Микропроцессорные защиты элементов подстанции

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

477,53 kb
Опубликовано:

2011-09-10

Все дипломные работы по физике

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

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Микропроцессорные защиты элементов подстанции

ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет - УПИ»

Электротехнический факультет

Кафедра: «Автоматизированные электрические системы»

МИКРОПРОЦЕССОРНЫЕ ЗАЩИТЫ ЭЛЕМЕНТОВ ПОДСТАНЦИИ

Руководитель: Е.Г. Воротилова

Нормоконтролёр: А.О. Егоров

Студент гр. Э-53012: А.С. Хомутинина

Екатеринбург 2008

СОДЕРЖАНИЕ

РЕФЕРАТ

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ И СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

ОПИСАНИЕ ПОДСТАНЦИИ И ПРИНЦИП ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАЩИТ

.1 Описание оборудования на подстанции

1.2 Назначение релейной защиты и основные требования, предъявляемые к ней

2 ОПИСАНИЕ ЗАЩИТ И АВТОМАТИКИ УСТАНОВЛЕННЫХ НА ПОДСТАНЦИИ «МОНАСТЫРСКАЯ»

.1 Защита и автоматика присоединений 110 кВ

2.2 Защита и автоматика трансформаторов мощностью 40 МВА

.3 Защита шин 110 и 35 кВ

.4 Защита и автоматика присоединений 35 и 6 кВ

.5 Автоматика, управление, измерения, сигнализация, учет электроэнергии и регистрация аварийных режимов

3 ШКАФЫ ЗАЩИТ И УПРАВЛЕНИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕМ ДЛЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ 110(220) Кв ТИПА ШЭЛС 0113

.1 Назначение

.2 Основные технические характеристики

.3 Конструкция и принцип действия

ТЕРМИНАЛ ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ (REL 511)

.1 Краткая характеристика

ТЕРМИНАЛ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (REL501)

.1 Особенности

.2 Применение

.3 Конструкция

ШКАФЫ ЗАЩИТЫ ШИН НАПРЯЖЕНИЕМ 110(220) Кв ТИПА ШЭЗШ 1222

.1 Назначение

.2 Основные технические характеристики

.3 Констуркция и принцип действия

ЦИФРОВОЙ ТЕРМИНАЛ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ (RED 521)

.1 Общее

.2 Требования

.3 Дифференциальная защита шин

.4 Дифференциальная функция защиты

ШКАФЫ ЗАЩИТ ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 (220) Кв ТИПА ШЭЗТ 2221

.1 Назначение

.2 Основные технические характеристики

.3 Конструкция и принцип действия

ТЕРМИНАЛ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА RET 521

.1 Общие положения

.2 Дифференциальная защита (DIFP)

.3 Трехфазная максимальная токовая защита с выдержкой времени (ТОС)

.4 Функции защиты широкого назначения (GF)

РЕГУЛЯТОР НАПРЯЖЕНИЯ SPAU 341 C

.1 Применение

.2 Описание функций

.3 Характеристики

ШКАФЫ ЗАЩИТЫ И УПРАВЛЕНИЯ СЕКЦИОННЫМИ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМИ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 (220) кВ ТИПА ШЭСВ 1220

.1 Назначение

.2 Основные технические характеристики

.4 Конструкция и принцип действия

КОМПЛЕКТНОЕ УСРОЙСТВО ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ РАБОЧЕГО ВВОДА 6-35 кВ SPAC-810 B

.1 Общие сведения о серии устройств SPAC 810

.2 Назначение и особенности устройств SPAC-810 B

.3 Описание работы защит

.4 Уров

.5 АПВ

13 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

РАСЧЕТ УСТАВОК

.1 Принцип расчета уставок ВЧ- защит воздушных линий 110 кВ

.2 Расчет уставок дистанционной защиты воздущных линий 110 кВ

.3 Выбор уставок токовых защит воздушных линий 110 кВ

.4 Выбор уставок дифференциальной защиты трансформатора

.5 Выбор уставок дифференциальной защиты шин

.6 Выбор уставок токовых защит элементов подстанции

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

РЕФЕРАТ

Объектом проектирования является подстанция 110/35/6 кВ «Монастырская».

Цель работы - выбор устройств РЗ для защиты элементов данной подстанции, определение уставок и оценка эффективности применения микропроцессорной релейной защиты элементов подстанции.

В процессе работы производился расчёт уставок релейной защиты воздушных линий электропередачи на микропроцессорной элементной базе, ошиновки и силового трансформатора.

В экономической части проекта произведён расчёт сметной стоимости установки рассмотренного в дипломе оборудования на подстанции и приведены основные технико-экономические показатели по проектируемому объекту.

В ходе работы рассматривались вопросы безопасности и экологичности, в том числе: шум, вибрация, освещенность, электробезопасность и пожаробезопасность, а также возникновение чрезвычайных ситуаций и действия персонала в данных обстоятельствах.

Пояснительная записка 121 с., 10 рис., 32 табл., 13 источников, 1 приложение.

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ

№	Наименование документа	Обозначение документа	Формат
1	Главная электрическая схема подстанции	140203 000000 018 ЭЗ	А1
2	Схема электрических сетей 110 кВ и выше района размещения подстанции 110/35/6 кВ Монастырская	140203 000000 018 ЭЗ	А1
3	Схема размещения устройств релейной защиты и автоматики	140203 000000 018 ЭЗ	А1
4	Схема распределения защит по трансформаторам тока	140203 000000 018 ЭЗ	А1
5	Шкаф защиты ввода 35 кВ. Схема электрическая принципиальная	140203 000000 018 ЭЗ	А1
6	Функциональная схема устройства SPAC 810-B	140203 000000 018 ЭЗ	А1

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ, СИМВОЛЫ И СОКРАЩЕНИЯ

ЭЭС - электроэнергетическая система

ЛЭП - линии электропередач

АВР - автоматическое включение резерва

АПВ - автоматическое повторное включение

АЧР - автоматическая частотная разгрузка

ВЛ - воздушная линия электропередачи

ВЧ - высокочастотные

ДЗО - дифференциальная защита ошиновки

ЗДЗ - защита от дуговых замыканий

ЗЗЗ - защита от замыканий на землю

КЗ - короткое замыкание

КРУ - комплектное распределительное устройство

КТПБ - комплектная трансформаторная блочная подстанция

ЛЗШ - логическая защита шин

МТЗ - максимальная токовая защита

НПП - научно-производственное предприятие

ОРУ - открытое распределительное устройство

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

ОПУ - общеподстанционный пункт управления

ПС - подстанция

РЗА - релейная защита и автоматика

РЗ - релейная защита

СВ - секционный выключатель

ТН - трансформатор напряжения

ТСН - трансформатор собственных нужд

УРОВ - устройство резервирования при отказе выключателя

ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение

ЗОФ - защита от обрыва фаз

РПО - реле положения отключено

АСКУЭ - автоматизированная система контроля и учёта электроэнергии.

ВВЕДЕНИЕ

В современных энергетических системах значение релейной защиты особенно возрастает в связи с бурным ростом мощности энергосистем, объединением их в единые электрически связанные системы в пределах нескольких областей, всей страны, и даже нескольких государств.

Релейная защита осуществляет автоматическую ликвидацию повреждений и ненормальных режимов в электрической части энергосистем и является важнейшей автоматикой, обеспечивающей их надёжную и устойчивую работу.

Рост нагрузок, увеличение протяжённости линий электропередачи, ужесточение требований к устойчивости энергосистем осложняют условия работы релейной защиты и повышает требования к ее быстродействию, чувствительности и надёжности. В связи с этим идет непрерывный процесс развития и совершенствования техники релейной защиты, направленной на создание все более совершенных защит, отвечающих требованиям современной энергетики.

В настоящее время широко применяются защиты с использованием микропроцессорных устройств. Данная техника полностью отвечает специфическим требованиям российской энергетики, доступны в обслуживании и легко интегрируются в автоматизированные системы РЗА, управления и контроля подстанций и электрической части станций любого уровня.

1 ОПИСАНИЕ ПОДСТАНЦИИ И ПРИНЦИП ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАЩИТ

Проектируемая подстанция 110/35/6 кВ «Монастырская» размещается в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и предназначается для усиления электроснабжения потребителей Приобского месторождения нефти.

.1 Описание оборудования на подстанции

На ПС 110/35/6 кВ «Монастырская» предусматривается ОРУ 110 и 35 кВ, а также КРУН-6 кВ.

На подстанции устанавливаются два трансформатора напряжением 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА типа ТДТН-40000/110 У1 .

Подстанция 110 кВ «Монастырская» присоединяется к энергосистеме двумя двухцепными ВЛ 110 кВ от ПС «Росляковская» и от ПС «Правобережная - 2». К шинам 110 кВ ПС «Монастырская» также присоединены две двухцепные тупиковые ВЛ на ПС 110 кВ Муратовскую и ПС 110 кВ Восточную.

ОРУ 110 кВ подстанции выполняется на восемь линейных ячеек по схеме “Две рабочие системы шин с обходной” (110-13Н).

ОРУ 35 кВ выполняется на десять линейных ячеек по схеме "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" (35-9). К шинам 35 кВ подключаются существующие и проектируемые линии 35 кВ.

На стороне 6 кВ предусматривается КРУН-6 кВ в объеме собственных нужд.

На напряжениях 35 и 6 кВ принята раздельная работа трансформаторов.

Суммарная электрическая нагрузка потребителей нефтедобычи, подключаемых к подстанции 110 кВ Монастырская, по напряжениям и по годам приведена в таблице 1.1.1.

Таблица 1.1.1 - Электрические нагрузки потребителей ПС 110/35/6 кВ «Монастырская», МВт/МВА

Наименование	Пусковой этап 2007 г	Расчетный срок 2012 г	Полное развитие 2017 г
Шины 6 кВ	-	-	-
Шины 35 кВ	11,1/11,3	31,9/32,1	35,2/35,3
Итого по ПС	11,1/11,3	31,9/32,1	35,2/35,3

Полная загрузка двух трансформаторов подстанции «Монастырская» на расчетный срок составит 32,1 МВ.А.

Принимая во внимание перспективный рост нагрузок, учитывая требования к качеству электроэнергии и надежности электроснабжения потребителей I, II, III категории, на подстанции устанавливаются два трансформатора напряжением 110/35/6 кВ мощностью по 40 МВ.А. Загрузка трансформаторов подстанции Монастырская в нормальном режиме на расчетный срок составит 40 % от номинальной мощности. При отключении одного трансформатора загрузка оставшегося в работе составит 80 % от номинальной мощности.

.2 Назначение релейной защиты и основные требования, предъявляемые к ней

Нормальная работа электроустановок и потребителей электроэнергии нарушается при возникновении повреждений и ненормальных режимов, которые сопровождаются возрастанием тока, снижением или повышением напряжения и частоты. В этом случае возможны повреждения оборудования и нарушения синхронизма в электроэнергетической системе (ЭЭС). В связи с этим возникает необходимость в создании и применении различных автоматических устройств, защищающих ЭЭС и ее элементы от опасных последствий повреждений и ненормальных режимов. Большинство повреждений в ЭЭС приводит к возникновению различного вида коротких замыкания (КЗ) - наиболее опасных и тяжелых видов повреждений, которые сопровождаются значительным возрастанием тока, снижением напряжения и сопротивления. Ток короткого замыкания, протекая по элементам ЭЭС, может вызвать разрушения, размеры которых тем больше, чем больше величина тока и время его протекания.

Снижение напряжения при КЗ нарушает работу потребителей и может вызвать остановку асинхронных двигателей, что приводит к расстройству технологического процесса на предприятиях. Снижение напряжения может вызвать нарушение устойчивости в ЭЭС и привести к дальнейшему тяжелому развитию аварии.

Релейная защита (РЗ) представляет собой автоматическое устройство, предназначенное для защиты ЭЭС и ее элементов от опасных последствий повреждений и ненормальных режимов. РЗ производит автоматическую ликвидацию аварии (при возникновении ненормальных режимов) или ее локализацию (отключение поврежденного элемента). В настоящее время к части защит неприменим термин «релейная», так как защиты выполняются не на реле, а на микропроцессорной базе, но пока этот термин используется как обобщающий для всех типов защит.

Защита должна удовлетворять следующим требованиям.

Селективность (избирательность) - основное требование к РЗ. Заключается в способности РЗ отключать при КЗ только поврежденный элемент, хотя ток КЗ протекает и по другим неповрежденным элементам ЭЭС. При селективной работе РЗ не происходит излишних отключений оборудования и потребителей, тем самым минимизируется ущерб от аварийной ситуации.

Быстродействие - способность работать с минимально допустимой выдержкой времени.

Чувствительность - способность РЗ реагировать на те отклонения от нормального режима, которые возникают в результате повреждения.

Надежность - способность защиты безотказно действовать в пределах установленной для нее зоны и не работать ложно в режимах, при которых действие РЗ не предусматривается.

Токовые защиты

Одним из признаков возникновения КЗ является увеличение значения тока. Этот признак используется для выполнения защит, называемых токовыми. Токовые защиты приходят в действие при увеличении тока в фазах линии сверх определённого значения. Токовые защиты подразделяются на максимальные токовые защиты и токовые отсечки. Главное различие между этими защитами заключается в способе обеспечения селективности.

Токовую отсечку используют в качестве первых ступеней токовых защит. Это защиты, позволяющие мгновенно, без выдержек времени, отключать короткое замыкание в сети. Селективность действия токовых отсечек обеспечивается соответствующим выбором тока срабатывания.

Принцип действия максимальной токовой защиты основан на том, что при возникновении короткого замыкания или ненормального режима работы ток увеличивается и начинает превышать ток нагрузочного режима. Селективность действия достигается выбором выдержек времени.

Токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП)

Для защиты линий от КЗ на землю (однофазных и двухфазных) применяется защита, реагирующая на ток и мощность нулевой последовательности. Необходимость специальной защиты от КЗ на землю вызывается тем, что этот вид повреждений является преобладающим, а защита, включаемая на ток и напряжение нулевой последовательности, осуществляется более просто и имеет ряд преимуществ по сравнению с рассмотренной выше токовой защитой, реагирующей на полные токи фаз. Защиты нулевой последовательности выполняются в виде токовых максимальных защит и отсечек, как простых, так и направленных.

