты АТ: защита реагирует на геометрическую сумму токов со всех сторон АТ (при условных положительных направлениях токов в сторону АТ, рис. 6.1), называемую дифференциальным током:

IД = IВН+IСН+IНН

Защита выполняется пофазной, то есть вычисляет дифференциальный ток каждой фазы IД.А, IД.В, IД.С и сравнивает данные токи с током срабатывания. Защита срабатывает при превышении хотя бы одним фазным дифференциальным током тока срабатывания защиты.

Рисунок 6.1 — Условные положительные токи дифференциальной защиты АТ.

Защищаемая зона дифференциальной защиты определяется местами установки трансформаторов тока (ТТ). При КЗ в зоне между ТТ (КЗ в защищаемой зоне, внутреннее КЗ) (рис. 6.2 а) дифференциальный ток защиты равен току КЗ, защита срабатывает.

Рисунок 6.2 — Защищаемая зона дифференциальной защиты АТ.

Во всех остальных режимах работы АТ (холостой ход, нагрузка, перегрузка, качания, асинхронный ход, внешние КЗ) (рис. 6.2 б) дифференциальный ток защиты теоретически должен быть равен нулю и защита не срабатывает. Практически дифференциальный ток не равен нулю, а равен некоторой величине, называемой током небаланса: IД = IНБ

Основными причинами наличия тока небаланса являются:

1. Погрешности трансформаторов тока: даже при сумме первичных токов со всех сторон АТ равной нулю сумма вторичных токов, поступающих в защиту от трансформаторов тока, не равна нулю из-за наличия погрешностей ТТ.

2. Наличие РПН у защищаемого АТ: даже если сумма токов, поступающих в защиту, строго равна нулю в среднем положении РПН, то при изменении коэффициента трансформации АТ изменяется соотношение токов на сторонах АТ, и сумма токов, поступающих в защиту, становится не равной нулю.

3. Неточность настройки (выравнивания токов) самой дифференциальной защиты: защита специально настраивается так, чтобы при отсутствии погрешностей трансформаторов тока в среднем положении РПН защищаемого АТ сумма токов в защите была равна нулю. В действительности никакая защита не может быть настроена идеально точно, в любой дифференциальной защите имеется погрешность выравнивания токов.

Одной из основных задач при расчете дифференциальной защиты АТ является расчет максимально возможного тока небаланса и принятие тока срабатывания защиты с запасом больше тока небаланса с целью обеспечения несрабатывания защиты при отсутствии КЗ в защищаемой зоне:

IСЗ ? КОТС·IНБ.МАКС

где: — IСЗ — ток срабатывания защиты.

— КОТС > 1 — коэффициент отстройки, обеспечивающий отстройку (несрабатывание) защиты от тока небаланса.

— IНБ.МАКС — максимальный расчетный ток небаланса.

Вторая основная задача расчета дифференциальной защиты АТ — проверка чувствительности защиты к минимальному току при КЗ в защищаемой зоне (на сторонах ВН, СН, НН АТ). Для обеспечения надежного срабатывания защиты при КЗ в защищаемой зоне должно выполняться условие:

где: — КЧ — коэффициент чувствительности защиты.

— IК.МИН — минимальный ток КЗ в защищаемой зоне.

То есть, при КЗ в защищаемой зоне с минимальным расчетным током коэффициент чувствительности защиты должен быть не менее 2 для обеспечения надежной работы защиты.

Кроме рассмотренных выше трех причин появления тока небаланса в дифференциальной защите АТ имеется еще четвертая причина — ток намагничивания (ток холостого хода) АТ, который входит в зону дифференциальной защиты со стороны питания АТ и не выходит со стороны нагрузки (рис. 6.3). При этом ток небаланса дифференциальной защиты АТ равен току намагничивания АТ (без учета рассмотренных выше трех причин тока небаланса):

IНБ = IНАМ

Так как ток намагничивания современных АТ составляет около 0,5% от номинального тока АТ, то в установившемся режиме работы увеличение тока небаланса дифференциальной защиты из-за наличия тока намагничивания совершенно незаметно.

Рисунок 6.3 -Ток намагничивания АТ.

Гораздо хуже обстоит дело в момент включения АТ под напряжение. В этот момент бросок тока намагничивания может достигать величины до 6 номинальных токов АТ. Бросок тока намагничивания, протекая только с одной стороны защищаемого АТ, целиком попадает в дифференциальную защиту, аналогично току КЗ в защищаемой зоне. При разработке дифференциальной защиты АТ должны быть предусмотрены меры, предотвращающие срабатывание защиты от броска тока намагничивания.

6.1.2 Основные параметры и характеристики дифференциальной защиты АТ в шкафу ШЭ2607 042

1. Дифференциальная защита АТ в шкафу ШЭ2607 042 имеет три входа для подключения к трем трехфазным группам трансформаторов тока: со стороны ВН, со стороны СН и со стороны НН АТ (рис. 7.1).

2. Трансформаторы тока со всех сторон АТ соединяются по схеме звезда независимо от группы и схемы соединения обмоток АТ. Компенсация фазового сдвига и коэффициента схемы при этом осуществляется программно микропроцессорным терминалом.

3. В защите используются базисные токи сторон АТ — вторичные номинальные токи сторон АТ, соответствующие номинальной мощности АТ:

где: — IБАЗ.ВН, IБАЗ.СН, IБАЗ.НН — базисные токи сторон АТ, А.

— IВ.НОМ, IС.НОМ, IН.НОМ — первичные номинальные токи сторон АТ, А.

— КТТ.ВН, КТТ.СН, КТТ.НН — коэффициенты трансформации ТТ на сторонах АТ.

При этом для расчета базисных токов дифференциальной защиты АТ используются не реальные номинальные первичные токи, соответствующие номинальным мощностям обмоток АТ (которые могут быть разными), а условные номинальные токи сторон АТ, соответствующие номинальной мощности АТ (номинальной мощности наиболее мощной обмотки АТ).

4. Допустимый диапазон базисных токов дифференциальной защиты АТ в шкафу ШЭ2607 042 — от 0,25 А до 16 А. Следовательно, коэффициенты трансформации ТТ на сторонах АТ для дифференциальной защиты должны быть выбраны таким образом, чтобы базисные токи со всех сторон АТ находились в данном диапазоне.

5. При расчете и настройке установок дифференциальной защиты АТ используются относительные вторичные токи (относительные токи сторон АТ, относительный дифференциальный ток защиты и др.), равные отношению вторичных токов к базисным токам соответствующих сторон АТ, которые далее в целях упрощения будут называться просто токами без слова «относительные»:

6. Защита срабатывает при превышении дифференциальным током тока срабатывания защиты:

IД ? IСЗ

7. Величина дифференциального тока защиты равна модулю геометрической суммы токов со всех сторон защищаемого АТ:

8. Погрешность выравнивания токов сторон АТ (небаланс) в терминале БЭ2704 V042 не превышает 3%.

9. Для отстройки от достаточно больших токов небаланса и обеспечения при этом чувствительности к достаточно малым токам КЗ дифференциальная защита АТ имеет характеристику срабатывания с торможением: дифференциальный ток срабатывания защиты увеличивается при увеличении тормозного тока.

Упрощенная характеристика защиты (зависимость дифференциального тока срабатывания защиты от тормозного тока) приведена на рис. 6.4.

Защита имеет начальный ток срабатывания IД.0 при малых тормозных токах (горизонтальный участок характеристики). При тормозном токе IТ.0 (ток начала торможения) начинается торможение защиты: дифференциальный ток срабатывания защиты увеличивается пропорционально тормозному току. Коэффициентом торможения защиты называется тангенс угла б, равный отношению приращения дифференциального тока срабатывания к приращению тормозного тока:

Рисунок 6.4 -Упрощенная характеристика дифференциальной защиты АТ

При этом зависимость дифференциального тока срабатывания защиты от тормозного тока выражается следующей формулой:

I_СР = I_Д.0+К_Т·(I_Т-I_Т.0)

Величина коэффициента торможения должна обеспечить несрабатывание защиты при всех возможных величинах тока небаланса, в том числе — при максимальной величине тока небаланса, имеющейся при максимальном сквозном токе, протекающем через АТ при внешнем КЗ.

Тормозной ток в защите определяется следующим образом:

Из трех вторичных токов током называется ток, имеющий максимальную величину:

Током называется геометрическая сумма двух оставшихся токов. Следовательно:

Если фазы токов и отличаются больше чем на 90є (при внешнем КЗ токи и сдвинуты по фазе примерно на 180є: ток вытекает из АТ в сторону КЗ, а ток равен сумме токов, втекающих в АТ с двух других сторон), то величина тормозного тока определяется по формуле:

где: б — угол между векторами токов и :

При внешнем КЗ угол между токами и примерно равен 180є, следовательно, угол б ? 0. Тогда тормозной ток:

Следовательно, при внешних КЗ тормозной ток примерно равен току КЗ, протекающему через АТ. При этом за счет торможения защиты обеспечивается отстройка защиты от токов небаланса: чем больше величина сквозного тока КЗ через АТ, тем больше ток небаланса, но тем больше и тормозной ток и ток срабатывания защиты.

Если фазы токов и отличаются меньше чем на 90є (при КЗ в защищаемой зоне токи и направлены в сторону АТ и примерно совпадают по фазе), то защита принимает тормозной ток равным нулю. Следовательно, при внутренних КЗ защита работает без торможения, то есть, ток срабатывания защиты равен минимальному значению (начальному току срабатывания защиты I_Д.0), что обеспечивает высокую чувствительность защиты.