Пусковой орган защиты нулевой последовательности имеет высокую чувствительность, поскольку его не нужно отстраивать от токов нагрузки.

Благодаря наличию трансформаторов с заземлённой нейтралью на каждой подстанции 110-500 кВ, являющихся источниками тока нулевой последовательности, имеется широкая возможность применения отсечек нулевой последовательности.

К недостаткам, свойственным принципу действия защиты, следует отнести то, что она реагирует на токи в неполнофазном режиме и может работать ложно при обрыве фазного провода во вторичной цепи трансформаторов тока.

Дифференциальная защита шин и трансформаторов

Очень часто по соображениям сохранения устойчивости, снижения возможных последствий к.з. требуется отключать оборудование без выдержки времени при к.з. в любой точке данного электрооборудования. Защита, позволяющая выполнить отключение без выдержки времени, является дифференциальная защита. Принцип действия защит основан на сравнении величин и фаз токов в начале и конце защищаемого элемента.

В качестве основной защиты трансформаторов от всех видов к.з. внутри бака и на его выводах применяется продольная дифференциальная защита. Трансформаторы тока устанавливаются с обеих сторон трансформатора: зона действия охватывает весь трансформатор и его выводы. Дифзащита действует на отключение трансформатора со всех сторон без выдержки времени.

Дифференциальная защита шин основывается на том же принципе, что и рассмотренная ранее дифзащита трансформатора. Защита обеспечивает селективность, быстродействие и высокую чувствительность.

Высокочастотная дифференциально-фазная защита ЛЭП

Защита основана на сравнении фаз тока по концам защищаемой линии. Считая положительными токи, направленные из шин в линию. При внешних КЗ, токи по концам защищаемой линии имеют различные знаки и, следовательно, их можно считать сдвинутыми по фазе на 180°. В случае КЗ на защищаемой линии токи на её концах имеют одинаковые знаки и их можно принять совпадающими по фазе, если учесть сдвиг векторов ЭДС по концам электропередачи и углы полных сопротивлений. По принципу своего действия защита не реагирует на нагрузку и качания, так как в этих режимах токи на обоих концах линии имеют разные знаки.

Защита от перегрузки трансформаторов

На трансформаторах, находящихся под наблюдением персонала, защита от перегрузки выполняется действующей на сигнал посредством токового реле. Токовое реле устанавливается в одной фазе, поскольку перегрузка трансформатора возникает одновременно во всех трех фазах. Чтобы избежать излишних сигналов при коротких замыканиях и кратковременных перегрузках, предусматривается реле времени, обмотки которого должны быть рассчитаны на длительное прохождение тока. Ток срабатывания выбирается из условия возврата токового реле при номинальном токе трансформатора. Время действия защиты от перегрузки выбирается на ступень больше времени максимальной защиты трансформатора:

На подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузок выполняется трехступенчатой. Первая ступень работает при малых перегрузках и действует на сигнал, передаваемый с помощью телемеханики на дежурный пункт. Вторая ступень действует при больших перегрузках, когда требуется быстрая разгрузка. Эта ступень действует на отключение части потребителей, разгружая трансформатор до допустимого значения. Вторую ступень желательно выполнять с зависимой от тока характеристикой, соответствующей перегрузочной характеристике трансформатора. Третья ступень - страховочная, она действует на отключение трансформатора, если по каким-либо причинам вторая ступень не осуществит разгрузки. На трехобмоточных трансформаторах защита от перегрузки должна устанавливаться таким образом, чтобы она, во-первых, реагировала на перегрузку любой из трех обмоток и, во-вторых, обеспечивала защиту при работе трансформатора в режиме, когда одна из обмоток отключена. Руководствуясь этими соображениями, на трехобмоточных трансформаторах с одинаковой мощностью обмоток и односторонним питанием перегрузочную защиту устанавливают только на питающей обмотке. При неравной мощности обмоток или двусторонним и трехсторонним питанием трансформаторов защиту следует ставить на всех обмотках.

Газовая защита

а) принцип действия и устройство газового реле

Газовая защита получила широкое распространение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. Повреждения трансформатора, возникающие внутри его кожуха, сопровождаются электрической дугой или нагревом деталей, что приводит к разложению масла и изоляционных материалов и образования летучих газов. Будучи легче масла, газы поднимаются в расширитель, который является самой высокой частью трансформатора и имеет сообщение с атмосферой (Рисунок 1.1.)

При интенсивном газообразовании, имеющем место при значительных повреждениях, бурно расширяющиеся газы создают сильное давление, под влиянием которого масло в кожухе трансформатора приходит в движение, перемещаясь в сторону расширителя.

Таким образом, образование газов в кожухе трансформатора и движение масла в сторону расширителя могут служить признаком повреждения внутри трансформатора. Эти признаки используются для выполнения специальной защиты при помощи газовых реле, реагирующих на появление газа и движения масла. Газовое реле устанавливается в трубе, соединяющей кожух трансформатора с расширителем так, чтобы через него проходили газ и поток масла, устремляющиеся в расширитель при повреждениях в трансформаторе.

Конструкции газовых реле имеют три разновидности, различающиеся принципом исполнения реагирующих элементов. Первоначально применялись реле с реагирующим элементом в виде поплавка, затем появились реле, у которых реагирующим элементом служит лопасть, в последнее время применяются реле с реагирующим элементом имеющим вид чашки.

Рисунок 1.1 - Установка газового реле на трансформаторе:

-ввод высокого напряжения; 2-ввод низкого напряжения;3-бак трансформатора; 4-бак расширитель; 5-место установки газового реле. б) требования к монтажу защиты.

На трансформаторах, снабжённых газовым реле, бак трансформатора должен устанавливаться наклонно, так, чтобы край трансформатора, связанный с расширителем, и сама труба к расширителю имели подъём на 1,6-2%. Этим обеспечивается беспрепятственный проход газов в расширитель при повреждениях и предотвращается возможность скопления пузырьков воздуха под крышкой кожуха трансформатора, которое может повлечь за собой ложное действие защиты.

На открытых подстанциях следует обеспечить надёжную защиту выводов на крышке газовых реле от попадания на них влаги.

в) оценка газовой защиты.

Основными достоинствами газовой защиты являются: простота её устройства, высокая чувствительность, малое время действия при значительных повреждениях, действие на сигнал или отключение в зависимости от размеров повреждения.

Газовая защита является наиболее чувствительной защитой трансформатора от повреждений его обмоток и особенно при витковых замыканиях, на которые дифференциальная защита реагирует только при замыканиях большого числа витков, а максимальная защита и отсечка не реагируют совсем. В настоящее время все трансформаторы мощностью 1000 кВ×А и выше поставляются с газовой защитой.

После ремонта трансформатора, доливки масла, а также при включении в работу нового трансформатора газовая защита должна включатся (2-3 дня) только на сигнал. В противном случае выделяющийся из масла воздух может вызвать ложное отключение трансформатора.

Газовая защита - единственная защита, реагирующая на утечку масла из бака трансформатора. При утечке масла опускается нижний поплавок, защита срабатывает и отключает трансформатор от сети. Газовая защита не действует при к.з. на выводах трансформатора, поэтому она дополняется дифференциальной защитой.

2 ОПИСАНИЕ ЗАЩИТ И АВТОМАТИКИ УСТАНОВЛЕННЫХ НА ПОДСТАНЦИИ «МОНАСТЫРСКАЯ»

.1 Защита и автоматика присоединений 110 кВ

Для защиты ВЛ 110 кВ Росляковская - Монастырская и Правобережная-2 -Монастырская, используются шкаф защит ШЭЛС 0113 производства ООО “АББ-Автоматизация” и панель защиты линии ПДЭ2802 производства ОАО “ЧЭАЗ”.

В качестве основной быстродействующей ВЧ защиты линий используется панель ПДЭ2802. Защита действует при всех видах коротких замыканий: при несимметричных КЗ - как направленная фильтровая ВЧ защита, при трехфазных КЗ - как направленная дистанционная защита с блокировкой при качаниях.

Резервная защита линий выполняется с помощью терминала REL511 производства ООО “АББ-Автоматизация”, установленного в шкафу ШЭЛС 0113.

Терминал REL511 выполняет функции защит:

токовая отсечка;

четырехступенчатая дистанционная защита;

четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности токовая отсечка;

Кроме того, на втором терминале защиты выполнена логика управлением выключателя, с функциями:

двойного АПВ с контролем синхронизма;

УРОВ;

включение и отключение выключателя 110 кВ через АСУ или через ключ управления;

контроль цепей включения и отключения.

Основная и резервная защиты подключаются к различным ТТ для обеспечения резервирования при отказе одного из терминалов или разрыв токовых цепей защиты. Токовые цепи основной защиты имеют возможность переключения на обходной, при этом с помощью переключателя переключаются и входные, и выходные цепи на обходной.

Функции измерения и регистрации REL511:

измерение напряжений (линейных, фазных, нулевой последовательности);

измерение тока (фазных и нулевой последовательности);

измерение мощности (активной, реактивной);

осциллографирование;

регистрация событий.

Терминал REL511 реализует управление выключателем через катушку включения и две катушки отключения. Питание терминала, соленоида включения и первого соленоида отключения, второго соленоида отключения осуществляется через различные автоматы постоянного оперативного тока. Автоматы установлены в шкафу защиты. Предусмотрено 2 различных пути прокладки кабелей от терминалов защит до шкафов управления выключателями.

2.2 Защита и автоматика трансформаторов мощностью 40 МВА

Для защиты трансформаторов напряжением 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА предусматривается шкаф цифровых защит типа ШЭЗТ 2221.

Шкаф типа ШЭЗТ 2221 выполнен с использованием терминалов типа RET 521, SPAC 810, SPAU 341С.

В терминалах шкафа ШЭЗТ 2221 реализуются следующие функции:

дифференциальная защита трансформатора с торможением (с действием на отключение);

дифференциальная токовая отсечка трансформатора без торможения (для быстрого отключения при больших кратностях дифференциального тока);

две максимальных токовых защиты стороны 110 кВ. Одна реализована в терминале типа RET 521, вторая в терминале типа SPAC 810 (с действием на отключение);

максимальная токовая защита от перегрузки (с действием на сигнал);

пуск системы охлаждения по току;

контроль тока стороны 110 кВ для защиты от дуговых замыканий;

реализация входов сигналов газовой защиты трансформатора (с действием на отключение и на сигнал);

реализация входов сигналов газовой защиты устройства РПН (с действием на отключение);

реализация входов технологических сигналов трансформатора от датчиков температуры, уровня масла трансформатора;

прием сигналов отключения от ЗДЗ;

устройство резервирования отказа выключателя трансформатора со стороны 110 кВ (УРОВ), действует на останов ВЧ передатчика ;

автоматика и управление выключателем 110 кВ.

Дифференциальная защита трансформатора, газовая защита трансформатора и газовая защита РПН предусматриваются в качестве основных защит трансформатора, максимальная токовая защита на стороне 110 кВ - в качестве резервной, при переключении трансформатора на обходной выключатель, резервная защита осуществляется функциями терминала REL511, установленного в шкафу защиты обходного выключателя ШЭЛС 0113.

2.3 Защита шин 110 и 35 кВ

На ПС 110/35/6 кВ «Монастырская» предусматриваются дифференциальная защита шин 110 и 35 кВ, выполненные с использованием цифровых терминалов типа RED521. Защита шин 110 кВ выполнена с использованием типового шкафа защиты шин ШЭЗШ1222, в котором установлено три терминала защиты шин RED521, по одному на фазу. Для защиты шин 35 кВ устанавливается шкаф защит, включающий два терминала защиты шин RED521 на фазу A и на фазу С; в фазе B установка терминала не предусмотрена, т.к. однофазный ток короткого замыкания мал, а двухфазное короткое замыкание в любом случае вызовет увеличение тока в одной из защищаемых фаз. Терминалы имеют по две зоны защиты, которые пересекаются секционным выключателем.

Гибкая и настраиваемая логика терминала RED521 позволяет без переключения токовых цепей переводить нагрузку с одной секции шин 110 кВ на другую.

Терминалы RED521 имеют высокое быстродействие (до 10 мс), достаточную точность измерения и обеспечивают функцию обнаружения разрыва цепей между трансформаторами тока и терминалом.

2.4 Защита и автоматика присоединений 35 и 6 кВ

Защита, автоматика и управление присоединений 35 кВ подстанции, за исключением ВЛ 35 кВ, выполнены с применением устройств серии SPAC 810.

Защиты ВЛ 35 кВ выполнены на терминалах REL 501.

Устройство защиты ТН 6 кВ SPAC 810Н располагается в ячейке ТН К-59, защиты ТН 35 кВ установлено в ОПУ.

В SPAC810Н реализуется защита от пониженного напряжения, защита на появление 3U0 действующая на отключение вводного выключателя, а также контроль исправности ТН. Также в SPAC810Н встроена функция АЧР (4 ступени, 2 используются).

Для защиты и автоматики линий 35 кВ и ввода 6 кВ предусматривается использование комплектных устройств типа REL 501 и SPAC 810-В соответственно.

В SPAC 810-В реализуются функции защиты:

трехступенчатая ненаправленная защита от междуфазных КЗ (МТЗ) с пуском по напряжению;

токовая отсечка.

В REL 501 реализуются функции защиты:

двухступенчатая направленная защита от междуфазных КЗ (МТЗ);

токовая отсечка.

Функции управления SPAC 810-В (REL 501):

оперативное включение и отключение выключателя;

двукратное АПВ;

отключение от АЧР с последующим АПВ(только для SPAC810);

автоматическое ускорение второй ступени МТЗ при включении (только для SPAC810);

устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ);

блокировка действия защиты шин (защиты ввода) при пуске МТЗ (только для стороны 35 кВ).

Функции измерения и регистрации SPAC 810В (REL 501):

измерение тока (фазных и нулевой последовательности);

измерение мощности (активной и реактивной);

измерение коэффициента мощности;

осциллографирование;

регистрация событий;

определение места повреждения.