Диапазоны регулирования основных параметров дифференциальной защиты АТ в шкафу ШЭ2607 042:

— начальный ток срабатывания защиты I_Д.0 регулируется от 0,2 до 1,0.

— ток начала торможения I_Т.0 регулируется от 0,6 до 1,0.

— коэффициент торможения К_Т регулируется от 0,2 до 0,7.

При больших токах внешних КЗ трансформаторы тока могут насыщаться и работать с большими погрешностями. Соответственно ток небаланса в дифференциальной защите АТ при этом резко увеличивается, что может привести к излишнему срабатыванию защиты. Для обеспечения надежной отстройки защиты от токов небаланса при больших токах внешних КЗ защита имеет характеристику не такую простую, как показано на рис. 7.4, а несколько более сложную, показанную на рис. 6.5.

Рисунок 6.5 -Более сложная характеристика дифференциальной защиты АТ

В защите имеется дополнительный параметр IТ.БЛ (тормозной ток блокировки) — тормозной ток, при котором происходит излом характеристики защиты.

При этом в зависимости от величины тормозного тока возможны следующие режимы работы защиты:

1. Если тормозной ток меньше IТ.БЛ, то защита, как обычно, срабатывает при дифференциальном токе, большем тока срабатывания защиты с учетом торможения.

2. Если тормозной ток больше IТ.БЛ, то возможны два варианта:

а) Если один из токов или меньше IТ.БЛ, то защита также срабатывает при дифференциальном токе, большем тока срабатывания защиты с учетом торможения.

б) Если оба тока больше IТ.БЛ, то защита не срабатывает (блокируется) независимо от величины дифференциального тока.

При этом возможны следующие режимы работы АТ и защиты:

1. КЗ в защищаемой зоне при работе АТ на холостом ходу (рис. 6.6). При этом со стороны питания АТ протекает ток КЗ, а с двух других сторон АТ ток равен нулю. При этом токи в дифференциальной защите:

I_Д = I_К

I_Т = 0

Так как тормозной ток равен нулю, то, во-первых, он меньше тормозного тока блокировки I_Т.БЛ (независимо от величины I_Т.БЛ), и, следовательно, защита сработает, если дифференциальный ток будет больше тока срабатывания защиты, а во-вторых, ток срабатывания защиты равен начальному току срабатывания I_Д.0, то есть, защита работает с минимальным током срабатывания (что обеспечивает максимальную чувствительность защиты).

Рисунок 6.6 -КЗ в защищаемой зоне при работе АТ на холостом ходу

Условие срабатывания защиты при этом: I_К > I_Д.0

2. КЗ в защищаемой зоне при работе АТ в тупиковом режиме (с односторонним питанием) (рис. 6.7). При этом со стороны питания АТ в сторону АТ протекает сумма тока КЗ и тока нагрузки, а с других сторон АТ могут протекать токи нагрузки в сторону от АТ. При этом токи в дифференциальной защите:

То есть, токи и по величине различны, а по фазе примерно противоположны. Тормозной ток примерно равен среднему геометрическому их значений:

Если тормозной ток окажется меньше I_Т.БЛ, то защита сработает, если дифференциальный ток будет больше тока срабатывания защиты с учетом торможения.

Рисунок 6.7 -КЗ в защищаемой зоне при работе АТ в тупиковом режиме с односторонним питанием

Если тормозной ток окажется больше I_Т.БЛ и при этом ток будет больше I_Т.БЛ, а ток меньше I_Т.БЛ, то защита сработает, если дифференциальный ток будет больше тока срабатывания защиты с учетом торможения.

Если и тормозной ток и оба тока и окажутся больше I_Т.БЛ, то защита не сработает (отказ защиты при КЗ в защищаемой зоне). Для предотвращения отказа защиты в таком режиме необходимо обеспечить выполнение условия:

то есть:

Следовательно, величина тормозного тока блокировки должна приниматься с запасом больше максимального тока нагрузки защищаемого АТ. При этом при КЗ в защищаемой зоне даже если тормозной ток будет больше I_Т.БЛ и ток будет также больше I_Т.БЛ, а ток , равный току нагрузки АТ, будет меньше I_Т.БЛ, то защита сработает, если дифференциальный ток будет больше тока срабатывания защиты с учетом торможения.

Тормозной ток блокировки регулируется от 1,2 до 3,0.

13. Отстройка защиты от броска тока намагничивания защищаемого АТ осуществляется за счет блокировки током второй гармоники.

При КЗ в защищаемой зоне дифференциальный ток равен току КЗ, в котором вторая гармоника практически отсутствует. Защита при этом не блокируется и срабатывает, если дифференциальный ток больше тока срабатывания защиты.

При броске тока намагничивания дифференциальный ток защиты равен броску тока намагничивания АТ. При броске тока намагничивания трехфазного АТ в двух фазах протекает апериодический ток намагничивания с амплитудой броска до 4•I_НОМ (при коэффициенте выгодности равном 2), а в третьей фазе — периодический ток намагничивания с амплитудой броска до 1•I_НОМ (при коэффициенте выгодности равном 2). В апериодическом броске тока намагничивания вторая гармоника составляет около 15% от первой, а в периодическом — не менее 40%. Защита при этом блокируется: не срабатывает независимо от величины дифференциального тока.

В терминале 042 выполнена перекрестная блокировка, при которой блокируется работа дифференциальной защиты во всех трех фазах при появлении тока второй гармоники хотя бы в одной фазе.

Ток второй гармоники, при котором защита блокируется, регулируется от 8% до 20% от тока первой гармоники дифференциального тока.

14. Для обеспечения надежного срабатывания дифференциальной защиты при больших токах КЗ (КЗ на выводах АТ со стороны питания) в защите используется дифференциальная отсечка — дифференциальная защита с большим током срабатывания I_ОТС, не зависящим от тормозного тока и отстроенным от броска тока намагничивания защищаемого АТ и от максимального тока небаланса при внешних КЗ (рис. 6.8).

Рисунок 6.8 -Полная характеристика дифференциальной защиты АТ

Ток срабатывания дифференциальной отсечки регулируется от 6,5 до 12.

6.2 Расчет установок ДЗО 220кВ

6.2.1 Основные параметры и характеристики дифференциальной защиты ошиновки в шкафу ШЭ2607 051

1. Шкаф ШЭ2607 051 (ШЭ2607 051051) предназначен для защиты ошиновок 110-750 кВ, а также для защиты сборных шин с фиксированным присоединением элементов с числом присоединений не более четырех.

2. Дифференциальная защита ошиновки (ДЗО) в шкафу ШЭ2607 051 выполнена пофазной и имеет четыре входа для подключения к четырем трехфазным группам ТТ. Входные трансформаторы тока шкафа позволяют подключать его к вторичным цепям ТТ с номинальным вторичным током 1 или 5 А. Выравнивание входных токов ДЗО производится с точностью ±3%.

3. В ДЗО используются относительные токи — токи, отнесенные к базисным токам. Первичный базисный ток ДЗО (одинаковый для всех сторон ДЗО) принимается равным наибольшему номинальному первичному току трансформаторов тока. При этом вторичный базисный ток для стороны с наибольшим номинальным первичным током ТТ равен номинальному вторичному току данного ТТ (5 А или 1 А). Для других сторон ДЗО с меньшими номинальными первичными токами ТТ вторичные базисные токи определяются по формуле:

где: — I_{БАЗ.ВТОР.1} и I_{БАЗ.ВТОР.2} — вторичные базисные токи сторон ДЗО соответственно с большим и с меньшим коэффициентом трансформации ТТ.

— К_ТТ1 и К_ТТ2 — коэффициенты трансформации ТТ соответственно наибольший и меньший.

Допустимый диапазон вторичных базисных токов ДЗО — от 1 А до 16 А. Следовательно, коэффициенты трансформации ТТ со всех сторон ДЗО должны быть выбраны таким образом, чтобы базисные токи находились в данном диапазоне.

4. ДЗО реагирует на величину дифференциального тока, равную геометрической сумме токов со всех сторон ДЗО. ДЗО имеет характеристику с торможением, показанную на рис. 7.2.1.1. Тормозной ток равен арифметической полусумме входных токов. Зависимость тока срабатывания ДЗО от тормозного тока:

I_СР = I_Д0+К_Т•(I_Т-I_Т0)

где: — I_СР — дифференциальный ток срабатывания ДЗО.

— I_Д0 — начальный ток срабатывания ДЗО при отсутствии торможения.

— К_Т — коэффициент торможения ДЗО.

— I_Т — тормозной ток ДЗО.

— I_Т0 — ток начала торможения (величина тормозного тока, при котором начинается торможение ДЗО).

Рисунок 6.9 — Характеристика ДЗО

5. Коэффициент торможения равен отношению приращения тока срабатывания ДЗО к приращению тормозного тока и равен тангенсу угла наклона характеристики ДЗО:

6. Тормозной ток равен арифметической полусумме входных токов.