Для защиты секционного выключателя 35 кВ предусматривается комплектные устройства SPAC 810-С.

Функции управления SPAC 810-С:

оперативное включение и отключение выключателя;

автоматический ввод резерва;

автоматическое ускорение второй ступени МТЗ при включении;

устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ);

логическая защита шин с блокировкой от пусковых органов МТЗ линий.

Для защиты вводов 35 кВ трансформаторов предусматриваются защиты с использованием комплектного устройства SPAC 810-В.

В SPAC 810-В реализуется ненаправленная защита от междуфазных КЗ (МТЗ) с пуском по напряжению и токовая отсечка.

Функции управления:

оперативное включение и отключение выключателя;

автоматическое повторное включение (АПВ);

отключение от внешних устройств (защита трансформатора, защита от потери питания) с пуском АВР;

автоматическое ускорение второй ступени МТЗ при включении;

устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ).

АПВ ввода 35 кВ осуществляется при работе МТЗ или логической защиты шин. При отказе выключателя линий 35 кВ в REL 501 работает функция УРОВ и действует на отключение ввода или секционного выключателя. УРОВ секционного выключателя 35 кВ в SPAC 810-С действует на отключение вводов 35 кВ трансформатора, УРОВ ввода 35 (6) кВ - через ДЗТ 110 кВ (RET521) на отключение трансформатора.

Также предусмотрена защита минимального напряжения и защита трансформатора напряжения на устройстве SPAC810Н

В шкафах присоединений 6 кВ предусматривается защита от дуговых замыканий (ЗДЗ) на фототиристорах.

На трансформаторах собственных нужд мощностью 630 кВА предусматривается защита от замыканий на землю в сети 0,4 кВ, которая действует на отключение автомата 0,4 кВ, и защита на предохранителе, в качестве резервной, на стороне 6 кВ.

2.5 Автоматика, управление, измерения, сигнализация , учёт электроэнергии и регистрация аварийных режимов

Управление выключателями 110, 35 кВ и выключателями вводов и КРУН - 6 кВ осуществляется с панелей управления, расположенных в контуре управления ОПУ, и посредством АСУТП.

Управление главными ножами разъединителей 110 кВ с двигательными приводами типа МТ50 осуществляется постами управления, установленными в ящиках зажимов ЯЗ-60М (для разъединителей с трехфазным приводом) или из шкафов ШУР-2 (для разъединителей с пофазным приводом), и посредством АСУТП.

Управление заземляющими ножами разъединителей 110 кВ - ручное из шкафов приводов разъединителей типа НА31-80.

Управление разъединителями 35 кВ - ручное из шкафов приводов разъединителей.

Питание цепей оперативного тока осуществляется постоянным током 220В от аккумуляторной батареи АБ.

Измерение напряжения выполнено на шинах 110, 35 кВ и на стороне 6 кВ силового трансформатора (трансформатор напряжения установлен в шкафу К-59 КРУН 6 кВ), а также на шинах 0,4 кВ с.н. На шинах 110 кВ предусматриваются регистрирующие вольтметры.

В одной из фаз всех присоединений 110, 35 кВ, 6 кВ, а также на вводах ТСН предусмотрено измерение тока.

Для коммерческого учета активной и реактивной энергии на линиях 110 кВ и обходном выключателе 110 кВ предусмотрена установка счетчиков типа "АЛЬФА +" с цифровым интерфейсом RS 485. На линиях 35 кВ, силовых трансформаторах со стороны 110, 35 кВ, на стороне 0,4 кВ ТСН, в шкафах вводов КРУН 6 кВ предусмотрена установка счетчиков типа "АЛЬФА +" с цифровым интерфейсом RS 485 для технического учета.

На линиях 110, 35 кВ, обходном выключателе, трансформаторах со стороны 35 кВ предусмотрено измерение активной и реактивной мощности.

На подстанции предусмотрен следующий объем автоматики:

релейная защита и противоаварийная автоматика;

регулирование коэффициентов трансформации трансформаторов под нагрузкой;

АВР на шинах 35 кВ;

автоматика обогрева шкафов наружной установки и приводов выключателей 110 и 35 кВ. Управление обогревом осуществляется автоматически путем подачи сигналов по факту снижения температуры окружающего воздуха параллельно цепям ручного управления из шкафов с.н.

При возникновении пожарной опасности (срабатывании прибора пожарной сигнализации) предусмотрено автоматическое отключение систем вентиляции, электроотопления и сплит - систем ОПУ.

Измерительный комплекс средств учета электроэнергии представляет собой совокупность устройств одного присоединения, предназначенных для измерения и учета электроэнергии (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики электрической энергии, датчики импульсов, сумматоры и их линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме.

Данные, предоставляемые системой сбора информации АСКУЭ для расчетного учета электроэнергии, подлежат Государственному метрологическому контролю и надзору. Достоверность предоставляемых данных должна обеспечиваться соответствием средств измерений требованиям Госстандарта, то есть применением:

серийно выпускаемых измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, поставляемых с метрологическими характеристиками в соответствии с ГОСТ 7746-89Е и ГОСТ 1983-89Е;

счетчиков и УСПД, имеющих сертификат об утверждении типа средств измерений.

Классы точности трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и электросчетчиков установлены "Правилами устройства электроустановок", "Типовыми техническими требованиями к средствам автоматизации контроля и учета электроэнергии и мощности" для АСКУЭ энергосистем", утвержденным РАО "ЕЭС России", и рекомендациями РД 153-34.0-11.209-99 и должны быть:

для трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков не хуже 0,5;

для расчетных счетчиков не хуже 0,5.

На ПС Монастырская в качестве осциллографа аварийных процессов предусматривается установка двух цифровых осциллографов АУРА - 128, по одному на каждую систему шин 110 кВ. В осциллограф вводятся следующие аналоговые величины:

фазные напряжения и напряжение 3U0 стороны 110 кВ в количестве 9 шт;

токи стороны 110 кВ в количестве 36 шт;

ток нулевого вывода 110 кВ силовых трансформаторов в количестве 2 шт;

фазные напряжения и напряжение 3U0 стороны 35 кВ в количестве 8 шт;

токи стороны 35 кВ в количестве 28 шт;

фазные напряжения и напряжение 3U0 стороны 6 кВ в количестве 8 шт;

токи стороны 6 кВ в количестве 6 шт;

фазные напряжения 0,4 кВ в количестве 6 шт;

токи вводов стороны 0,4 кВ в количестве 6 шт;

напряжение постоянного оперативного тока 2 шт.

Также в регистратор вводятся положения всех выключателей 110, 35, 6 кВ и положение секционного и вводных выключателей 0.4 кВ, общее количество 29 шт. Помимо положения всех выключателей в регистратор заводятся контакты цифровых защит подстанции. Т. к. цифровые защиты имеют собственный внутренний осциллограф, то контактов под внешний осциллограф не предусмотрено. В связи с этим необходимо переконфигурировать отдельные свободные контакты под осциллограф, в большинстве случаев были взяты по 2 контакта. Эти контакты были переконфигурированы на факт срабатывания защиты и отказ защиты.

3 ШКАФЫ ЗАЩИТ И УПРАВЛЕНИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕМ ДЛЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ 110(220) кВ ТИПА ШЭЛС 0113

.1 Назначение

Шкафы типа ШЭЛС 0113 (далее шкафы) предназначены для выполнения дистанционной и токовой защит и управления выключателем линий напряжением 110(220) кВ.

В зависимости от исполнений шкафы могут содержать один или два комплекта.

Шкафы выполняются из следующих комплектов защит:

Комплект защит линии с логикой связи (разрешающие сигналы);

Комплект защит линии с логикой связи (блокирующий сигнал);

Комплект защит линии, автоматики и управления выключателем типа LTB-145 (ВМТ-110);

Комплект защит линии, автоматики и управления выключателем типа ВМТ-220.

3.2 Основные технические характеристики

Основные технические характеристики шкафов приведены в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1 - Технические характеристики шкафов

Параметр	Нормируемое значение
Номинальное напряжение переменного тока, UN	100 В
Номинальная частота переменного тока, fN	50 Гц
Исполнение по номинальному току, IN	1 или 5 А (определяется заказной спецификацией)
Напряжение оперативного постоянного тока, Uпит	110 или 220 В (определяется заказной спецификацией)
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150	УХЛ4

Характеристики электрической изоляции шкафов.

Показатели прочности и сопротивления изоляции в соответствии с ГОСТ Р 50514-93 (МЭК 60255-5) приведены в таблице 3.2.2.

Таблица 3.2.2 - Показатели прочности и сопротивления изоляции

Параметр	Нормируемое значение
Диэлектрическая прочность	2,0 кВ переменного тока, 1 мин
Сопротивление изоляции	Не менее 10 МОм при 500 В постоянного тока
Ток утечки в холодном состоянии	Не более 10 мА
Импульсная прочность изоляции	5 кВ; 1,2/50 мкс; 0,5 Дж

Устройства шкафов не должны ложно срабатывать при снятии и подаче постоянного оперативного тока, а также при однократных перерывах питания с последующим его восстановлением.

Время готовности терминалов после подачи напряжения оперативного питания не превышает 100 с.

Устройства шкафов сохраняют работоспособность при перерывах питания оперативным постоянным током на время до 0,4 с.

3.3 Конструкция и принцип действия

Шкафы представляют собой металлоконструкцию с размещенными на ней элементами схемы. Шкафы предназначены для двухстороннего обслуживания. На передней двери шкафов расположены аппараты оперативного управления и сигнальные элементы. Терминалы расположены на плите за передней дверью. Для контроля состояния сигнальных элементов терминалов на передней двери шкафов предусмотрено окно. С задней стороны шкафов расположены ряды зажимов, доступ к которым возможен при открытой задней двери. Ряды зажимов выполнены индивидуально для каждого комплекта и располагаются на левой или правой боковинах.

Металлоконструкция шкафов должна быть надежно заземлена. Внутри шкафов предусмотрена заземляющая пластина, к которой крепится шлейф заземления длиной 250-300 мм.

Свободный конец шлейфа должен быть присоединен к контуру заземления объекта с помощью винта.

Подвод кабелей предусмотрен снизу через отверстия в днище шкафов. Присоединение шкафов к внешним цепям осуществляется на рядах зажимов, которые устанавливаются вертикально и расположены с задней стороны шкафов. Для шкафов, состоящих из одного комплекта защит, ряды зажимов располагаются на левой боковине. Для шкафов, состоящих из двух комплектов защит, ряды зажимов располагаются на обеих боковинах. Ряды контактных наборных зажимов предназначены для присоединения одного или двух медных проводников с суммарным сечением до 6 мм2 включительно с помощью винта М4. Контактные соединения шкафов соответствуют 2 классу по ГОСТ 10434. Ряды зажимов шкафов выполнены с учетом требований «Правил устройства электроустановок», раздел III-4-15.

В зависимости от исполнения шкафы состоят из одного или двух комплектов. Каждый комплект выполнен с использованием микропроцессорного устройства автоматики и управления (терминала) типа REL 511RU1. Комплекты имеют возможность независимого обслуживания.

Комплект защит линии с логикой связи (разрешающие сигналы) и комплект защит линии с логикой связи (блокирующие сигналы) выполняют следующие функции.

- Дистанционная защита (ДЗ). Для целей защиты используются три зоны ДЗ.

Предусмотрены блокировка при неисправностях цепей переменного напряжения и блокировка при качаниях. Срабатывание ДЗ разрешается, если годограф Z находится в зоне срабатывания функции общего критерия повреждения.

Четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности (ТЗНП).

Логика связи для ДЗ и ТЗНП с использованием разрешающих или блокирующего сигналов.

Оперативное и автоматическое ускорение ДЗ и ТЗНП.

Максимальная токовая отсечка (МТО) от близких междуфазных замыканий.

Устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ).

- Регистратор анормальных режимов (аварийный осциллограф) и регистратор событий.

Определитель места повреждения (ОМП).

В дополнение к перечисленным, комплект защит линии, автоматики и управления выключателем типа LTB-145 (ВМТ-110) и комплект защит линии:

Логика связи (разрешающие сигналы).

Автоматическое повторное включение (АПВ) линии и АПВ шин.

Контроль синхронизма, контроль отсутствия напряжения на линии и/или на шине.

Управление выключателем.

4 ТЕРМИНАЛ ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ (REL 511)

.1 Краткая характеристика

• Функциональные возможности дистанционной защиты:

одновременное измерение различных полных сопротивлений фаза-фаза и фаза-земля в цифровых органах измерения, отдельно для каждого типа повреждения и каждой дистанционной зоны для быстрого и надежного обнаружения повреждения;

пять зон защиты с полностью независимыми уставками;

отдельные и независимые органы измерения полного сопротивления для общего критерия повреждения с улучшенными характеристиками и логикой предпочтения фазы;

логика схемы связи с логикой, учитывающей реверс тока и конца со слабым питанием;

обнаружение качаний мощности;

• Дополнительные функциональные возможности, такие как:

Функция МТЗ, тока и напряжения нулевой последовательности;

УРОВ;

Обнаружение неисправности цепей переменного напряжения и контроль цепей трансформатора тока;

Быстрая передача дискретных сигналов между ячейками;

Однофазное или многофазное отключение;

• Управление

Команды управления;

АПВ и контроль синхронизма с фазированием и контролем подачи напряжения;

• Мониторинг

Регистратор событий;

Регистратор анормальных режимов;

Регистратор повреждений;

Регистратор значений срабатывания;

Индикация о состоянии всех входных и внутренних дискретных сигналов;

Представление измеренных средних значений тока, напряжения, активной мощности, реактивной мощности и частоты линии с точностью до 0.25%;

• Выполнение измерений

Логика счетчика импульсов;

• Варианты передачи данных на удаленный конец линии

Мультиплексный, выделенный волоконный и гальванический канал;

Позволяет передавать дискретные сигналы на удаленный конец линии;

Контроль цепей связи;

• Последовательная связь

SPA или IEC 870-5-103 порт (мониторинг);

Порт LON (управление);

• Расширенные возможности конфигурации путем использования внутренних логических элементов, таймеров и конфигурируемых пользователем присоединений между различными функциями, дискретными входами и выходами;

• Несколько входных/выходных модулей, включая мА входной модуль измерения (для преобразователей);

• Расширенный инструментарий программного обеспечения для мониторинга, оценки и конфигурации пользователя терминала;

• Гибкое программное и аппаратное обеспечение;

• Выбранная конструкция процессора обеспечивает готовность, а также отличные возможности комбинирования различных функций без увеличения времени срабатывания;

• Цифровая фильтрация и технология измерения, обеспечивающая эффективность в условиях переходного процесса;

• Всесторонний местный интерфейс человек-машина (ИЧМ) на передней панели;

• Различные варианты выбора языка на местном ИЧМ;

• Расширенный самоконтроль с диагностикой повреждения.

5 ТЕРМИНАЛ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (REL 501)

5.1 Особенности

•Открытая структура, расширенные возможности конфигурирования и улучшенное аппаратное обеспечение. Терминал спроектирован с учетом специфических требований российских пользователей.

• Терминал защиты линий электропередачи включает:

Дистанционную защиту от междуфазных замыканий с общим критерием повреждения и пятью независимыми ступенями для отключения многофазных замыканий;

Чувствительную защиту от замыканий на землю;

Расширенную библиотеку базовых функций защиты, автоматики, блокировок и конфигурируемых логических схем.

• Четыре группы уставок для всех функций защиты и автоматики.

• Наличие блока сигнализации, включающего 18 программируемых светодиодов.

• Наличие регистратора анормальных режимов, обеспечивающего исчерпывающий отчет об анормальных режимах:

память на 10 осциллограмм;

емкость памяти - 60 секунд.

• Наличие функции определения места повреждения.

• Набор функций управления.

• Возможность использования нескольких протоколов связи (одновременно можно использовать три порта связи).

• Улучшенный самоконтроль и регистратор событий.

• Синхронизация времени с точностью 1 мс.

• Мощное специализированное программное обеспечение для контроля, мониторинга и конфигурирования пользователем.

5.2 Применение

Основное назначение терминала - защита, управление и мониторинг кабельных и воздушных линий электропередачи с изолированной или компенсированной нейтралью. Логика защиты предусматривает трехфазное отключение.

Терминал может использоваться также в качестве резервной защиты силовых трансформаторов, шин и т.д. Широкие возможности и гибкость в применении терминала позволяют использовать его как для новых, так и для реконструируемых объектов.

.3 Конструкция

Тщательно отлаженное программное обеспечение, удовлетворяющее жестким требованиям АВВ в сфере проектирования, совместно с исчерпывающей функцией самоконтроля обеспечивает высокую надежность терминала в целом.

Терминал защищен стальным сварным корпусом, что наряду со специальными мерами, принятыми при проектировании, позволяет обеспечить высокие требования по электромагнитной совместимости.

Большая библиотека функций и гибкая аппаратная конструкция позволяют учесть специфические требования пользователя.

Последовательная связь с терминалом осуществляется через оптические порты связи, которые не восприимчивы к помехам во вторичных цепях.

6 ШКАФЫ ЗАЩИТЫ ШИН НАПРЯЖЕНИЕМ 110(220) кВ ТИПА ШЭЗШ 1222

.1 Назначение

Шкафы типа ШЭЗШ 12ХХ (далее шкафы) предназначены для защиты ошиновок и сборных шин, выполненных в виде одиночной системы шин, одиночной секционированной системы шин, а также двойной системы шин, двойной системы шин с обходной напряжением 110 (220) кВ.

В зависимости от исполнений шкафы выполняются из одного или двух комплектов защиты шин (секции или ошиновки) или одного комплекта защиты шин и комплекта устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ).

Шкафы могут быть использованы в качестве устройства нижнего уровня АСУ ТП электростанции или подстанции.

6.2 Основные технические характеристики

Основные технические характеристики шкафов приведены в таблице 6.2.1.

Таблица 6.2.1 - Технические характеристики шкафов

Параметр	Нормируемое значение
Номинальное напряжение переменного тока, UN	100 В
Номинальная частота переменного тока, fN	50 Гц
Исполнение по номинальному току, IN	1 или 5 А (определяется заказной спецификацией)
Напряжение оперативного постоянного тока, Uпит	110 или 220 В (определяется заказной спецификацией)
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150	УХЛ4

Характеристики электрической изоляции шкафов.

Показатели прочности и сопротивления изоляции в соответствии с ГОСТ Р 50514-93

(МЭК 60255-5) приведены в таблице 6.2.2.

Таблица 6.2.2 - Показатели прочности и сопротивления изоляции

Параметр	Нормируемое значение
Диэлектрическая прочность	2,0 кВ переменного тока, 1 мин
Сопротивление изоляции	Не менее 10 МОм при 500 В постоянного тока
Ток утечки в холодном состоянии	Не более 10 мА
Импульсная прочность изоляции	5 кВ; 1,2/50 мкс; 0,5 Дж

Устройства шкафов не срабатывают ложно при снятии и подаче постоянного оперативного тока, а также при однократных перерывах питания с последующим его восстановлением.

Время готовности терминалов после подачи напряжения оперативного питания не превышает 100 с.

Устройства шкафов сохраняют работоспособность при перерывах питания на время не более 0,4 с.

6.3 Конструкция и принцип действия

Свободный конец шлейфа должен быть присоединен к контуру заземления объекта с помощью винта .

Комплекты защиты шин изготовляются с использованием микропроцессорных устройств защиты и управления (терминалов) типа RED 521 RU.

Шкафы выполняют следующие функции:

Дифференциальная защита шин с торможением и отстройкой от насыщения ТТ. Предусмотрена блокировка при обрыве цепей переменного тока. Конфигурация шин и число присоединений определяется типоисполнением шкафов.

Прием сигналов отключения шин от устройств резервирования при отказе выключателя (УРОВ) присоединений.

7 ЦИФРОВОЙ ТЕРМИНАЛ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ (RED 521)

.1 Общее

521 представляет собой защитное устройство, обеспечивающее защиту шин при коротких замыканиях и замыканиях на землю. На первых этапах развития энергетики не было никакого специального устройства защиты шин. Защиты удаленного (противоположного) конца линии использовались в качестве основной защиты при повреждениях на шинах.

При увеличенной мощности короткого замыкания в сетях возникает необходимость установки специальных дифференциальных реле для защиты шин с тем, чтобы ограничить повреждение, вызываемое первичными токами повреждения. Кроме того, эта мера также вызвана необходимостью обеспечения стабильности, поскольку замедленное отключение при повреждениях на шине может привести к нарушению устойчивости энергосистемы, выпадению из синхронизма соседних генераторов, а также к полному развалу системы.

.2 Требования

Для защиты шин чрезвычайно важно обеспечить надежность несрабатывания, поскольку излишнее срабатывание может привести к серьезным последствиям. Излишнее срабатывание реле дифференциальной защиты шин приведет к отключению всех элементов энергосистемы, подключенных к шине. С другой стороны, реле также должно быть надежным. Отказ от срабатывания или медленное действие дифференциального реле в случае реального внутреннего повреждения может иметь неотвратимые последствия. Вот неполный перечень таких последствий: травматизм, полное отключение энергосистемы, нарушение устойчивости или значительное повреждение соседнего с подстанцией оборудования, а также соседних генераторов.

Поэтому защиты шин должна удовлетворять следующим требованиям:

) Защита должна быть абсолютно устойчивой во время внешних повреждений. Внешние повреждения встречаются гораздо чаще внутренних повреждений. Величина токов внешних повреждений может быть определена максимальной мощностью КЗ. Сильное насыщение ТТ вследствие высоких постоянных времени в составляющих тока и/или остаточной намагниченности при внешних повреждениях не должны привести к неправильному действию дифференциальной защиты шин.

Надежность несрабатывания при внешних повреждениях должна быть чрезвычайно устойчивой вследствие сильного влияния на всю работу сети.

) Защита должна иметь как можно меньшее время срабатывания для минимизации повреждения, минимизации опасности и вероятного травматизма людей, работающих на подстанции в момент внутреннего повреждения, а также для обеспечения устойчивости системы.

) Защита должна обнаруживать внутренние повреждения и надежно срабатывать при внутренних повреждениях даже при сильном насыщении ТТ. Кроме того, защита должна быть достаточно чувствительной для работы даже при минимальных токах повреждения, которые иногда могут быть ниже максимальных токов нагрузки.

) Защита должна быть селективной, т.е. в состоянии обнаруживать повреждения и отключать только поврежденную часть системы шин.

) Защита не должна ложно срабатывать из-за неисправности блок-контактов, вероятных ошибок персонала, повреждений во вторичных цепях и т.д.

7.3 Дифференциальная защита шин

Базовой концепцией для любого дифференциального реле является сумма всех токов, которые притекают в зону защиты и вытекают из нее, и которая должна быть равна нулю. Если это условие не выполняется, то это соответствует внутреннему повреждению. Это практически прямое использование хорошо известного «первого закона Кирхгофа». Однако дифференциальные реле защиты шин измеряют не первичные токи в высоковольтных проводниках, а вторичные токи трансформаторов тока с магнитным сердечником, которые установлены во всех высоковольтных ячейках, подключенных к шинам. Поэтому дифференциальное реле защиты шин является уникальным с той точки зрения, что в одной и той же зоне дифференциальной защиты используются ТТ зачастую с очень разными коэффициентами трансформации и классами точности. Поскольку трансформаторы тока с магнитным сердечником являются нелинейными измерительными преобразователями, то при больших токах в первичных цепях ТТ отдельные вторичные токи ТТ могут значительно отличаться от исходных первичных токов. Это происходит по причине насыщения ТТ, явления, хорошо известного инженерам-релейщикам. Во время насыщения любого из подключенных к дифференциальному реле трансформаторов тока сумма всех вторичных токов ТТ не будет равна нулю, и реле будет измерять ложный дифференциальный ток (небаланс). Это явление является преобладающим для выполнения дифференциальной защиты шин, поскольку оно может привести к ложному срабатыванию дифференциального реле.

Важным фактором для цифрового дифференциального реле является время, которое имеется в распоряжении реле для выполнение измерений перед насыщением ТТ, что позволит реле ввести необходимые поправки. Практически это означает, что реле должно выполнить измерение и принять решение в течение короткого периода времени, в течение каждого цикла энергосистемы, когда ТТ не насыщаются. Из практического опыта, полученного в ходе проверки сильного тока, это время, даже при чрезвычайно большом насыщении ТТ, для применяемых ТТ составляет около 2 миллисекунд. Исходя из этого было решено принять это время в качестве расчетного критерия в терминале RED 521, для минимального допустимого времени перед насыщением магнитного сердечника ТТ. Таким образом, требования к ТТ для RED 521 сохраняются минимальными.

Однако, если необходимые приведенные требования применять для каждого отдельного входа ТТ, подключенного к дифференциальному реле, алгоритм реле будет довольно сложным. Поэтому было решено применить опыт АББ и использовать только следующие три величины:

. входной ток (т.е. сумма всех токов, входящих в зону защиты);

. отходящий ток (т.е. сумма всех токов, выходящих из зоны защиты);

. дифференциальный ток (т.е. сумма всех токов, подаваемых в зону.

защиты) как входы, используемые в дифференциальном алгоритме цифрового реле.

Три перечисленные выше величины могут быть вычислены цифровым способом из необработанных выборочных значений (т.е. 20 раз в каждом цикле энергосистемы в RED 521) от всех аналоговых входов ТТ, подключенных в дифференциальную зону. При этом эти значения имеют очень большой физический смысл, который четко описывает состояние зоны защиты во время всех режимов работы.

.4 Дифференциальная функция защиты

Дифференциальная функция защиты в терминале RED 521 предназначена для селективной, надежной и быстрой защиты шин, генераторов, автотрансформаторов и т.д. Функция применяется для защиты установок среднего напряжения (СН), высокого напряжения (ВН) и сверхвысокого напряжения (СВН) при частоте энергосистемы 50 и 60 Гц. Данная функция может обнаруживать все типы внутренних междуфазных повреждений и повреждений фаза-земля в эффективно заземленных сетях или сетях с нейтралью, заземленной через низкое полное сопротивление, а также все внутренние междуфазные повреждения в изолированных или заземленных через высокое полное сопротивление сетях.

Входные величины

Шесть входных величин, входящих в общую дифференциальную функцию, это:

• id -мгновенный дифференциальный ток;

• iin - мгновенный ток, поступающий в зону защиты;

• iout -мгновенный ток, выходящий из зоны защиты;

• Id - среднеквадратическое значение дифференциального тока;

• Iin - среднеквадратическое значение входящего тока;

• Iout - среднеквадратическое значение исходящего тока.

Необходимо отметить, что дифференциальной функции не известно число подключенных входов ТТ в терминале RED 521.

Насыщение ТТ

Дифференциальные реле не измеряют непосредственно первичные токи, а измеряют вторичные токи в трансформаторах тока с магнитным сердечником, которые установлены в высоковольтных ячейках. Поскольку трансформатор тока является нелинейным измерительным устройством в условиях больших токов к.з. в первичной энергетической сети ТТ, вторичный ток ТТ может сильно отличаться от исходного первичного тока. Причиной этому является насыщение ТТ, явление, хорошо известное инженерам-релейщикам. Данное явление особенно важно учитывать при применении дифференциальной защиты шин, поскольку имеется вероятность ложного срабатывания реле.

Имеется еще одна сложность, связанная с большим количеством высоковольтных ТТ , которые могут соединяться с дифференциальным реле. Если необходимо проверить насыщение ТТ и предпринять необходимые меры в отношении каждого высоковольтного ТТ, включенному в зону защиты по принципу «один за другим», алгоритм дифференциальное реле будет медленным и довольно сложным. Поэтому в конструкции RED 521 используются только свойства входящего, исходящего и дифференциального токов для того, чтобы справиться с насыщением ТТ любого высоковольтного ТТ, подключенного к терминалу RED 521, как на рисунке 7.