Рисунок 6.10 — Тормозной ток при внешнем КЗ

При внешнем КЗ, например, при КЗ в точке К на рис. 7.10, через защищаемую зону ДЗО протекает сквозной ток:

I_СКВ = I_ТР = I_ВЛ+I_СВ

Если токи I_ВЛ и I_СВ совпадают по фазе, то геометрическая сумма данных токов равна их арифметической сумме:

I_ВЛ+I_СВ = |I_ВЛ|+|I_СВ|

При этом тормозной ток:

I_Т = 0,5•(|I_ВЛ|+|I_СВ|+|I_ТР|) = 0,5•(|I_СКВ|+|I_СКВ|) = |I_СКВ|

Если фазы токов I_ВЛ и I_СВ несколько различаются, то арифметическая сумма данных токов будет несколько больше их геометрической суммы. И тогда тормозной ток:

I_Т ? I_СКВ

То есть, при внешнем КЗ тормозной ток равен сквозному току, протекающему через защищаемую зону ДЗО.

При внутреннем КЗ (КЗ в защищаемой зоне ДЗО), например, при КЗ в точке К на рис. 6.11, ток КЗ равен:

I_К = I_ВЛ+I_СВ

Если токи I_ВЛ и I_СВ совпадают по фазе, то геометрическая сумма данных токов равна их арифметической сумме:

I_ВЛ+I_СВ = |I_ВЛ|+|I_СВ|

При этом тормозной ток:

I_Т = 0,5•(|I_ВЛ|+|I_СВ|) = 0,5•|I_К|

I_Т ? 0,5•I_К

То есть, при внутреннем КЗ тормозной ток равен половине тока КЗ.

Рисунок 6.11 — Тормозной ток при внутреннем КЗ

7. Относительный начальный ток срабатывания ДЗО I_Д0 регулируется в диапазоне от 0,4 до 1,2.

Относительный ток начала торможения I_Т0 регулируется в диапазоне от 1 до 2.

Коэффициент торможения регулируется в диапазоне от 0,2 до 1,2.

6.2.2 Исходные данные для расчета установок ДЗО

Для выполнения расчета ДЗО необходимы следующие исходные данные:

1. Максимальные сквозные токи КЗ, протекающие через защищаемую зону ДЗО при внешних КЗ со всех сторон ДЗО, — для отстройки ДЗО от токов небаланса в данных режимах. Например, на рис. 6.12 показана ДЗО одной секции на подстанции, выполненной по схеме мостика. Внешними КЗ, при которых через защищаемую зону ДЗО протекают сквозные токи, являются КЗ в точках К1-К3. Расчетным является максимальный сквозной ток, протекающий через защищаемую зону ДЗО, при КЗ в одной из точек К1-К3.

2. Минимальный ток КЗ в защищаемой зоне ДЗО (на рис. 6.12 — КЗ в точке К4) — для проверки чувствительности ДЗО. Иногда (при больших коэффициентах торможения) минимальный коэффициент чувствительности ДЗО получается не при минимальном токе КЗ, а при максимальном токе КЗ в защищаемой зоне. Поэтому для проверки чувствительности ДЗО целесообразно рассчитывать и минимальный и максимальный токи КЗ в точке К4.

Рисунок 6.12 — Расчетные токи КЗ

6.2.3 Выбор установок ДЗО

Токи КЗ.

Максимальные сквозные токи, протекающие через защищаемую зону ДЗО, при внешних трехфазных КЗ в точках К1-К3 (рис. 6.13):

I_{К1(3)МАКС} = 10,072 кА

I_{К2(3)МАКС} = 7,112 кА

I_{К3(3)МАКС} = 3,323 кА

Расчетный максимальный ток внешнего трехфазного КЗ:

I_{К(3)ВН.МАКС} = I_{К1(3)МАКС} = 10,072 кА

Относительный максимальный ток внешнего трехфазного КЗ:

Минимальный ток трехфазного КЗ в защищаемой зоне (КЗ в точке К4 при отключенной ВЛ):

I_К4(3)МИН = 3,323 кА

Минимальный ток двухфазного КЗ в защищаемой зоне:

Относительный минимальный ток двухфазного КЗ в защищаемой зоне:

Максимальный ток трехфазного КЗ в защищаемой зоне (в точке К4):

I_{К4(3)МАКС} = I_{К1(3)МАКС} = 10,072 кА

Относительный максимальный ток трехфазного КЗ в защищаемой зоне:

Токовые цепи ДЗО.

Упрощенная принципиальная схема токовых цепей ДЗО (на одну фазу) приведена на рис. 6.13. Коэффициенты трансформации ТТ ВЛ, СВ и трансформатора:

К_ТТ.ВЛ1 = 2000/5

К_ТТ.ВЛ2 = 2000/5

К_ТТ.ТР = 2000/5

Базисные токи.

Первичный базисный ток, равный номинальному первичному току трансформаторов тока с наибольшим коэффициентом трансформации:

I_{БАЗ.ПЕРВ} = 2000 А

Рисунок 6.13 — Токовые цепи ДЗО

Вторичные базисные токи:

I_{БАЗ.ВТОР.ВЛ1} = I_{БАЗ.ВТОР.ВЛ2} == 5 А

Вторичные базисные токи со всех сторон ДЗО имеют величины от 4,5 А до 15 А, что соответствует допустимому диапазону вторичных базисных токов шкафа ШЭ2607 051 (от 1 А до 16 А).

Ток начала торможения.

Принимается относительный ток начала торможения:

I_Т0.ОТН = 0,5

Ток начала торможения:

I_Т0 = I_Т0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 0,5•2000 = 1000 А

Начальный ток срабатывания ДЗО.

Относительный ток небаланса при токе начала торможения:

I_{НБ.ТОРМ.НАЧ.ОТН} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+Дf_ВЫР)•I_Т0.ОТН = (1•1•0,05+0,03)•0,5 = 0,04

где — К_ПЕР = 1 — коэффициент, учитывающий переходный процесс.

— К_ОДН = 1 — коэффициент однотипности трансформаторов тока.

— е = 0,05 — относительная погрешность трансформаторов тока.

— Дf_ВЫР = 0,03 — относительная погрешность выравнивания токов сторон ДЗО.

Расчетный относительный начальный ток срабатывания ДЗО по условию отстройки от тока небаланса при токе начала торможения:

I_{Д0.РАСЧ.ОТН} = К_ОТС•I_{НБ.ТОРМ.НАЧ.ОТН} = 1,5•0,04 = 0,06

где: К_ОТС = 1,5 — коэффициент отстройки.

При этом относительный начальный ток срабатывания ДЗО можно принять равным 0,4 — минимально возможной величине в защите ШЭ2607 051. Но с целью обеспечения несрабатывания ДЗО при неисправности токовых цепей принимается максимально возможная величина относительного начального тока срабатывания ДЗО (в предположении, что при этом будет обеспечена требуемая чувствительность ДЗО):

I_Д0.ОТН = 1,2

Начальный ток срабатывания ДЗО:

I_Д0 = I_Д0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 1,2•2000 = 2400 А

Коэффициент торможения.

Относительный ток небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{НБ.МАКС.ОТН} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+Дf_ВЫР)•I_{К(3)ВН.МАКС.ОТН} = (2•1•0,1+0,03)•5 = 1,15

Где — К_ПЕР = 2 — коэффициент, учитывающий переходный процесс.

— е = 0,1 — относительная погрешность трансформаторов тока.

Относительный ток срабатывания ДЗО по условию отстройки от тока небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{СЗ.МАКС.ОТН} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС.ОТН} = 1,5•1,15 = 1,725

где: К_ОТС = 1,5 — коэффициент отстройки.

Расчетный коэффициент торможения:

Принимается коэффициент торможения: К_Т = 0,2

Коэффициент чувствительности ДЗО.

Если тормозной ток при расчетном токе КЗ, при котором проверяется чувствительность ДЗО, больше тока начала торможения, то коэффициент чувствительности ДЗО определяется с учетом торможения в соответствии с рис. 6.14:

Соответственно, коэффициент чувствительности ДЗО при минимальном токе КЗ:

Так как полученный коэффициент чувствительности ДЗО меньше требуемого (К_Ч = 2), то необходимо изменить уставки ДЗО для обеспечения требуемого коэффициента чувствительности. Можно уменьшить начальный ток срабатывания ДЗО (I_Д0 = 1,2), но это может привести к ложному срабатыванию ДЗО при неисправности токовых цепей. Поэтому принимается решение сначала попробовать обеспечить необходимую чувствительность ДЗО путем увеличения тока начала торможения.

Перерасчет тока начала торможения.

Принимается максимально возможная величина относительного тока начала торможения:

I_Т0.ОТН = 2,0

начала торможения:

I_Т0 = I_Т0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 2,0•2000 = 4000 А

Рисунок 6.14 — Определение Кч с учетом торможения

Перерасчет начального тока срабатывания ДЗО.

Относительный ток небаланса при токе начала торможения:

I_{НБ.ТОРМ.НАЧ.ОТН} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+Дf_ВЫР)•I_Т0.ОТН = (1•1•0,05+0,03)•2,0 = 0,16

I_{Д0.РАСЧ.ОТН} = К_ОТС•I_{НБ.ТОРМ.НАЧ.ОТН} = 1,5•0,16 = 0,24

При этом относительный начальный ток срабатывания ДЗО можно принять минимальным и равным 0,4. Но с целью обеспечения несрабатывания ДЗО при неисправности токовых цепей принимается максимально возможная величина относительного начального тока срабатывания ДЗО (в предположении, что при этом будет обеспечена требуемая чувствительность ДЗО): I_Д0 = 1,2

Начальный ток срабатывания ДЗО:

I_Д0 = I_Д0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 1,2•2000 = 2400 А

Перерасчет коэффициента торможения.