Рисунок 7 - Логика компенсации насыщения трансформатора тока внутри терминала RED 521

Логика компенсации насыщения ТТ эффективно подавляет ложный дифференциальный ток путем анализа шести входных величин. Выход логики представляет собой измененное среднеквадратическое значение дифференциального тока Id_mod, которое имеет малое значение во время внешних повреждений, сопровождаемых насыщением ТТ или полное значение Id в случае внутреннего повреждения.

Кроме того, логика включает функцию памяти для того, чтобы справиться с полной остаточной намагниченностью ТТ в поврежденной секции воздушной линии в случае выполнения быстродействующего АПВ на устойчивое повреждение.

Критерии срабатывания

Для обеспечения надежной, но быстродействующей дифференциальной защиты в данной функции реализованы критерии многоканального отключения.

Критерии многоканального отключения следующие:

• Уровень минимального дифференциального тока (Id>Diff Oper Level);

• Критерий отключения среднеквадратического значения (Id_mod>0.53*Iin);

• Критерий мгновенного отключения на основе исключительно свойств iin, iout и id;

• Отсутствие срабатывания дискретного входа “Block”;

• Отсутствие срабатывания алгоритма анализа размыкания цепей ТТ.

Эти условия срабатывания реализуются через логический элемент И для подачи конечного сигнала отключения на контакты дискретных выходов терминала.

В целях проверки общие критерии отключения дифференциальной функции в терминале RED 521 могут быть представлены характеристикой срабатывания, как показано на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 - Общая характеристика срабатывания для дифференциальной функции в RED 521

Необходимо отметить следующее:

• На рисунке 7.1 Iin отображено среднеквадратичное значение входного тока, поступающего в зону дифференциальной защиты;

• На рисунке 7.1 Id представлено среднеквадратичное значение;

дифференциального тока зоны дифференциальной защиты;

• Кривая срабатывания дифференциальной функции зафиксирована в 0.53 в алгоритме и не может меняться.

8 ШКАФЫ ЗАЩИТ ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ 110(220) кВ ТИПА ШЭЗТ 2221

.1 Назначение

Шкафы типа ШЭЗТ 2221 (далее шкафы) предназначены для защит трехобмоточных трансформаторов или трансформаторов с расщепленной обмоткой с высшим напряжением 110 (220) кВ, управления выключателем со стороны высшего напряжения (ВН) и регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Шкафы могут быть применены для защит понижающих двухобмоточных трансформаторов, установленных на ответственных объектах.

Шкафы могут состоять из следующих комплектов:

Комплект основных защит трансформатора;

Комплект резервных защит трансформатора и управления выключателем;

Комплект РПН.

.1.3 Шкафы могут быть использованы в качестве устройств нижнего уровня АСУ ТП электростанции или подстанции.

8.2 Основные технические характеристики

Основные технические характеристики шкафов приведены в таблице 8.2.1.

Таблица 8.2.1 - Технические характеристики шкафов

Параметр	Нормируемое значение
Номинальное напряжение переменного тока, UN	100 В
Номинальная частота переменного тока, fN	50 Гц
Исполнение по номинальному току, IN	1 или 5 А (определяется заказной спецификацией)
Напряжение оперативного постоянного тока РПН, Uпит	110 или 220 В (определяется заказной спецификацией)
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150	УХЛ4

Характеристики электрической изоляции шкафов.

Показатели прочности и сопротивления изоляции в соответствии с ГОСТ Р 50514-93 (МЭК 60255-5) приведены в таблице 8.2.2.

Таблица 8.2.2 - Показатели прочности и сопротивления изоляции

Параметр	Нормируемое значение
Диэлектрическая прочность	2,0 кВ переменного тока, 1 мин
Сопротивление изоляции	Не менее 10 МОм при 500 В постоянного тока
Ток утечки в холодном состоянии	Не более 10 мА
Импульсная прочность изоляции	5 кВ; 1,2/50 мкс; 0,5 Дж

Время готовности терминалов после подачи напряжения оперативного питания не превышает 100 с.

8.3 Конструкция и принцип действия

Свободный конец шлейфа должен быть присоединен к контуру заземления объекта с помощью винта.

Комплект основных защит трансформатора изготавливается с использованием микропроцессорного устройства защиты и управления (терминала) типа RET 521-RU1. Комплект выполняет следующие функции:

Дифференциальная защита трансформатора (ДЗТ) с торможением. Торможение осуществляется от трех групп трансформаторов тока. Предусмотрены выравнивание векторных групп трансформаторов тока, отстройка от броска тока намагничивания по величине тока второй гармоники и время-импульсному принципу, а также компенсация тока нулевой последовательности;

Прием сигналов газовой защиты трансформатора, газовой защиты отсека РПН;

Максимальные токовые защиты (МТЗ) стороны ВН и на ответвлениях к секциям сторон среднего и низшего напряжений с пуском по напряжению;

Токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП). Ток 3I0 получается расчетным путем. Защита действует с первой выдержкой времени на отключение смежного трансформатора (трансформаторов) с разземлённой нейтралью, со второй выдержкой времени - на отключение секционного или шиносоединительного выключателя, с третьей выдержкой времени - на отключение трансформатора;

МТЗ от перегрузки со стороны ВН на ответвлениях к секциям сторон среднего и/или низшего напряжений;

МТЗ для пуска охлаждения на ответвлениях и секциях сторон среднего и низшего напряжений;

-Контроль тока стороны ВН для защиты от дуговых замыканий (ЗДЗ);

Прием технологических сигналов трансформатора (сигналы от датчиков температуры, уровня масла трансформатора и др.);

Комплект резервных защит трансформатора и управления выключателем изготавливается с использованием терминала типа SPAC 810-Л.

Комплект выполняет следующие функции:

МТЗ стороны ВН с пуском по напряжению;

ТЗНП. Цепи переменного тока подключаются к ТТ в нейтрали трансформатора. Защита действует с первой выдержкой времени на отключение смежного трансформатора (трансформаторов) с разземлённой нейтралью, со второй выдержкой времени - на отключение секционного или шиносоединительного выключателя, с третьей выдержкой времени - на отключение трансформатора;

Прием сигналов газовой защиты трансформатора, газовой защиты отсека РПН;

Автоматика и управление выключателем со стороны ВН;

Регистрация анормальных режимов;

Регистрация событий.

9 ТЕРМИНАЛ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА RET 521

.1 Общие положения

Терминал RET 521 является терминалом нового поколения. Он включает функциональные блоки дифференциальной защиты (DIFP), максимальной токовой защиты и ряд других. Терминал RET 521 может применяться для защиты двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов и шунтирующих реакторов. Нижняя граница номинальной мощности защищаемого трансформатора ориентировочно может быть установлена равной 25 МВА. Допускается применение терминала RET 521 для выполнения дифференциальной защиты ошиновки автотрансформаторов.

9.2 Дифференциальная защита (DIFP)

Применение

Силовой трансформатор - одно из основных звеньев энергосистемы, благодаря относительно простой конструкции это чрезвычайно надежный механизм. Однако надежность зависит от соответствующей конструкции, соблюдения правил установки, надлежащего обслуживания и защитных устройств. Соответствующая конструкция включает собственную изоляцию обмоток, пластин сердечника, элементов конструкции и т.д. Соблюдение правил установки включает предотвращение физического повреждения, а также попадания инородных предметов (например, инструментов) внутрь корпуса трансформатора. Обслуживание включает проверку температуры масла и обмоток, влажности и сопротивления изоляции масла, а также анализ химического состава газов, которые могут накапливаться над маслом.

Силовой трансформатор имеет широкий диапазон характеристик и некоторые специальные свойства, которые усложняют его защиту. Эти свойства должны быть проанализированы, перед тем как рассматривать подробно применение защиты. Выбор соответствующей защиты также обуславливается экономическими соображениями. Несмотря на то, что этот фактор не является единственным для силовых трансформаторов, его значимость определяется широким диапазоном номинальных данных силовых трансформаторов, используемых в системах передачи и распределения, который может варьироваться от нескольких кВА до нескольких сотен МВА. Трансформаторы с большими номинальными данными должны обеспечиваться наилучшей защитой, какой только возможно.

Аппаратура защиты включает ограничители перенапряжения, газовые реле и электрические реле. Газовое реле особенно важно, поскольку производит заранее обнаружение медленно развивающего повреждения, позволяя тем самым отключить и восстановить систему прежде, чем произойдет серьезное повреждение. Полная дифференциальная защита является самой главной для электрических реле. Для данной защиты нужны только токи со сторон силового трансформатора. Базовая концепция дифференциальной защиты применительно к трансформаторам заключается в том, что газовые реле будут обнаруживать все повреждения, происходящие под маслом, но возможно, что повреждение произойдет вне корпуса, например, параллельно трансформаторным вводам, и несмотря на то, что практически все подобные повреждения включают «землю», обычно большие трансформаторы обеспечивают быстродействующую дифференциальную защиту с торможением дополнительно к реле защиты от замыканий на землю. Дифференциальная защита обнаруживает короткие замыкание вне и внутри корпуса и, кроме того, ликвидирует другие тяжелые повреждения внутри корпуса быстрее, чем это делает газовое реле (обычно 25 мс по сравнению с 100 мс). С другой стороны, для небольших межвитковых повреждений, не слишком быстро развивающихся в замыкании на землю, газовое реле может являться единственной эффективной защитой.

Дифференциальная защита является главной защитой трансформаторов от повреждений в обмотках, на выводах трансформатора, а также на ошиновках. Участок цепи между измерительными трансформаторами тока на обеих (или трех) сторонах силового трансформатора является зоной защиты. Все объекты внутри зоны защиты в принципе охватываются дифференциальной защитой. Поскольку дифференциальная защита имеет строго ограниченную область действия (защита элемента сети), ее можно использовать для быстрого отключения, обеспечивая тем самым селективное отключение только неисправного трансформатора или, более точно, всех объектов, включенных в область защиты. Дифференциальная защита никогда не должна реагировать на повреждения за пределами зоны.

Краткое описание

• Быстрая и селективная защита силовых трансформаторов;

• Защита 2-обмоточных и 3-обмоточных силовых трансформаторов;

• Наличие схем с несколькими выключателями;

• 24 группы соединений для 2-обмоточных силовых трансформаторов;

• 288 групп соединений для 3-обмоточных силовых трансформаторов;

•Дифференциальная защита с торможением с хорошей чувствительностью и селективностью;

• Дифференциальная отсечка для защиты от тяжелых внутренних повреждений;

• Критерий блокировки по форме сигнала для обнаружения броска тока намагничивания;

•Критерий блокировки по второй гармонике для обнаружения броска тока намагничивания;

•Критерий по второй гармонике может работать постоянно или автоматически блокироваться после включения силовых трансформаторов и повторно запускаться, только если обнаруживается внешнее повреждение (возможность регулирования);

• Критерий по пятой гармонике, используемый непрерывно для обнаружения состояния перевозбуждения;

• Расчет дифференциального тока из токов только основной частоты;

•Мгновенный дифференциальный ток анализируется критериями по форме сигнала и гармоникам;

• Автоматическое устранение токов нулевой последовательности из дифференциальных токов (настраивается);

• Набор из 5 характеристик срабатывания с торможением;

• Каждая из 5 характеристик может смещаться по вертикали для изменения тока срабатывания;

• Относительно самый максимальный входной ток терминала является током торможения

•Возможность отслеживания положения РПН и, соответственно, учет изменения коэффициента трансформации;

• Ошибки чтения положений РПН приводят к временному снижению чувствительности дифференциальной защиты;

• Временное снижение чувствительности дифференциальной защиты при обнаружении внешнего повреждения;

• Так называемая логика с перекрестной блокировкой, используемая для разрешения на отключение фазы, а также для соответствующих сигналов блокировки отключения, может быть выведена из использования (настраивается).

Тормозные характеристики дифференциальной защиты DIFP

Тормозные характеристики дифференциальной защиты DIFP в общем виде состоят из трех участков:

· горизонтального - до тормозного тока равного 1,25 Iном;

· первого наклонного - до значения дифференциального тока 1,0 Iном;

· второго наклонного - до максимально возможного значения тормозного тока.

Рисунок 9 - Тормозные характеристики дифференциальной защиты DIFP

На наклонных участках тормозных характеристик коэффициент торможения (наклона) можно вычислять по выражению

, (1)

защита подстанция микропроцессорный напряжение

где и - приращения соответственно дифференциального и тормозного токов на границе срабатывания.

Поскольку используется торможение током какой-либо одной стороны силового трансформатора, то коэффициент торможения не должен превышать 0,5 на любом участке тормозной характеристики. Как видно на рисунке 9, имеется 5 тормозных характеристик. Параметры тормозных характеристик приведены в таблице 9.1.

Таблица 9.1 - Тормозные характеристики

Номер характеристики	Минимальный ток Id min, %	Минимальный ток по умолчанию Id min, %	,%,%
1	10-50	10	15	50
2	10-50	20	20	50
3	10-50	30	30	50
4	10-50	40	40	50
5	50	49	50

На основе данных таблице 9.1, а также рисунке 9, следует, что при выполнении условия можно приближенно полагать: коэффициент торможения равен .

9.3 Трехфазная максимальная токовая защита с выдержкой времени (TOC)

Применение

Повреждение, являющееся внешним по отношению к трансформатору, приводит к перегрузке, которая может вызвать повреждение трансформатора, если повреждение в сети не устранено своевременно. Трансформатор можно изолировать от повреждения, прежде чем оно не привело к поломке, с помощью реле МТЗ. В небольших трансформаторах реле МТЗ могут также использоваться для защиты от внутренних повреждений. В более мощных трансформаторах такие реле обеспечивают резервирование дифференциальной защиты.

Функция максимальной токовой защиты довольно проста, но ее применение ограничивается нечувствительной уставкой и срабатыванием с большой выдержкой времени, в том случае, если требуется согласование с другими МТЗ. Функцию МТЗ не следует путать с защитой от перегрузки, которая является основной защитой силового трансформатора и обычно использует реле с обратнозависимой характеристикой выдержки времени, определяемой тепловым состоянием элементов трансформатора. МТЗ - это селективная защита от системных повреждений, выполняющая функции дальнего резервирования, несмотря на то, что ее уставки могут не отличаться от уставок защиты от перегрузки. Функция не снабжена памятью (теплового состояния) и всегда начинает набор выдержки времени с нуля.

Краткое описание

Максимальная токовая защита (TOC):

•базируется на основной гармонике токов, текущих в защищаемый силовой трансформатор, из него или токов линий, отходящих от трансформатора;

• коэффициент возврата >96 %;

• имеет ступень с низкой уставкой и ступень с высокой уставкой;

• ступень с низкой уставкой может иметь либо независимую выдержку времени, либо обратнозависимую выдержку времени;

• независимая выдержка времени может использоваться совместно с обратнозависимой выдержкой времени, как минимальное время срабатывания;

• для вычисления обратнозависимой выдержки времени используется максимальный из трех фазных токов;

• ступень с высокой уставкой всегда имеет независимую выдержку времени;

• обе ступени могут быть направленными и ненаправленными, независимо друг от друга;

• если обе ступени направленные, они могут иметь разные направления;

• если напряжение, используемое для определения направления (опорное), становится слишком низким, направленная ступень может действовать, как ненаправленная или блокироваться.

9.4 Функция защиты широкого назначения (GF)

Пробой изоляции между фазными проводами или фазным проводом и землей и приводит к междуфазному короткому замыканию (КЗ) или замыканию на землю. В результате возникают большие токи КЗ, которые могут серьезно повредить первичное оборудование энергосистемы. Для устранения КЗ, в зависимости от величины тока КЗ и типа повреждения, применяют различные виды максимальной токовой защиты (МТЗ), основанные на измерении фазных величин тока или величин трехфазного тока различных последовательностей (прямой, обратной или нулевой). В некоторых случаях используется направленное действие МТЗ, в том числе и/или с контролем напряжения или с торможением. Защита от повышения/понижения напряжения используется для таких элементов энергосистемы как генераторы, трансформаторы, двигатели и линии электропередачи с целью выявления анормальных режимов работы. В зависимости от характера изменения напряжения и типа анормального режима используется защита от повышения/понижения напряжения, основанная на измерении фазного или линейного напряжений или различных последовательностей трехфазного напряжения.

Терминал RET 521 может включать до 12 функций защиты широкого назначения. Все они реализованы в самом быстром внутреннем цикле исполнения (то есть 5 раз за период основной частоты энергосистемы). В инструменте конфигурирования терминала (CAP531) функция всегда должна подключаться к входам трехфазного тока и трехфазного напряжения. При этом она всегда реагирует только на один ток и одно напряжение, которые определяются пользователем в инструменте задания уставок (например, максимальный из фазных токов и напряжение прямой последовательности). Каждая функция защиты широкого назначения может быть сконфигурирована (подключена) к любой стороне силового трансформатора.

В каждой функции реализованы следующие защиты:

• Две ненаправленные полностью независимые друг от друга ступени МТЗ. Чувствительная ступень (с низкой уставкой по току) может быть задана на срабатывание с независимой выдержкой времени или с задаваемой пользователем инверсной выдержкой времени. Можно задать любую инверсную характеристику срабатывания защиты по стандартам МЭК, IEEE или ANSI. Кроме того, инверсная характеристика срабатывания может быть задана как с мгновенным возвратом, так и заданным возвратом (выдержкой) по времени. Быстродействующая грубая ступень защиты (с высокой уставкой по току/напряжению) имеет только независимую выдержку времени. Блокировка по второй гармонике есть у обеих ступеней, однако ее возможно использовать не для всех характеристических токовых величин.

• Торможение по току обеспечивает запрет пуска ненаправленных ступеней МТЗ в том случае, когда измеренная величина тока не превышает заданный процент от величины тока торможения. Эту функцию можно выводить из действия, установив соответствующую уставку.

• Функция торможения/контроля по напряжению предназначена для изменения пускового тока ненаправленной ступени МТЗ с низкой и/или высокой уставкой пропорционально величине измеренного напряжения. Эту функцию можно выводить из действия, установив соответствующую уставку.

• Критерий направленности используется для предупреждения пуска ненаправленных ступеней МТЗ в том случае, когда повреждение возникает не в заданном направлении (прямом/обратном).

• Одну ступень защиты от повышения напряжения и одну ступень защиты от понижения напряжения. Обе ступени имеют только независимую выдержку времени.

Любую из функций защиты широкого назначения можно вводить/выводить из действия независимо от других функций. Кроме того, одновременно можно вводить в действие несколько функций (и даже все).

Функция защиты широкого назначения может функционировать как TOC (трехфазная МТЗ с выдержкой времени) или TEF (ТЗНП от замыканий на землю с выдержкой времени), благодаря широкому диапазону уставок. Поэтому она может использоваться как дополнительно, так и вместо этих функций защиты.

10 РЕГУЛЯТОР НАПРЯЖЕНИЯ SPAU 341 C

.1 Применение

Регулятор напряжения SPAU 341 С предназначен для регулирования напряжения силовых трансформаторов с устройством РПН на распределительных подстанциях. Для осуществления простой функции регулирования напряжения необходимы измеренное междуфазное напряжение U12 и контакты выходных сигналов на повышение и понижение. При использовании компенсации падения напряжения на линии, принципа минимизации циркулирующего тока или функции блокировки максимального тока необходимо проводить измерение одного или нескольких фазных токов. При измерении одного фазного тока он подается на разъемы фазного тока IL1. Выбор измеряемого тока производится при помощи программных переключателей SGF2/6 и SGF2/7 модуля автоматического регулирования напряжения SPCU 1D50.

10.2 Описание функции

Назначение регулятора напряжения поддержание стабильного вторичного напряжения силовых трансформаторов. В основе всех функций управления регулятора лежит опорное напряжение, задаваемое пользователем. Путем добавления или вычитания различных коэффициентов коррекции регулятор рассчитывает напряжение управления относительно величины опорного напряжения.

Следовательно, напряжение управления представляет собой приемлемую величину вторичного напряжения трансформатора, поддерживаемого регулятором. Затем регулятор производит сравнение напряжения управления с измеряемым напряжением, разница между ними является ошибкой регулирования.

Поскольку РПН изменяет напряжение ступенчато, допускается определенная погрешность. Эта погрешность, называемая зоной нечувствительности, которая также задается пользователем. Если измеряемое напряжение колеблется в пределах зоны нечувствительности, то регулятор неактивен. При превышении указанных пределов запускается регулируемая выдержка времени Т1. Отсчет времени продолжается в течение всего периода, пока измеряемое напряжение находится вне пределов гистерезиса зоны нечувствительности. Заводская уставка пределов гистерезиса равна 70%.

Если измеряемое напряжение по-прежнему находится вне гистерезиса, то после достижения значения уставки выдержки времени Т1, активизируется выходное реле повышения или понижения, действуя на привод устройства РПН.

Однако, если напряжение падает ниже пределов гистерезиса, то счетчик выдержки времени сбрасывается.

Если перемещения устройства РПН на одну ступень недостаточно для регулирования напряжения трансформатора, и значение напряжения по-прежнему выходит за заданные пределы, то в этом случае запускается вторая выдержка времени Т2, обычно с меньшей уставкой, чем Т1. Выдержки Т1 и Т2 могут быть с независимой или инверсной характеристикой. Инверсная характеристика означает, что выдержка времени обратно пропорциональна ошибке регулирования, т. е. выдержка обратно пропорциональна разности между напряжением управления и измеряемым напряжением.

10.3 Характеристики

Управление напряжением трансформаторов в автоматическом или ручном режиме при помощи сигналов на повышение и понижение.

Трехфазная блокировка по максимальному току и блокировка по минимальному напряжению.

Компенсация падения напряжения линии.

Обеспечение параллельной работы трансформаторов, запитывающих одну и ту же шину, по принципу ведущий/ведомый или по принципу минимизации циркулирующего тока.

Определение положения устройства РПН.

Цифровой дисплей, отображающий величины уставок, измеренные значения, показания и т.д.

Последовательный интерфейс для подключения модуля шинного интерфейса и оптоволоконной шины подстанции.

Постоянная самодиагностика релейной части и программного обеспечения для повышения надежности и готовности системы.

Мощная база программного обеспечения для задания параметров и контроля за регулятором.

11 ШКАФЫ ЗАЩИТЫ И УПРАВЛЕНИЯ СЕКЦИОННЫМИ (ШИНОСОЕДИНИТЕЛЬНЫМИ) ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМИ НАПРЯЖЕНИЕМ 110(220) кВ ТИПА ШЭСВ 1220

.1 Назначение

.1 Шкафы типа ШЭCВ 1220 (далее шкафы) предназначены для выполнения защит или защит и управления секционными выключателями (СВ) или шиносоединительными выключателями (ШСВ) напряжением 110(220) кВ.

.2 Шкафы выполняются из следующих комплектов:

Комплект защит СВ (ШСВ);

Комплект защит и управления СВ (ШСВ) для выключателя типа LTB-145 (ВМТ-110);

Комплект защит и управления СВ (ШСВ) для выключателя типа ВМТ-220.

.3 Шкафы могут быть использованы в качестве устройства нижнего уровня АСУ ТП

электростанции или подстанции.

11.2 Основные технические характеристики

Основные технические характеристики шкафов приведены в таблице 11.2.1.

Таблица 11.2.1 - Технические характеристики шкафов

Параметр	Нормируемое значение
Номинальное напряжение переменного тока, UN	100 В
Номинальная частота переменного тока, fN	50 Гц
Исполнение по номинальному току, IN	1 или 5 А (определяется заказной спецификацией)
Напряжение оперативного постоянного тока РПН, Uпит	110 или 220 В (определяется заказной спецификацией)
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150	УХЛ4

Характеристики электрической изоляции шкафов.

Показатели прочности и сопротивления изоляции в соответствии с ГОСТ Р 50514-93 (МЭК 60255-5) приведены в таблице 11.2.2.

Таблица 11.2.2 -Показатели прочности и сопротивления изоляции

Параметр	Нормируемое значение
Диэлектрическая прочность	2,0 кВ переменного тока, 1 мин
Сопротивление изоляции	Не менее 10 МОм при 500 В постоянного тока
Ток утечки в холодном состоянии	Не более 10 мА
Импульсная прочность изоляции	5 кВ; 1,2/50 мкс; 0,5 Дж

Время готовности терминалов после подачи напряжения оперативного питания не превышает 100 с.

.4 Конструкция и принцип действия

Шкафы представляют собой металлоконструкцию с размещенными на ней элементами схемы. Шкафы предназначены для двухстороннего обслуживания. На передней двери шкафов расположены аппараты оперативного управления и сигнальные элементы. Терминалы расположены на плите за передней дверью. Для контроля состояния сигнальных элементов терминалов на передней двери шкафов предусмотрено окно. С задней стороны шкафов расположены ряды зажимов, доступ к которым возможен при открытой задней двери. Ряды зажимов выполнены индивидуальными для каждого комплекта и располагаются на левой или правой боковинах.

Подвод кабелей предусмотрен снизу через отверстия в днище шкафов. Присоединение шкафов к внешним цепям осуществляется на рядах зажимов, которые устанавливаются вертикально и расположены с задней стороны шкафов. Ряды контактных наборных зажимов предназначены для присоединения одного или двух медных проводников с суммарным сечением до 6 мм2 включительно с помощью винта. Контактные соединения шкафов соответствуют 2 классу по ГОСТ 10434. Ряды зажимов шкафов выполнены с учетом требований «Правил устройства электроустановок», раздел III-4-15.

В зависимости от типоисполнения шкафы состоят из одного или двух комплектов. Комплекты выполнены с использованием микропроцессорных устройств защиты, автоматики и управления (терминалов) типа REL 511-RU1. Комплекты имеют возможность независимого обслуживания.

Комплект защит СВ (ШСВ) выполняет следующие функции:

Дистанционная защита

Назначение

Дистанционная защита ZM обеспечивает быстродействующую и надежную защиту воздушных линий и силовых кабелей для всех типов электрических сетей. В каждой независимой зоне дистанционной защиты полносхемная конструкция обеспечивает непрерывное измерение полного сопротивления в каждом из трех независимых междуфазных измерительных органов, а также в каждом из трех независимых измерительных контуров фаза-земля.

Междуфазная дистанционная защита используется в качестве функции защиты от двух- и трехфазных КЗ во всех типах сетей независимо от режима заземления нейтрали. Независимая уставка по величине реактивного и активного сопротивления, индивидуальная для каждой зоны, позволяет получить быстродействующую селективную защиту от повреждений.

Дистанционная защита фаза-земля выполняет функцию защиты от замыканий на землю в сетях с эффективно заземленной или заземленной через низкое сопротивление нейтралью. В сочетании с независимой логикой выбора фазы обеспечивается селективность защиты при двухфазных замыканиях в сетях с изолированной или резонансно заземленной нейтралью.

Независимая уставка по реактивному сопротивлению при измерениях фаза-фаза и измерениях фаза используются для защиты от междуфазных КЗ и замыканий на землю.

где:

Xфаза-земля = реактивное сопротивление в месте повреждения при замыканиях на землю;фаза-фаза = реактивное сопротивление в месте повреждения при междуфазных замыканиях;фаза-земля = активное сопротивление в месте повреждения при замыканиях на землю;фаза-фаза = активное сопротивление в месте повреждения при междуфазных замыканиях;линии = полное сопротивление линии.

Рисунок 11.1 - Схематичное представление характеристики срабатывания для одной зоны дистанционной защиты в прямом направлении.

При заказе дистанционной защиты можно указать «Упрощенное задание параметров». В ней используется тот же алгоритм, что и в основной функции дистанционной защиты. Упрощенное задание параметров делает процесс выставления уставок менее сложным и автоматически подгоняют характеристику срабатывания к требованиям сложных сетей с ответвлениями и кабелями.

где:= реактивное сопротивление в месте повреждения для всех видов замыканий;= активное сопротивление в месте повреждения при междуфазных замыканиях;= активное сопротивление в месте повреждения при замыканиях на землю;линии = полное сопротивление линии.