Расчетный коэффициент торможения:

Принимается коэффициент торможения: К_Т = 0,2

Перерасчет коэффициента чувствительности ДЗО.

Если тормозной ток при расчетном токе КЗ, при котором проверяется чувствительность ДЗО, меньше тока начала торможения, то коэффициент чувствительности ДЗО определяется без учета торможения в соответствии с рис. 6.15:

Соответственно, коэффициент чувствительности ДЗО при минимальном токе КЗ:

Так как полученный коэффициент чувствительности ДЗО меньше требуемого (К_Ч = 2), то необходимо изменить установки ДЗО для обеспечения требуемого коэффициента чувствительности. Так как минимальный ток КЗ меньше тока начала торможения ДЗО, то в соответствии с рис. 6.2.3.3 для увеличения коэффициента чувствительности надо уменьшать начальный ток срабатывания ДЗО, хотя это может привести к ложному срабатыванию ДЗО при неисправности токовых цепей, если при этом ток нагрузки будет больше начального тока срабатывания ДЗО.

Рисунок 6.15 — Определение К без учетом торможения

Повторный перерасчет начального тока срабатывания ДЗО.

Расчетный относительный начальный ток срабатывания ДЗО по условию отстройки от тока небаланса при относительном токе начала торможения, равном 2,0: I_{Д0.РАСЧ.ОТН} = 0,24

При этом относительный начальный ток срабатывания ДЗО можно принять большим или равным минимальной величины 0,4. Для уменьшения вероятности ложного срабатывания ДЗО при неисправности токовых цепей надо принять максимально возможную величину начального тока срабатывания ДЗО, обеспечивающую требуемый коэффициент чувствительности (больше или равный 2). Если тормозной ток при расчетном токе КЗ, при котором проверяется чувствительность ДЗО, больше тока начала торможения, то величина начального тока срабатывания ДЗО определяется опытным путем по условию обеспечения коэффициента чувствительности большего или равного 2. А если тормозной ток при расчетном токе КЗ, при котором проверяется чувствительность ДЗО, меньше тока начала торможения, то расчетная величина относительного начального тока срабатывания ДЗО определяется по формуле:

Принимается относительный начальный ток срабатывания ДЗО: I_Д0.ОТН = 0,7

При этом начальный ток срабатывания ДЗО:

I_Д0 = I_Д0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 0,7•2000 = 1400 А

При этом неисправность токовых цепей при токе нагрузки больше 2000 А приведет к ложному срабатыванию ДЗО.

Повторный перерасчет коэффициента торможения.

Расчетный коэффициент торможения:

Принимается коэффициент торможения: К_Т = 0,34

Повторный перерасчет коэффициентов чувствительности ДЗО.

Коэффициент чувствительности ДЗО при минимальном токе КЗ (тормозной ток меньше тока начала торможения):

Коэффициент чувствительности ДЗО при максимальном токе КЗ (тормозной ток больше тока начала торможения):

Так как полученные коэффициенты чувствительности ДЗО при минимальном и максимальном токах КЗ в защищаемой зоне больше требуемого (К_Ч = 2), то на этом расчет установок ДЗО закончен.

Принятые установки ДЗО.

Первичный базисный ток: I_{БАЗ.ПЕРВ} = 2000 А

Вторичные базисные токи со стороны линии, СВ и трансформатора:

I_{БАЗ.ВТОР.ВЛ1} = I_{БАЗ.ВТОР.ВЛ2} = I_{БАЗ.ВТОР.ТР} = 5 А

Относительный начальный ток срабатывания ДЗО: I_Д0.ОТН = 0,7

Начальный ток срабатывания ДЗО: I_Д0 = 1400 А

Относительный ток начала торможения: I_Т0.ОТН = 2,0

Ток начала торможения: I_Т0 = 4000 А

Коэффициент торможения: К_Т = 0,34

6.1.3 Выбор установок ДЗТ

Паспортные данные АТ.

Тип АТ: АТДЦТН-200000/220/110/10.

Номинальная мощность АТ: S_НОМ = 200 МВА.

Схема и группа соединения обмоток: Y_АВТО/Д-0-11.

Номинальные напряжения обмоток: U_В.НОМ = 230 кВ, U_С.НОМ = 121 кВ, U_Н.НОМ = 10,5 кВ.

Диапазон регулирования РПН на стороне СН: ДU_СН = ±6х2%.

Первичные номинальные токи со всех сторон АТ.

Коэффициенты трансформации ТТ.

К_ТТ.ВН = 2000/5

К_ТТ.СН = 1200/5

К_ТТ.НН = 5000/5

Базисные токи со всех сторон АТ.

Базисные токи со всех сторон АТ находятся в допустимом диапазоне от 0,25 А до 16 А.

Максимальный сквозной ток через АТ при внешних КЗ.

Принятые расчетные точки КЗ приведены на рис. 6.16.

Рисунок 6.16 — Расчетные токи КЗ

Максимальные токи через АТ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ (точка К3) расчет токов по программе ТОКО:

I_{К1.МАКС.220} = 1603 А

I_{К1.МАКС.110} = 3739 А

I_{К1.МАКС.10} = 45279 А

Максимальный ток на стороне 10 кВ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ, приведенный к стороне 220 кВ:

Максимальные токи через АТ при трехфазном КЗ на стороне 110 кВ (точка К2):

I_{К2.МАКС.220} = 19100,113 А

I_{К2.МАКС.110} = 36306 А

Максимальные токи через АТ при трехфазном КЗ на стороне 220 кВ (точка К1):

I_К_3._МАКС.220 = 20269А

I_К_3._МАКС.110 = 38527,851 А

Для дальнейших расчетов принимается максимальный сквозной ток на стороне ВН АТ при КЗ в точке К1:

I_{СКВ.МАКС} = I_{К1.МАКС.220} = 20269 А

Относительный максимальный сквозной ток:

Минимальный ток через АТ при КЗ на стороне НН.

Минимальные токи через АТ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ (точка К3):

— питание со стороны 220 кВ:

I_К_3._МИН.220 = 1603 А

I_К_3._МИН.10 = 35124 А

— питание со стороны 110 кВ:

I_К_3._МИН.110 = 3740 А

I_К_3._МИН.10 = 43098 А

Минимальный ток на стороне 110 кВ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ, приведенный к стороне 220 кВ:

Для дальнейших расчетов принимается минимальный ток на стороне 220 кВ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ: I_К_3._МИН.220 = 1603 А

Относительный минимальный ток при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ:

Ток начала торможения защиты.

Принимается относительный ток начала торможения: I_Т0 = 0,5

Начальный ток срабатывания защиты.

Относительный ток небаланса при токе начала торможения:

I_{НБ.ТОРМ.НАЧ} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+ДU_РПН+Дf_ВЫР)•I_Т0

где: — К_ПЕР = 1 — коэффициент, учитывающий переходный процесс.

— К_ОДН = 1 — коэффициент однотипности трансформаторов тока.

— е = 0,05 — относительная погрешность трансформаторов тока.

— ДU_РПН = — половина относительного диапазона регулирования РПН.

— Дf_ВЫР = 0,03 — относительная погрешность выравнивания токов сторон защиты.

Тогда относительный ток небаланса при токе начала торможения:

I_{НБ.ТОРМ.НАЧ}=(К_ПЕР•К_ОДН•е+ДU_РПН+Дf_ВЫР)•I_Т0=(1•1•0,05+0,12+0,03)•0,5=0,1

Расчетный начальный относительный ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса при токе начала торможения:

I_Д0.РАСЧ = К_ОТС•I_{НБ.ТОРМ.НАЧ}

где: К_ОТС = 1,5 — коэффициент отстройки.

Тогда расчетный начальный относительный ток срабатывания защиты:

I_Д0.РАСЧ = К_ОТС•I_{НБ.ТОРМ.НАЧ} = 1,5•0,10 = 0,15

Принимается начальный относительный ток срабатывания защиты: I_Д0=0,2

Коэффициент торможения.

Относительный ток небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{НБ.МАКС} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+ДU_РПН+Дf_ВЫР)•I_{СКВ.МАКС.ОТН}

где: — К_ПЕР = 2 — коэффициент, учитывающий переходный процесс.

— е = 0,1 — относительная погрешность трансформаторов тока.

Тогда относительный ток небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{НБ.МАКС} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+ДU_РПН+Дf_ВЫР)•I_{СКВ.МАКС.ОТН} = =(2•1•0,1+0,12+0,03)•40,373= 14,131

Относительный ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{СЗ.МАКС} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС}

где: К_ОТС = 1,5 — коэффициент отстройки.

Тогда:

I_{СЗ.МАКС} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС} = 1,5•14,131 = 21,196

Расчетный коэффициент торможения:

Принимается коэффициент торможения: К_Т = 0,6

Ток торможения блокировки защиты.

Ток торможения блокировки защиты должен быть больше максимального тока нагрузки АТ. Принимается ток торможения блокировки защиты (в предположении допустимой перегрузки АТ около 40%): I_Т.БЛ = 2,0

Блокировка защиты по току второй гармоники.

Расчетный ток второй гармоники, при котором защита блокируется:

где: — I_2БР — ток второй гармоники при броске тока намагничивания. Так как в дифференциальной защите 042 выполнена перекрестная блокировка защиты током второй гармоники, то расчетный ток второй гармоники принимается равным максимальному току второй гармоники в фазе с периодическим броском тока намагничивания: I_2БР = 40%.