Рисунок 11.2 - Схематичное представление характеристики срабатывания одной зоны

дистанционной защиты в прямом направлении с упрощенно задаваемыми параметрами.

Зоны дистанционной защиты, независимо друг от друга, могут быть прямонаправленными,

обратнонаправленными и ненаправленными. В сочетании с различными схемами связи они могут использоваться для защиты линий электропередач и кабелей в сетях со сложной конфигурацией, таких как двухцепные линии, параллельные линии, многоконцевые линии и

т.д. Зона 1, 2 и 3 может выдавать сигналы отдельных фаз, такие как пусковые или отключающие.

Основные функциональные возможности дополнительных зон дистанционной защиты - четвертой и пятой - те же, что и для зон 1-3. Разница заключается в отсутствии возможности выдачи сигналов отдельных фаз.

Пятая зона дистанционной защиты по сравнению с остальными зонами имеет более высокое быстродействие, но и большее расширение зоны (в переходном режиме). В целом, эта зона используется в качестве контрольной зоны в сочетании с функцией включения на повреждение (SOTF) или в качестве зоны с выдержкой времени, уставка которой больше 100 мс.

Дистанционной защиты, в целом, подходит для использования в сетях с некомпенсированной нейтралью.

Оперативное и автоматическое ускорение ДЗ

Оперативное ускорение ДЗ выполняется от оперативного ключа или по команде из АСУ. Функция выполняется на свободной логике терминала с использованием пускового органа четвертой ступени направленной ДЗ.

Логика автоматического ускорения ДЗ (SOTF)

Назначение

Основной задачей функции включения на повреждение (SOTF) является обеспечение быстродействующего отключения при подаче напряжения на линию при наличии на ней КЗ.

Пуск функции SOTF с использованием логики обнаружения обесточенности линии может использоваться только при условии, если трансформатор напряжения установлен на стороне линии. Данную функцию следует использовать при подключении линии к одному и более выключателям.

В целом, направленные или ненаправленные зоны дистанционной защиты с расширенной зоной охвата используются в качестве функций защиты, которые вводятся на отключение в течение времени активного состояния данной логики. При использовании трансформаторов напряжения на линии применение ненаправленных зон дистанционной защиты позволяет быстро устранить повреждение при подаче напряжения на шину с линии при наличии КЗ на шине.

Функциональные возможности

Функция SOTF - логическая функция, построенная из логических элементов. Эта функция дополняет функцию дистанционной защиты. Она вводится в действие либо по команде на включение выключателя, подаваемой нормально замкнутым вспомогательным контактом выключателя, либо автоматически - при обнаружении обесточенности линии. Включившись, функция остается активной в течение 1 секунды после сброса сигнала на включение. Функция (функции) защиты, вводимые на отключение в течение времени активного состояния функции, могут свободно выбираться из функций, включенных в терминал. Срабатывание одной из выбранных функций защиты во включенном состоянии приводит к незамедлительному (мгновенному) появлению выходного сигнала на отключение от функции SOTF.

Максимальная токовая отсечка (МТО) от близких междуфазных замыканий [IOC]

Назначение

Различные условия в системе, например, полное сопротивление источника и место возникновения повреждения в протяженных линиях электропередачи, оказывают значительное влияние на токи повреждения. Быстродействующая максимальная токовая защита (отсечка) с малым расширением зоны действия в переходном режиме может использоваться для устранения близких КЗ на протяженных линиях, где важно быстрое отключение повреждения, для сохранения устойчивости системы.

Быстродействующая максимальная токовая защита нулевой последовательности может использоваться в некоторых случаях.

Ниже приводятся примеры ее использования.

• Быстродействующая резервная защита от замыканий на землю для повреждений, близких к началу линии;

Обеспечивает быстрое отключение близких замыканий на землю, даже если дистанционная защита или направленная токовая защита нулевой последовательности заблокированы функцией контроля неисправности цепей переменного напряжения.

Функциональные возможности

Измерительный орган тока непрерывно измеряет ток во всех трех фазах и сравнивает его с заданным значением срабатывания IP>>. Фильтрация обеспечивает устойчивость к помехам и апериодическим составляющим, а также минимизирует расширение зоны действия в переходном режиме. Если ток в какой-либо фазе превысит заданное значение IP>>, активизируется сигналы TRIP и TRP, действующие на отключение. Кроме того, активизируется сигнал отключения для данной фазы (фаз). Входной сигнал BLOCK блокирует все функции в функциональном токовом блоке.

Измерительный орган непрерывно измеряет ток нулевой последовательности и сравнивает его с заданным значением IN>>. Фильтрация обеспечивает устойчивость к помехам и апериодическим составляющим, а также минимизирует расширение зоны действия в переходном режиме. Если ток нулевой последовательности превышает заданное значение IN>>, активизируется сигнал TRN, действующий на отключение. Кроме этого, активизируется сигнал общего отключения TRIP.

Входной сигнал BLOCK блокирует действие всей функции.

Четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности (ТЗНП) (EF4)

Ступени могут быть выполнены ненаправленными или направленными. В последнем случае две ступени направлены в сторону первой секции (системы шин), две ступени - в сторону второй секции (системы шин). Направленность ступеней может быть выведена.

Назнанение

Четырехступенчатая максимальная токовая защита от замыканий на землю используется в глухозаземлённых системах так же, как и дистанционная защита. Поскольку большинство повреждений связано с землей, защита способна устранять большинство повреждений в сетях с глухозаземленной нейтралью. Все четыре ступени защиты могут быть ненаправленными или направленными.

Стандартное применение четырехступенчатой токовой защиты, с точки зрения разработчика, может быть описано следующим образом: быстродействующая направленная ступень 1, как правило, охватывает определенную часть линии. Остальная часть линии охватывается направленной ступенью 2, действующей с выдержкой времени. Кроме того, ступень 2 выявляет и отключает замыкания на землю на шинах противоположной стороны. Направленная ступень 3 имеет большую выдержку времени и срабатывает как селективная защита при замыканиях на землю с большим активным сопротивлением. Ненаправленная ступень 4 имеет самую большую выдержку времени. Эта ступень выявляет и устраняет замыкания на землю с высоким сопротивлением, а также большинство последовательных замыканий.

Четырехступенчатая МТЗ нулевой последовательности также может использоваться с логикой связи максимальной токовой защиты нулевой последовательности для реализации защиты с расширенной зоной действия, с блокирующим или разрешающим сигналом._ Функциональные возможности

Действие защиты основано на измерении тока и напряжения нулевой последовательности.

Функция - четырехступенчатая, при этом каждая ступень имеет отдельную уставку (тока, выдержки времени и т.п.) Ступени 1, 2 и 3 имеют независимую выдержку времени. Выдержка времени ступени 4 может выбираться в зависимости от режима работы.

Каждая ступень сравнивает ток с заданным значением для данной ступени. В дальнейшем проверяются следующие величины, используемые для ввода или блокировки ступеней:

• Направление, прямое или обратное по отношению к месту повреждения. Определяется составляющая тока нулевой последовательности по сдвигу относительно опорного напряжения (-3.U0) 65°. Если она оказывается выше уставки направленного тока, делается вывод о прямом направлении.

• Определяется вторая гармоника тока нулевой последовательности. Если этот ток превышает 20/32% общего тока нулевой последовательности, формируется сигнал, который может использоваться для блокировки ступеней.

Если условия для работы функции выполняются для данной ступени, по истечении заданной выдержки времени подается отключающий сигнал.

12 КОМПЛЕКТНЫЕ УСТРОЙСТВА ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ РАБОЧЕГО ВВОДА 6-35 кВ SPAC 810-B

.1 Общие сведения о серии устройств SPAC 810

Серия устройств SPAC 810 включает в себя несколько типоисполнений, имеющих общую аппаратную платформу и программное обеспечение, которые определяют функциональные особенности конкретного исполнения устройства. В таблице 11.1.1 приведены различные варианты аппаратного исполнения устройств SPAC 810 в зависимости от функционального назначения.

Выбор производится исходя из требуемой функциональности в части выполнения защит (направленные или ненаправленные защиты), схем выполнения цепей вторичной коммутации, а также с учётом ценовых показателей оборудования.

Таблица 11.1.1 - Варианты аппаратного исполнения устройств SPAC 810

Назначение устройства	Сокращенное обозначение устройства
Кабельная, воздушная линия, линия к ТСН	SPAC 810 - Л
Линия к БСК	SPAC 810 - Л
Двигатель асинхронный, синхронный до 5 МВт	SPAC 810 -Д
Двигатель более 5 МВт	SPAC 810 - Д
Двухскоростной двигатель	SPAC 810 - Д
Секционный выключатель (резервный ввод)	SPAC 810 - С
Вводной выключатель (рабочий ввод)	SPAC 810 - В
Трансформатор напряжения	SPAC 810 - Н
Регулятор напряжения трансформатора	SPAC 810 - Р
Защита трансформатора	SPAC 810 - Т

12.2 Назначение и особенности устройств SPAC 810-В

В данном разделе представлены характерные особенности типоисполнения устройств SPAC 810-В: дано описание выполняемых функций, особенности применения устройств, описание функциональных узлов типоисполнения SPAC 810-В.

Комплектные устройства защиты и автоматики SPAC 810-В предназначены для выполнения функций релейной защиты, автоматики, местного/дистанционного управления, измерения, сигнализации, регистрации, осциллографирования, диагностики выключателей рабочего ввода 6-35 кВ.

Применение цепей напряжения позволяет выполнить ненаправленную/ направленную МТЗ, защиту от потери питания с контролем понижения частоты, реализовать пуск АВР ввода по снижению напряжения на секции, а также вольтметровую блокировку токовых защит. При наличии цепей напряжения до ввода возможно выполнение АПВ с контролем наличия или отсутствия напряжения.

Устройства SPAC 810-В выполняют следующие функции:

в части управления и диагностики выключателя:

• Местное (кнопками с лицевой панели терминала или выносными ключами) управление выключателем;

• Дистанционное (через АСУ ТП) управление выключателем;

• Блокировка от многократных включений выключателя;

• Расчет коммутационного и механического ресурса;

• Контроль времени включения/отключения;

• Контроль времени взвода пружины;

• Контроль давления элегаза;

• Контроль цепей управления (РПО, РПВ, автомата питания цепей управления выключателем);

в части защит:

• Трехступенчатая ненаправленная МТЗ;

• Трехступенчатая направленная МТЗ;

• Одноступенчатая ненаправленная токовая защита от замыканий на землю;

• Одноступенчатая направленная токовая защита от замыканий на землю;

• Защита по току обратной последовательности (I2) от несимметричного режима работы нагрузки (обрыва фаз);

• Ускорение второй ступени МТЗ при включении выключателя;

• Защита от потери питания с контролем снижения частоты;

• УРОВ с отдельным токовым органом;

• Одноступенчатая трехфазная защита максимального напряжения;

• Одноступенчатая однофазная защита максимального напряжения;

• Двухступенчатая трехфазная защита минимального напряжения;

• Организация цепей блокировки ЛЗШ;

в части автоматики:

• Одноступенчатое АПВ;

• Отключение от внешних цепей;

• Цепи пуска АВР ввода;

• Восстановление схемы исходного режима;

в части измерения, осциллографирования, регистрации:

• Индикация аналоговых величин тока и напряжения в первичных /вторичных величинах;

• Измерение активной, реактивной мощности, энергии и коэффициента мощности.

• Встроенный аварийный осциллограф (режим записи 800 или 1600 Гц);

• Определение места повреждения (ОМП);

• Регистрация аварийных параметров;

• Календарь и часы реального времени;

• Энергонезависимая память событий и осциллограмм;

в части связи с АСУ ТП:

• Реализация функций телеуправления, телеизмерений и телесигнализации;

• Чтение/запись всех параметров нормального и аварийного режимов;

• Программное обеспечение для конфигурирования и задания уставок устройства;

дополнительные возможности:

• Задаваемое пользователем из имеющегося списка назначение дискретных входных цепей, выходных реле и светодиодных индикаторов;

• Разъем для связи c ПК (на лицевой плите);

• Интерфейс «человек-машина» (ИЧМ) с жидкокристаллическим 4-х строчным индикатором (ЖКИ), светодиодами и кнопками управления;

• Режим для выполнения тестирования при наладке и обслуживании.

12.3 Описание работы защит

Устройства SPAC 810-В имеют в своём составе следующий набор защит:

МТЗ 3 с двумя выдержками времени с действием на сигнал или отключение . Сигнализация действия ступени производится на светодиодах, а также на реле предупредительной сигнализации. Предусмотрена возможность действия ступени на запрет АПВ, а также на матрицу выходных реле.

МТЗ 2 с тремя выдержками времени с действием на сигнал или отключение, а также ускорение действия ступени. Действие ступени на светодиодную сигнализацию вводится программным переключателем. Выход ступени МТЗ II_1, действует на отключение выключателя с запретом или без запрета АПВ, а также на пуск УРОВ. Выход ступени МТЗII_2, МТЗII_3 , действует на светодиодную сигнализацию и матрицу выходных реле. Ускорение действия ступени вводится на время возврата реле РПО, выход цепи ускорения - на отключение выключателя, пуск УРОВ, запрет АПВ и светодиодную сигнализацию. Предусмотрено действие ступени на матрицу выходных реле.

МТЗ 1 (ЛЗШ). Рекомендуется использовать для организации логической защиты шин с блокированием от МТЗ присоединений с действием на отключение ввода, запрет АПВ и АВР, а также на светодиодную сигнализацию и выходные реле;

одноступенчатая защита от несимметричной работы нагрузки (ЗОФ) с действием на

сигнал или отключение. Действует на отключение выключателя с запретом АПВ, сигнализацию на светодиодах, на реле предупредительной сигнализации и на матрицу выходных реле.