— K_Ч = 2 — коэффициент чувствительности.

Тогда:

Принимается ток второй гармоники, при котором защита блокируется:

I_2БЛОК = 20%

Ток срабатывания дифференциальной отсечки.

Относительный ток небаланса при максимальном токе внешнего КЗ

I_{НБ.МАКС} = 14,131

Расчетный относительный ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:

I_{СЗ.ОТС.РАСЧ} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС}

где: К_ОТС = 1,5 — коэффициент отстройки.

Тогда:

I_{СЗ.ОТС.РАСЧ} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС} = 1,5•14,131 = 21,197

Принимается минимально возможный относительный ток срабатывания защиты:

I_СЗ.ОТС = 12

Коэффициент чувствительности защиты.

6.3 Расчет МТЗ на ВЛ 110кВ Синеглазово Т (тупиковая)

Принцип действия МТЗ

Принцип действия МТЗ очень простой: защита реагирует на увеличение тока в защищаемой линии. Если ток в защищаемой линии становится больше тока срабатывания защиты, называемого установкой защиты, защита срабатывает и отключает поврежденную линию от энергосистемы. Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального тока нагрузки, то есть, ток срабатывания защиты должен быть с запасом больше максимального тока нагрузки, чтобы защита не срабатывала от тока нагрузки:

I_СЗ>I_{НАГР.МАКС}

Или:

где: К_ОТС — коэффициент отстройки.

К_САМОЗ — коэффициент самозапуска.

К_В — коэффициент возврата реле тока МТЗ.

В то же время, ток срабатывания защиты должен быть меньше минимального тока КЗ, чтобы защита чувствовала все КЗ на защищаемой линии:

I_СЗ<I_К.МИН

Или:

где: I_К.МИН — минимальный ток КЗ, который должна чувствовать защита.

МТЗ — защита с относительной селективностью. Для обеспечения селективности выдержки времени МТЗ выбираются по ступенчатому принципу: чем ближе МТЗ к источнику питания, тем больше у нее выдержка времени. Разность между временами срабатывания двух соседних МТЗ называется ступенью селективности и составляет около 0,3ч0,6 сек, обычно — 0,5 сек. Формула для расчета ступени селективности:

Дt = Дt_СЗ1+Дt_СЗ2+t_{ВОЗВР.ЗАЩ}+t_{ОТКЛ.ВЫКЛ}+t_ЗАП

где: Дt_СЗ1 и Дt_СЗ2 — погрешности по времени срабатывания двух согласуемых защит.

t_{ВОЗВР.ЗАЩ} — время возврата защиты.

t_{ОТКЛ.ВЫКЛ} — время отключения выключателя.

t_ЗАП — время запаса.

Примерное значение:

Дt ? 0,1+0,1+0,1+0,1+0,1 = 0,5 сек

Достоинства МТЗ:

1. Простота.

2. Надежность.

3. Дешевизна.

4. Обеспечение дальнего резервирования.

Недостатки:

1. Сравнительно большие выдержки времени.

Расчет МТЗ

Величины токов коротких замыканий на шинах 110 кВ подстанции Аргамак принимаются по данным расчета программы ТОКО.

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания:

I³_{К.СН.МАКС} = 36,306кА

Минимальный ток трехфазного короткого замыкания:

I³_{К.СН.МИН} = 11,067 кА

Минимальный ток двухфазного короткого замыкания:

I²_{К.СН.МИН} = 9,584 кА

Величины токов коротких замыканий в конце линии 110 кВ подстанции Аргамак принимаются по данным расчета программы

Максимальный ток трехфазного короткого замыкания:

I³_К.МАКС = 24,361 кА

Минимальный ток двухфазного короткого замыкания:

I²_{К.СН.МИН} = 6,276кА

В утяжеленном режиме ток, протекающий по каждой линии 110 кВ согласно пункта 3.2 равен:

где: Sн — мощность нагрузки на СН подстанции;

n- количество отходящих линий.

Ток срабатывания защиты.

Расчетный первичный ток срабатывания защиты определяется двумя условиями: возвратом защиты после отключения внешнего короткого замыкания и несрабатыванием защиты в момент включения нагрузки:

I_{СЗ2.РАСЧ} = К_ОТС·К_З·I_Н

Коэффициент отстройки может приниматься равным (1,1-1,2). Принимается: К_ОТС = 1,2

При чисто двигательной нагрузке среднее значение коэффициента запуска: К_З = 6. С учетом того, что реальная нагрузка состоит примерно наполовину из двигателей, принимается коэффициент запуска: К_З = 3

Так как на всех фидерах, отходящих от секций 110кВ, предусматривается токовая отсечка, то полное время отключения близкого короткого замыкания на любом фидере не превышает 0,12 секунды. С учетом этого принимается коэффициент самозапуска электродвигателей после отключения внешнего короткого замыкания: К_СЗ = 1,5

Коэффициент возврата микропроцессорного реле тока: К_В = 0,95

Расчетный первичный ток срабатывания защиты:

I_{СЗ2.РАСЧ} = К_ОТС·К_З·I_Н = 1,2·3·115,5 = 415,8 А

Принимается расчетный первичный ток срабатывания защиты:

I_{СЗ.РАСЧ} = I_{СЗ2.РАСЧ} = 415,8 А

Расчетный ток срабатывания реле:

I_{СР.РАСЧ} = I_{СЗ.РАСЧ}/К_ТТ = 415,8/(1200/5) = 1,73 А

Принимается ток срабатывания реле: I_СР = 1,75 А

Первичный ток срабатывания защиты:

I_СЗ = I_СР·К_ТТ = 1,75·1200/5 = 420 А

Коэффициенты чувствительности защиты.

Коэффициент чувствительности в основной зоне (на шинах 110кВ):

К_Ч.ОСН = I²_К.МИН/I_СЗ = 9584/420 = 22,82> 1,5

Коэффициент чувствительности в зоне резервирования (в конце самой длинной линии 110кВ):

К_Ч.РЕЗ = I²_К.МИН/I_СЗ = 6276/420 = 14,9> 1,2

Время срабатывания защиты.

Время срабатывания МТЗ на фидерах не превышает: t_СЗ1 = 0,12 сек

Для обеспечения селективной работы МТЗ на фидерах необходимо иметь на фидерах время срабатывания МТЗ:

t_СЗ2 = t_СЗ1+t_СЕЛ;

где t_СЕЛ— время селективности, равное 0,5с;

t_СЗ2 = 0,12+0,5 = 0,62 с.

6.4 Расчет МФТО на ВЛ 110 кВ Синеглазово Т (тупиковая)

Принцип действия токовой отсечки.

МТЗ защищает всю линию от всех видов КЗ во всех режимах работы энергосистемы. Но обычно МТЗ выполняется с независимой выдержкой времени, то есть время срабатывания МТЗ постоянно и не зависит от величины тока КЗ. Следовательно, при КЗ в начале защищаемой линии, когда ток КЗ достаточно большой, МТЗ срабатывает с такой же большой выдержкой времени, как и при КЗ в конце защищаемой линии.

Чтобы уменьшить время отключения КЗ в начале защищаемой линии применяется токовая отсечка без выдержки времени. Так как отсечка должна быть выполнена без выдержки времени, то для обеспечения селективности она не должна срабатывать при внешних КЗ (при КЗ за пределами защищаемой линии). Внешнее КЗ — это КЗ в начале следующей линии (точка К3 на рис. 6.17). Если бы токовая отсечка на ПС А срабатывала при КЗ в точке К3, то при этом она бы отключила выключатель ВЛ на ПС А одновременно с отключением выключателя ВЛ на ПС Б (неселективная работа защит).

Поэтому ток срабатывания отсечки принимается больше тока КЗ в конце защищаемой линии:

I_СЗ = К_ОТС·I_{К.ВНЕШН.МАКС}

где: I_СЗ — ток срабатывания токовой отсечки.

К_ОТС = 1,2 — коэффициент отстройки (запаса).

I_{К.ВНЕШН.МАКС} — максимальный ток внешнего КЗ.

Рисунок 6.17 — Токовая отсечка без выдержки времени

Так как токи КЗ практически одинаковы при повреждениях в точках К1, К2 и К3, то для отстройки защиты от тока внешнего КЗ (точка К3) в расчете используется ток КЗ на шинах ПС Б (точка К2). При этом защита, отстроенная от тока КЗ в точке К2, оказывается отстроенной и от тока КЗ в конце защищаемой ВЛ (точка К1). Поэтому токовая отсечка без выдержки времени принципиально не может защищать всю линию, она защищает только часть линии и не может являться единственной защитой линии.

Достоинства токовой отсечки без выдержки времени:

1. Простота. Защита является самой простой из всех устройств РЗ.

2. Надежность. Защита практически всегда работает правильно.

3. Дешевизна.

4. Быстродействие. Защита работает без выдержки времени.

Недостатки:

1. Защищает только часть линии.

2. Защищаемая зона зависит от режима работы сети: в максимальном режиме защищаемая зона большая, в минимальном — сокращается.

3. На коротких линиях (где токи КЗ в конце и в начале линии примерно одинаковы) чувствительность защиты бывает недостаточной: даже в максимальном режиме при трехфазном КЗ в начале линии защита не работает.

Расчет МФТО.

Ток срабатывания защиты.

Расчетный первичный ток срабатывания защиты:

I_{СЗ.РАСЧ} = К_ОТС·I_{К.ВНЕШН.МАКС}

Коэффициент отстройки принимается равным (1,2-1,3). Учитывая, что на данных фидерах токовая отсечка имеет очень малую чувствительность, принимается минимальное значение коэффициента отстройки: К_ОТС = 1,2

Максимальный ток внешнего трехфазного короткого замыкания:

I_{К.ВНЕШН.МАКС} = 36,306кА

Расчетный первичный ток срабатывания защиты:

I_{СЗ.РАСЧ} = К_ОТС·I_{К.ВНЕШН.МАКС} = 1,2·36,306 = 43567 А

Расчетный ток срабатывания реле:

I_{СР.РАСЧ} = I_{СЗ.РАСЧ}/К_ТТ = 43567/(1200/5) = 181,5 А

Принимается ток срабатывания реле: I_СР = 182 А

Первичный ток срабатывания защиты:

I_СЗ = I_СР·К_ТТ = 182·1200/5 = 43680 А

Коэффициент чувствительности защиты.

Коэффициент чувствительности при трехфазном коротком замыкании в начале фидера в максимальном режиме работы энергосистемы:

К_Ч = I_К.МАКС/I_СЗ = 36306/43680 = 0,83

электрический трансформатор релейный автоматизированный

7. Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП)

7.1 Структура АСУ ТП подстанции

Структура АСУ ТП ПС должна строиться на основе следующих общих принципов:

10. интегрированность (единство) системы;

11. автономность подсистем;

12. иерархичность архитектуры системы;

13. функциональная и территориальная децентрализация;

14. расширяемость и открытость;

15. возможность координации со смежными системами и автоматизированными системами диспетчерского и технологического управления вышестоящего уровня иерархии (энергосистемы, электросетевых предприятий).

В АСУ ТП подстанцией входят следующие подсистемы /20/:

1. информационная;

2. оперативного управления (ОУ);

3. автоматического управления (АУ);

4. передачи и приема информации (ППИ);

5. связи;

6. релейной защиты;

7. диагностики состояния основного электрооборудования;

8. автоматизации и контроля собственных нужд.

Наиболее многочисленную часть всего электросетевого хозяйства составляют необслуживаемые подстанции, к которым относится и реконструируемая подстанция. Подстанции данного типа можно условно разбить на две группы: подстанции с традиционным оборудованием и подстанции с использованием (целиком или частично) современных микропроцессорных цифровых устройств релейной зашиты и автоматики (ЦРЗА).

Типовая структура АСУ ТП необслуживаемой подстанции включает небольшое число функциональных контроллеров для связи с объектом и ЦРЗА, концентратор и модем для связи с вышестоящим уровнем управления. Схема комплекса технических средств (КТС) включает два ФК (число их может быть больше и меньше, в зависимости от количества ОРУ на подстанции и их территориального расположения), систему единого времени (СЕВ) с приёмником сигналов GPS, концентратор и сервер, совмещённый с рабочей станцией. ЛВС выполнена на ВОЛС со скоростями передачи 10-100 Мб/с. Подключение ЦРЗА выполнено на оптоволоконных линиях связи петлевой структуры. Рабочая станция предусматривается здесь для отладочных и испытательных режимов.

Нижний уровень АСУ ТП подстанции может быть выполнен практически полностью на устройствах цифровой защиты. В этом случае цифровые защиты используются не только по своей основной функции, но и являются средством измерения и передачи информации в функциональные контроллеры, а оттуда по модемным каналам на верхний уровень. Подлежит передаче информация о текущих электрических параметрах нормального режима, о срабатываниях защит и предупредительной сигнализации. КТС предоставляет возможность управления параметрами защит, а также ручное управление выключателями. Перечень выполняемых функций варьируется в широких пределах и определяется возможностями, предусмотренными фирмой-изготовителем защиты в протоколе обмена.

Второй вариант КТС необслуживаемой подстанции представляет собой типовой вариант КТС полномасштабной АСУ ТП ПС в случае полной модернизации подстанции, заключающейся в замене всех традиционных защит на микропроцессорные и переходе на микропроцессорные УСО.

Подключение устройств ЦРЗА к АСУ ТП может производиться разными способами. При небольшом числе защит в данном территориально обособленном объекте подстанции (например, в отдельном ОРУ может присутствовать три-четыре устройства РЗА), все они могут быть подключены к функциональному контроллеру по радиальной схеме. Эта схема при небольшом числе защит оказывается достаточно экономичной, но в то же время обладает повышенной надёжностью, поскольку при выходе из строя одного кабеля теряется связь только с одной защитой.

При большом числе защит в одном территориально обособленном объекте (обычно число устройств ЦРЗА в одном ОРУ — 10-40), обслуживаемом данным функциональным контроллером, более рационально использование петлевой схемы подключения ЦРЗА. В петлевой схеме ввод информации осуществляется по интерфейсам RS-485 или RS-422. Связь может производиться по электрическому кабелю с витой парой или по оптоволоконному кабелю. Петлевая схема позволяет резко сократить затраты на кабели подключения защит, но при повреждении петли теряется связь сразу со всеми защитами данной петли.

7.2 Интеграция средств РЗА и автоматизированного управления

МП устройства РЗА помимо выполнения основной функции — защиты электротехнического оборудования от повреждений, являются естественным источником информации, необходимой для решения многих функциональных задач АСУ ТП, таких как задачи регистрации и сигнализации различных событий, оперативного и ретроспективного анализа технологических ситуаций, в том числе правильности работы устройств РЗА (и противоаварийной автоматики), цифрового осциллографирование технологических переменных в аварийных режимах.

В связи с этим при реконструкции или создании АСУ ТП подстанций необходимо стремиться к интеграции устройств РЗА со средствами управления в нормальных и аварийных режимах в рамках единого ПТК АСУ ТП. Возможность и простота подобной интеграции является одним из существенных факторов, учитываемых при выборе ПТК, используемого в качестве базового.

Действительно, интеграция современных микропроцессорных средств РЗА в составе единой системы управления является характерным признаком лучших зарубежных специализированных ПТК, ориентированных на создание АСУТП электроэнергетических объектов, — указанным свойством обладают ПТК всех ведущих фирм отрасли: Siemens, АВВ, Alstom, и другие. Причем интеграция обеспечивается, как правило, на программно-аппаратном уровне внутри однородного ПТК, реализующего одновременно функции и РЗА, и других базовых подсистем АСУ ТП подстанции.

Важным достоинством таких интегрированных систем управления является характерное для современных систем удобство обслуживания эксплуатационным персоналом подстанции всего парка программно-технических средств системы с использованием специальных инструментальных программных средств.

В случае использования на подстанции МП терминалов разных фирм, — как отечественных, так и зарубежных, — задача интеграции МП устройств РЗА должна решаться на основе использования международных протоколов информационно обмена. Однако это необходимое, но недостаточное условие решения задачи интеграции, так как в подобных случаях могут возникать проблемы стыковки разнородных МП устройств, что требует разработки соответствующего программно обеспечения и, как следствие, увеличивает стоимость реализации системы управления. В связи с этим целесообразно на подстанциях строить интегрированные АСУТП на базе однородных ПТК.

7.3 Программно-технический комплекс на базе цифровых устройств релейной защиты и телемеханики ПТК «ЗАЩИТА-2»

ПТК «Защита-2» — автоматизированная система оперативно-диспетчерского управления (АСОДУ). Источниками информации на нижнем уровне и приемниками команд управления от верхнего уровня являются цифровые устройства РЗА, цифровые устройства телемеханики и регистраторы аварийных процессов /21/.

Назначение

ПТК «Защита-2» предназначен для решения задач телеизмерения, телеуправления и телесигнализации для электрической части энергетического объекта, а также для хранения и анализа собранной исторической информации.

Верхний уровень

Автоматизированные рабочие места, серверы хранения данных, сетевое оборудование, устройства удаленной связи с объектом (модемы, ВЧ аппаратура, GPRS и т.д.)

Нижний уровень

Цифровые блоки релейной защиты и автоматики ЦРЗА, цифровые измерительные преобразователи (ИП), устройства сопряжения с объектом УСО (функции ТУ, ТИ, ТИИ, ТС), регистраторы аварийных процессов и событий РАПС, функциональные контроллеры ФК, сетевое оборудование. Все оборудование нижнего уровня имеет промышленное исполнение и предназначено для работы в расширенном температурном диапазоне.

Гибкая структура ПТК «Защита-2» позволяет:

— конфигурировать комплекс для решения задач;

— наращивать комплекс, добавляя при необходимости терминалы нижнего (ЦРЗА, УСО, РАПС) и верхнего (АРМы) уровней;

— включать в комплексе АИИС ТУЭ (технический учет) энергетического объекта;

— включать ПТК «Защита-2» в более высокие уровни АСУ энергетического объекта (АСУ ТП, АСОДУ).

Функции ПТК

— сбор, архивирование и отображение информации от блоков ЦРЗА, ИП, УСО и РАПС о нормальных режимах и аварийных процессах;

— дистанционное управление коммутационным оборудованием через ЦРЗА и УСО;

— решение задач телемеханики (телеизмерение, телеуправление, телесигнализация) средствами цифровых преобразовательных устройств сопряжения с объектом УСО;

— осциллографирование аварийных процессов средствами цифровых регистраторов;

— поддержание системы единого времени (СЕВ) во всех узлах комплекса;

— работа ПТК в составе АСУ энергетического объекта.

ПТК обеспечивает:

— динамическое отображение на АРМ информации о состоянии коммутационного оборудования;

— динамическое отображение на АРМ текущих значений аналоговых величин и состояний дискретных сигналов, контролируемых блоками ЦРЗА, ИП и УСО;

— отображение на АРМ информации о пусках и срабатываниях защит блоков ЦРЗА;

— отображение на АРМ параметров аварийных событий и осциллограмм, зарегистрированных блоками ЦРЗА, УСО и РАПС;

— просмотр полученной от блоков ЦРЗА и УСО информации в табличных и графических формах, в виде мнемосхем, ведомостей событий, аварийно-предупредительной организации;

— дистанционное чтение и редактирование конфигурации ЦРЗА и УСО (установки, ключи и т.д.);

— дистанционное управление коммутационным оборудованием (включение/отключение) выключателя и др.);

— ведение долговременного архива событий комплекса, журнала действий операторов аварийной информации и другой вспомогательной документации;

ПТК «Защита-2» представляет пользователю в визуальной форме на экранах АРМ:

— мнемосхемы объектов, с отображением происходящих изменений;

— текущие значения параметров, контролируемых оборудованием нижнего уровня;

— диаграммы, осциллограммы и другую информацию о переходных, аварийных и ненормальных процессах и режимах, дублируемую световой и звуковой сигнализацией (вызывная и предупредительная сигнализация);

— накопительную информацию (количество пусков и срабатывания защит и их ступеней, количество циклов (успешных и неуспешных) АПВ, количество отключений выключателей, суммарное значение токов в фазах при отключении выключателей, максимальные значения токов, напряжений) и др.;

— историческую информацию в виде журналов событий, журналов действий операторов, журналов аварийной информации, журналов осциллограмм;

— вспомогательную информацию (сведения об используемых блоках ЦРЗА, УСО, РАПС, оборудовании объекта, выключателях, схемах переключений, порядке работы с ПТК «Защита-2»).

Эффект от внедрения ПТК «Защита-2» проявляется в:

— увеличении экономической эффективности отпуска (потребления) электроэнергии за счет внедрения системы эффективного ее учета, в том числе с помощью АСКУЭ;

— повышении качества и бесперебойности электроснабжения в результате обеспечения быстрого доступа ко всем бланкам переключений;

— повышении качества, эффективности и дисциплины труда персонала за счет внедрения современных информационных технологий;

— повышении качества управления энергетическим объектом, обеспечиваемом доступностью информации о состоянии объекта и действиях оперативного персонала руководящему персоналу;

— обеспечении удаленного доступа к информации о состоянии объектов.

Непрерывный автоматический контроль состояния оборудования, информирование персонала о его результатах и необходимости превентивного выведения оборудования из работы, позволяет снизить риск возникновения тяжелых аварий оборудования и обеспечить своевременное проведение его ремонта или замены.

7.3.1 Структура ПТК «Защита — 2»

Структурная схема ПТК «Защита-2» приведена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 -Структурная схема ПТК «Защита-2»

Связь с ФК осуществим по каналу связи ВОЛС.

Для организации сети передачи данных с использованием волоконно-оптического кабеля необходимо:

— установить на все устройства преобразователи ПЭО-ТТЛ.

— организовать кольцевую топологию сети (информационная петля), соединив последовательно выход одного электронно-оптического преобразователя (ПЭО) с входом другого для всех устройств ЦРЗА (“ведомые”);

— вход и выход сформированной информационной петли присоединить к ФК (или ПЭВМ);

Данные структуры позволяют организовать полноценную АСУ на базе устройств ЦРЗА и УСО.

При таких построениях сети, пользователь АРМ верхнего уровня получает все возможности предоставляемые современными SCADA системами:

— динамическое отображение на АРМ информации о состоянии коммутационного оборудования;

— динамическое отображение на АРМ текущих значений аналоговых величин и состояний дискретных сигналов, контролируемых блоками ЦРЗА и УСО;

— отображение на АРМ информации о пусках и срабатываниях блоков ЦРЗА;

— просмотр полученной от блоков ЦРЗА и УСО информации в табличных и графических формах, в виде мнемосхем, ведомостей событий, аварийно-предупредительной сигнализации;

— дистанционное чтение и редактирование конфигурации ЦРЗА и УСО (установки, ключи и т.д.);

— дистанционное управление положением коммутационного оборудования (включение/отключение выключателей и др.);

— ведение долговременного архива событий комплекса, журнала действий операторов и другой вспомогательной информации;

— поддержание системы единого времени (СЕВ) во всех узлах комплекса;

Назначение преобразователя ПЭО — ТТЛ.

Преобразователь ПЭО — ТТЛ предназначен для преобразования цифрового электрического сигнала уровня ТТЛ в оптический и обратно для волоконно-оптических линий связи кольцевой топологии.

Назначение и область применения УСО — МТ

Цифровые устройства сопряжения с объектом УСО-МТ и шкафы УСО-МТ предназначены для выполнения функций телемеханики в различных автоматизированных системах и обеспечивают:

· телеизмерение;

· телесигнализацию;

· телеуправление (в т.ч. с внутренней логикой).

Основные функции

· сбор информации от источников аналоговых сигналов (напряжения, тока, частоты, мощности, давления и т.п.).

· сбор информации от источников дискретных сигналов.

· передача собранной информации в АСУ энергетического объекта.

· трансляция команд управления с верхнего уровня АСУ на различные коммутационные аппараты (выключатели, разъединители, короткозамыкатели и др.).

Дополнительные функции

· ведение журнала событий.

· осциллографирование с возможностью гибкой настройки условий пуска осциллографа и характеристик записываемых осциллограмм.

· сигнализация о превышении допустимых значений контролируемых параметров с протоколированием.

· хранение в энергонезависимой памяти и передача в АСУ журнала событий и зарегистрированных осциллограмм.

· выдача дискретных сигналов на основании внутренней логики.

· При использовании программных и технических средств ПЭВМ или АРМ АСУ возможно выполнение следующих функций:

· объединение УСО-МТ в единую систему регистрации данных;

· отображение на мониторе регистрируемых УСО-МТ величин в виде мнемосхем, таблиц и графиков;

· распечатка регистрируемых УСО-МТ величин на принтере;

· ранжирование пользователей по уровню доступа к данным и конфигурированию УСО-МТ.

Таблица — 7.1 Назначение блоков ЦРЗА и УСО, и устройств из состава ПТК

п/п	Устройство	Назначение	Примечание
1	Блоки ЦРЗА	Сбор и предварительная обработка информации о подключенных электрических цепях, выдача информации о параметрах настройки ЦРЗА и об аварийных событиях, выдача команд управления.	Основная функция блоков ЦРЗА — релейная защита и автоматика выполняется всегда и независимо от подключения блоков в к ПТК.
2	Блоки УСО	Сбор и предварительная обработка информации об аналоговых и дискретных сигналах в подключенных электрических цепях, выдача телеметрической информации и команд управления	Информация, не контролируемая блоками ЦРЗА.
3	ИП	Сбор и предварительная обработка информации об аналоговых сигналах с нормированной погрешностью.
4	ФК	Информационный обмен с блоками ЦРЗА и УСО. Информационный обмен с АРМ и СДХ. Буферирование информации, полученной от блоков ЦРЗА и УСО при обрыве связи с АРМ и СДХ. Поддержание работы системы единого времени СЕВ.	Обмен с блоками ЦРЗА и УСО выполняется по протоколу Modbus, а с АРМ и СДХ — по протоколам TCP/IP.
5	Сетевое оборудование полевого уровня	Объединение ФК, и блоков ЦРЗА и УСО в ЛВС нижнего уровня.	Преобразователи интерфейсов, блоки питания, кабельное хозяйство.
6	АРМ	Вывод информации, полученной от ФК и СДХ, для оператора и прием от него команд управления и конфигурации для блоков ЦРЗА и УСО. Информационный обмен с ФК и СДХ.	Общее название назначения АРМ — предоставление оператору интерактивного интерфейса.
7	СДХ	Получение информации от ФК и АРМов, ее хранение, обработка и предоставление оператору.
8	Сетевое оборудование верхнего уровня	Объединение ФК, АРМ и СДХ в ЛВС верхнего уровня.	Преобразователи интерфейсов, блоки питания для преобразователей интерфейсов, коммутаторы, кабельное хозяйство.
9	ИБП	Поддержание работы АРМ и СДХ при отключении электропитания.

Дисциплина допуска к работе с ПТК

В ПТК реализована развитая система дисциплины доступа. Для входа в систему необходимо ввести индивидуальный логин (имя) и пароль.

Каждый пользователь включается в одну из групп пользователей, обладающих определенными правами. Принадлежность пользователя к той или иной группе определяется по логину и паролю. После входа в систему пользователь может выполнять только разрешенные ему операции.

По умолчанию в системе предусмотрены группы:

— системный администратор (разрешено администрирование и конфигурирование ПТК);

— оператор-диспетчер (разрешено управление выключателями, ввод/вывод АВР и АПВ);

— релейщик (разрешен ввод установок и конфигурации блоков);

— «наблюдатель» (разрешено чтение информации).

Права «наблюдателя» присвоены и всем другим группам пользователей.

При выходе из системы пользователь может ее заблокировать. Разблокировать систему может пользователь с уровнем доступа (привилегиями) не меньшим, чем у заблокировавшего пользователя.

7.4 Управление и сигнализация на подстанции

Под дистанционным управлением аппаратами понимается изменение положения аппарата на расстоянии с помощью электрического командного сигнала. Командный сигнал формируется при воздействии на орган управления вручную и передается на исполнительный орган при помощи релейных схем.

Средства дистанционного управления коммутационными аппаратами (выключателями, разъединителями и заземляющими ножами) необходимы при ведении оперативных переключений в нормальных режимах и при ликвидации аварийных состояний. Подача управляющей команды осуществляется вручную оператором или от автоматических устройств, которые применяются для выполнения переключений в аварийных ситуациях.

Действие системы управления сопровождается работой устройств сигнализации, которые дают оперативному персоналу необходимую информацию о состоянии оборудования и срабатывании защиты и автоматики. Для предотвращения неправильных операций предусматриваются специальные блокировки.

Устройства управления, сигнализации и блокировок с соответствующими источниками питания образуют на подстанции систему вторичных цепей. К этой системе относят также схемы автоматики, релейной защиты и технологического контроля.

Управление коммутационными аппаратами

Оперативное управление на подстанции осуществляется дистанционно, то есть путем подачи команды на элемент управления из точки, удаленной от управляемого объекта. На территории подстанции сооружают общеподстанционный пункт управления (ОПУ), в нем размещается система АСУ ТП (АРМ) и панели релейной защиты.

На АРМ (монитор ПК) размещены все элементы контроля и сигнализации.

К системам дистанционного управления выключателями предъявляются следующие требования:

1. Цепи управления должны допускать отключение выключателя, как с АРМ, так и по месту его установки;

16. На АМР и в распределительном устройстве должна быть предусмотрена сигнализация положения выключателя (каждому положению соответствует свой цвет на мнемосхеме);

17. Цепи управления (включения и отключения) должны иметь контрольные устройства, сигнализирующие об обрыве этих цепей;

18. Управляющий импульс должен сниматься с исполнительного элемента после выполнения команды;

19. Схема управления должна предусматривать блокировку от «прыгания», исключающую возможность при коротком замыкании многократных включений выключателя при одном командном импульсе;

20. Схема должна предусматривать возможность не только ручного управления, но и подачи соответствующего импульса от устройств релейной защиты и автоматики.

Команды дистанционного управления подаются с АРМ при помощи АСУ ТП путем нажатия клавиши мыши. Возможна также подача управляющего импульса от устройств автоматики и защиты.

Сигнализация на подстанции

Сигнализация, то есть выдача дежурному персоналу информации о состоянии объекта, осуществляется с помощью автоматических устройств, выдающих сигнал при отклонении от нормального режима или нарушении нормального состояния первичной схемы, находящаяся в системе АСУ ТП.

Предусматриваются следующие виды сигнализации: положения коммутационных аппаратов, аварийная, предупреждающая, командная и сигнализация действия защиты и автоматики. Данная информация отображается на мнемосхеме подстанции (АРМ).

Блокировки

Различают два основных вида блокировок: блокировки безопасности и оперативные.

Блокировками безопасности называют устройства, предупреждающие вход лиц эксплуатационного или ремонтного персонала в камеры распределительных устройств или испытательного оборудования, в которых не исключена возможность прикосновения или опасного приближения к токоведущим частям или к частям оборудования, находящимся под напряжением. В качестве блокирующих устройств таких камер применяют электрические замки, которые можно отпереть лишь при снятии напряжения с оборудования. Цепи питания оборудования высокого напряжения испытательных камер оснащаются вспомогательными контактами, автоматически размыкающимися при открытии двери. В камеру КРУ после выкатывания тележек с оборудованием доступ к частям, остающимся под напряжением, предотвращается специальными металлическими шторками, закрывающимися автоматически.

Оперативные блокировки представляют собой устройства, препятствующие неправильным действиям персонала при осуществлении переключений в схемах электрических соединений. Наиболее распространены оперативные блокировки от неправильных операций разъединителями.

Рассмотрим электромагнитную блокировку разъединителей с использованием электромагнитных замков. Если отключение разъединителя разрешается (при отключенном выключателе), к контактным гнездам замка подводится напряжение от источника оперативного тока. Переносной ключ вставляется в гнезда замка, по катушке ключа протекает ток, и сердечник ключа намагничивается. Запорный стержень замка соприкасается с намагниченным сердечником ключа. При помощи кольца вытягивают сердечник, а вместе с ним и стержень замка из блокировочного гнезда — замок отпирается.

Электрическая схема питания электромагнитов блокировки выполняется, исходя из условий обеспечения разрешенного для данной первичной цепи порядка операций разъединителями.

Основные и заземляющие ножи каждого разъединителя имеют механическую блокировку на приводе, вследствие чего основной нож нельзя включить, если замкнут заземляющий, и, наоборот, если замкнут рабочий нож, нельзя включить заземляющий.

При осуществлении блокировки необходимо исключить возможность ошибочного включения выключателя на заземленный участок цепи. Это требование удовлетворяется таким построением схемы электромагнитной блокировки, что включение заземляющего ножа по одну сторону выключателя возможно только при отключенном разъединителе по другую сторону, и, наоборот, включение разъединителя по одну сторону выключателя разрешается при отключенном заземляющем ноже с другой стороны.

Заключение

В настоящее время определяющим исходным условием технического перевооружения следует считать наличие большого числа устройств РЗА, подлежащих реконструкции или замене. Основное его направление — внедрение микропроцессорных (МП) устройств, обладающих существенными преимуществами перед электромеханическими и микроэлектронными аналогами. Однако финансовые ограничения и значительно большая стоимость МП устройств (особенно импортных) по сравнению с электромеханическими и микроэлектронными в течение ряда лет неизбежно будут влиять на конкретные решения задач технического перевооружения энергообъектов.

Кроме того, опыт внедрения импортных МП устройств РЗА показывает, что отличие «идеологии» этих устройств от принятой в России, невысокое качество перевода технической документации, ошибки в тексте и схемах функционирования вызывают определенные трудности ввода их в эксплуатацию и обуславливают необходимость изменения их конфигурации. В последнее время разработаны, серийно выпускаются и внедряются в ЭЭС отечественные МП устройства (НТЦ «Механотроника», НПФ «Радиус», НПП «Экра»).

Отечественные МП устройства реализуют принятую в России техническую идеологию в области РЗА. Они значительно дешевле импортных, что облегчает их внедрение и обеспечивает снижение затрат на перевооружение энергообъектов. В связи с этим при определении приоритетов в перевооружении следует (при прочих равных условиях) в первую очередь заменять те устройства, для которых уже имеются отечественные МП аналоги.

Внедрение МП устройств РЗА обуславливает необходимость как повышения квалификации «релейного» персонала, так и оснащения служб РЗА современными автоматизированными устройствами для их технического обслуживания, например, серии «Ретом» (НПП «Динамика») или УАП (НПП «Экра»).

В данной работе была проведена реконструкция подстанции 220/110/10 кВ «Аргамак».

Список использованной литературы

1. Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию: Учебное пособие для стдентов ВУЗов. 2-е. изд., доп. — М.: Высшая школа, 2000. — 255 с., ил.

2. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М.: Высшая школа, 1991. — 467 с.

3. Гловацкий В.Г., Пономарев И.В. современные средства релейной защиты и автоматики электросетей. М.: «Энергомашвин», 4 электронная версия, 2004

4. Королёв Е.П., Либерзон Э.М. Расчёты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. — М.: Энергия, 1980. 208 с.

5. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для студентов высших учебных заведений/ Кудрин Б.И. — 2-е изд. — М.: Интермет Инжиниринг, 2006. — 672 с.: ил.

6. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1989

7. Овчаренко Н.И. Микропроцессорная релейная защита и автоматика линий электропередачи ВН и СВН. Часть 1. — М.: НТФ «Прогресс», 2007. — 52 с.: ил.

8. Чернобровов Н.В., Семёнов В.А. Релейная защита энергетических систем: Учеб. пособие для техникумов. — М.: Энергоатомиздат, 1998. — 800 с.: ил.

9. Шабад М.А. Расчёт релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М.: Энергоатомиздат, 1985. — 296 с.

10. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1998. 640 с.

11. Гельфанд Я.Ф., Голубев М.Л., Царев М.И. Релейная защита и электроавтоматика на переменном оперативном токе. — М.: Энергия, 1966, — 288 с.

12. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1989, — 592 с.

13. Неклепаев Б.Н. , Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. — 4 — е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1989.- 608 с.

14. Электротехнические комплектные устройства. Каталог 1998. — Мн.: НВФ ИНОСАТ.

15. Гук Ю.Б. Проектирование электрической части станций и подстанций: Учеб. пособие для вузов. — Л.: Энергоатомиздат, 1985, — 312 с.

16. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. — 2-е изд., перераб.- М.: Энергия, 1980.- 600 с.

17. Справочник по ремонту и техническому обслуживанию электрических сетей / под ред., К.М. Антипова, И.Е. Бандуипова,- М.: Энергоатомиздат, 1987.- 558 с.

18. Околович М.Н. Проектирование электрических станций -М.: Энергоатомиздат, 1982

19. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1986. — 640 с.

20. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1986.- 424 с.

21. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. — 3-е изд., перераб. и доп. — Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отделение, 1985. — 296 с.

22. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередачи и сетей. Под ред. Я.М. Большама, В.И. Круповича, М.Л. Самовера. Изд.2-е, Перераб. и доп. М., “Энергия”, 1974.

Размещено на