ступень МТЗ от замыканий на землю с двумя выдержками времени с действием на сигнал или отключение. Выход защиты ТЗНП_2 действует на отключение выключателя с запретом или без запрета АПВ, светодиодную сигнализацию, на реле предупредительной сигнализации, а также на пуск УРОВ. Выход защиты ТЗНП_1 действует на светодиодную сигнализацию, реле предупредительной сигнализации и матрицу выходных реле.

12.4 УРОВ

Пуск схемы УРОВ производится при действии токовых защит на отключение выключателя (при срабатывании ступеней защит МТЗ 1 (ЛЗШ), МТЗ 2 и цепи ускорения). Возможен пуск УРОВ защитой от замыканий на землю при действии её на отключение (с выдержкой времени tо_1) без контроля токовым органом. Ввод/вывод пуска УРОВ от ТЗНП производится программным переключателем.

Предусмотрена возможность пуска УРОВ внешним сигналом «Внешнее отключение», ввод/вывод производится программным переключателем .

12.5 АПВ

Сигнал запрета АПВ и сброса времени готовности АПВ формируется при:

срабатывании схемы УРОВ;

команде «отключить»;

отключении выключателя от внешних устройств (внешнее откл.);

отключении от ЗОФ;

отключении по цепи ускорения МТЗ 2.

Программными переключателями SGF11/1…6 можно ввести запрет АПВ при:

отключении выключателя от МТЗ I (ЛЗШ);

отключении выключателя от МТЗ II_1;

отключении выключателя от МТЗ III_2;

отключении выключателя от ТЗНП_2

отключении выключателя от дуговой защиты;

отключении выключателя по цепи пуска АВР.

13 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Для возможности определения уставок защит элементов электрической сети и определения чувствительности данных защит необходимы значения токов короткого замыкания.

Алгоритм расчёта тока короткого замыкания представляет собой эквивалентирование схемы замещения электрической сети до простейшей схемы, включающей в себя: источник ЭДС и место КЗ за сопротивлением короткого замыкания.

Данное эквивалентирование проводится отдельно для прямой, обратной и нулевой последовательности.

В зависимости от вида короткого замыкания (симметричное, несимметричное) расчёт тока КЗ производят только по прямой последовательности (в случае симметричного КЗ), либо производится расчёт тока короткого замыкания отдельно для прямой, обратной и нулевой последовательности (в случае несимметричного КЗ). Во втором случае, фактический фазный ток повреждения находится как сумма токов прямой, обратной и нулевой последовательности по методу симметричных составляющих.

Расчёт токов короткого замыкания для исходной сети производится с использованием программы TKZ-3000.

Программный комплекс ТКZ-3000 позволяет рассчитывать в трехфазной симметричной сети любого напряжения значение токов короткого замыкания при однократной продольной или поперечной несимметрии и уставки защит от замыканий на землю.

Предельные возможности комплекса ТКZ-3000:

объём сети до 3000 узлов и 7500 ветвей,

общее число индуктивно связанных ветвей 2500,

количество ветвей в одной группе индуктивно связанных ветвей 20.

Подсистема сетевого хозяйства позволяет перенумеровывать узлы сети, создавать новую сеть путем слияния двух сетей, производить проверку связности и полноту задания параметров сетей.

Комплекса позволяет рассчитывать все виды электрических величин: симметричных, фазных, междуфазных составляющих, а также все возможные отношения U/I (сопротивления) при однократных продольных и поперечных видах несимметрии с учётом активной составляющей сопротивлений и отличия величины сопротивления прямой и обратной последовательностей. Расчёт основан на методе Гаусса с оптимизацией стратегии устранения узлов.

Вычисления можно производить в полной сети для фиксированных мест замеров (до 100, в том числе в одном поясе присоединений относительно заданных узлов), перемещая место и изменяя вид повреждения.

При этом реализованы:

коммутации ветвей (отключение, отключение с заземлением, подключение новых ветвей);

коммутации с группами ветвей (по номеру элемента), образующих в сети единое целое (линии и n-обмоточные трансформаторы).

Расчёты выполнены аналитически без учета активных сопротивлений, сдвига фаз ЭДС и затухания токов КЗ во времени. Расчёт токов КЗ за трансформатором выполнены с учетом регулирования напряжения под нагрузкой. Схема сети 110 кВ района размещения ПС 110/35/6 кВ «Монастырская» представлена на рисунке 13.1. Схемы замещения прямой и нулевой последовательности приведены на рисунке 13.2 и рисунке13.3 соответственно. Результаты расчётов токов короткого замыкания показаны на рисунке 13.4 и в таблице 13.

Таблица 13 - Результаты расчётов токов короткого замыкания

Ступень регулирования	ПС 110/35/6 кВ Монастырская
	110 кВ			35 кВ		6 кВ
	3-х фазный	2-х фазный	1 фазный	3-х фазный	2-х фазный	3-х фазный	2-х фазный
-16%	13	11,3	13,4	6,5	5,6	21,6	18,7
0%	12,9	11,2	13,1	5,6	4,8	19,8	17
+16%	12,9	11,2	12,9	5	4,3	17,3	15

Максимальные величины расчетных токов короткого замыкания на полное развитие

составляют:

на напряжении 110 кВ - 13,0 кА (ток трехфазного КЗ),

13,4 кА (ток однофазного КЗ);

на напряжении 35 кВ - 6,5 кА;

на напряжении 6 кВ - 21,6 кА.

Рисунок 13.4 - Результаты расчёта токов короткого замыкания

14 РАСЧЁТ УСТАВОК

.1 Принцип расчёта уставок ВЧ - защит воздушных линий 110 кВ

Уставка блокирующего реле тока обратной последовательности (КА1) определяется по условию отстройки от тока небаланса в максимальном нагрузочном режиме и от тока обратной последовательности несимметричного режима по выражению:

, (2)

где - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле, ошибки расчета и необходимый запас;

- коэффициент возврата реле;

- относительное значение тока небаланса, обусловленного погрешностями трансформаторов тока, фильтра тока обратной последовательности, отклонением частоты сети от номинальной, несимметрией в токе;

- относительное значение тока обратной последовательности, обусловленного несимметрией в системе; при отсутствии несимметрии в системе, принимается .

Относительное значение тока небаланса определяется по выражению:

где - коэффициент небаланса по току

- первичный максимальный рабочий ток нагрузки, А;

- первичный номинальный ток трансформатора тока, А.

Минимальная уставка срабатывания блокирующего реле тока может быть принята при:

; ;

Принятая уставка:

, (3)

Уставка отключающего реле тока обратной последовательности (КА2) выбирается по условию согласования по чувствительности с блокирующими реле тока обратной последовательности (КА1) полукомплектов, установленных на других концах защищаемой линии по выражению:

, (4)

где - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности реле;

- коэффициент токораспределения для токов обратной последовательности;

, - первичные номинальные токи трансформаторов тока защиты, соответственно, рассматриваемого полукомплекта и с которым производится согласование.

Уставка блокирующего реле напряжения обратной последовательности (KV1) определяется по условию отстройки от напряжения небаланса и напряжения обратной последовательности несимметричного режима по выражению:

, (5)

где - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле, ошибки расчета и необходимый запас;

- коэффициент возврата реле;

- приведенное ко вторичной стороне трансформаторов напряжений напряжение небаланса, обусловленное погрешностями трансформатора напряжения, фильтра напряжения обратной последовательности, несимметрией напряжения;

- приведенное ко вторичной стороне трансформаторов напряжений напряжение обратной последовательности, обусловленное наличием источников несимметрии в сети. При отсутствии несимметрии в системе принимается .

При отсутствии несимметрии в системе, уставка может быть принята .

Уставка отключающего реле напряжения обратной последовательности (KV2) определяется по условию согласования по чувствительности с блокирующими реле напряжения обратной последовательности полукомплектов, установленных на других концах защищаемой линии по выражению:

, (6)

где - коэффициент отстройки;

- уставка срабатывания блокирующего реле напряжения обратной последовательности полукомплекта, установленного на противоположном конце защищаемой линии.

Уставка при отсутствии несимметрии может быть принята .

Выбор параметров срабатывания отключающего реле тока обратной последовательности с торможением (КА3). Выбираются по следующим условиям:

Согласования по чувствительности (КА1) полукомплектов, установленных на рассматриваемом и противоположных концах линии:

где - уставка отключающего реле тока (КА2) рассматриваемого полукомплекта.

Согласование с первичным напряжением срабатывания блокирующего реле напряжения, установленного на рассматриваемом и противоположном концах защищаемой линии по напряжениям .

Для параллельных линий с двухсторонним питанием:

, (8)

где - коэффициент отстройки;

- коэффициент несимметричного режима, учитывающий возможность возникновения разрыва в одной или двух фазах;

- уставка блокирующего реле напряжения обратной последовательности полукомплекта, установленного на противоположном конце линии;

- коэффициент трансформации трансформатора напряжения;

- сопротивление защищаемой линии, Ом;

- первичный номинальный ток трансформатора тока, А.

Выбор параметров срабатывания пускового реле тока обратной последовательности с торможением (КВ2).

Уставка реле тока (КВ2) определяется по выражению:

, (9)

где - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле, ошибки расчета и необходимый запас;

- коэффициент возврата реле;

, - относительные значения тока небаланса и тока обратной последовательности, обусловленного несимметрией в токе; и определяются при токе начала торможения, равного , т.е.

, (10)

При минимальное значение уставки может быть принято

Коэффициент торможения может быть принят

Первичное сопротивление срабатывания блокирующего реле сопротивления (KZ1) выбирается по условию отстройки от вектора минимального сопротивления нагрузки в месте установки полукомплекта в максимальном нагрузочном режиме по выражению:

, (11)

где - минимальное расчетное сопротивление нагрузки, определяемое по выражению:

, (12)

в котором - рабочее напряжение в месте установки защиты, может быть принято равным номинальном;

- максимальное значение первичного рабочего тока в защищаемой линии в расчетном нагрузочном режиме, при котором ток направлен в “шины” рассматриваемой подстанции;

- угол вектора расчетного сопротивления нагрузки; в максимально нагрузочном режиме ;

- угол максимальной чувствительности реле;

- коэффициент возврата;

- коэффициент отстройки.

Первичное сопротивление срабатывания отключающего реле сопротивления (KZ2).

Согласование по чувствительности с блокирующим реле сопротивления полукомплекта, установленного на противоположном конце линии вычисляется по выражению:

, (13)

где , - коэффициенты отстройки;

- сопротивление линии.

Проверка чувствительности реле, действующих на отключение (при коротких в конце линии в минимальных режимах).

Чувствительность отключающего реле тока обратной последовательности (КА2, КА3) проверяется по выражению:

, (14)

где - минимальный первичный ток обратной последовательности в месте установки полукомплекта, определенный для расчетного вида повреждения;

- принятая уставка отключающего реле тока (задаваемая в долях от номинального тока);

- первичный номинальный ток трансформатора тока.

Чувствительность отключающего реле напряжения обратной последовательности (КV2) проверяется по выражению:

, (15)

где - минимальное первичное напряжение обратной последовательности в месте установки полукомплекта, определяемое для расчетного вида повреждения;

- принятая уставка отключающего реле напряжения ;

- коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Чувствительность пускового органа схемы блокировки при качаниях отключающего реле сопротивления при симметричных КЗ - пускового реле обратной последовательности с торможением - (КВ2) проверяется по выражению:

, (16)

где - минимальный первичный ток обратной последовательности в месте установки полукомплекта, определяемый для расчетного случая замыкания на землю;

- принятая уставка отключающего реле (КВ2) при отсутствии торможения;

- первичный номинальный ток трансформатора тока.

Чувствительность реле сопротивления по току точной работы определяется по выражению:

, (17)

где - первичный ток в месте установки полукомплекта при КЗ между тремя фазами в конце защищаемой линии в расчетном минимальном режиме;

- ток точной работы реле;

- коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Минимальное значение может приниматься .

Чувствительность отключающего реле сопротивления (KZ2) проверяется по выражению:

, (18)

где - максимальное первичное сопротивление в месте установки защиты при КЗ на противоположном конце защищаемой линии; для двухконцевой линии равно сопротивлению линии ; - первичное сопротивление срабатывания реле.

Минимальное значение должно быть не менее 1,7.

14.2 Расчёт уставок дистанционной защиты воздушных линий 110 кВ

-я ступень защиты:

, (19)

где - сопротивление защищаемой линии, Ом.

-я ступень защиты:

; (20)

-я ступень защиты

, (21)

где - сопротивление защищаемой линии, Ом;

- сопротивление соседней линии, Ом;

- коэффициент подпитки.

.3 Выбор уставок токовых защит воздушных линий 110 кВ

Токовая отсечка:

, (22)

где - ток КЗ в каскадном отключении.

Проверка коэффициента чувствительности:

Ток двухфазного КЗ:

; (23) Коэффициент чувствительности:

; (24)

.3.2 Токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП)

-я ступень защиты:

, (25)

где - ток КЗ в каскадном отключении.

Проверка коэффициента чувствительности:

Ток КЗ - ток нулевой последовательности.

Коэффициент чувствительности:

; (26)

Токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП)

-я ступень защиты:

, (27)

где - ток КЗ в каскадном отключении.

Проверка коэффициента чувствительности:

Ток КЗ - ток нулевой последовательности.

Коэффициент чувствительности:

; (28)

14.4 Выбор уставок дифференциальной защиты трансформатора

Номинальные токи обмоток трансформатора при нулевом положении РПН:

, (29)

Вторичные номинальные токи ТТ в номинальном режиме:

, (30)

Требования к трансформаторам тока дифференциальной защиты трансформатора:

Приведенная предельная кратность

, (31)

где - номинальный ток первичной обмотки ТТ;

- наибольшая кратность первичного тока, при котором полная погрешность в установившемся режиме при заданной нагрузке не превышает 10% ;

- номинальный ток обмотки защищаемого трансформатора.

Расчет предельной кратности .

Расчетное сопротивление кабеля от ТТ до терминала:

, (32)

где - удельное сопротивление меди, Ом ·мм2/м ;

- длина кабеля, м;

- принятое сечение кабеля, мм2.

Номинальное сопротивление нагрузки:

, (33)

Предельная кратность трансформаторов тока:

, (34)

где - сопротивление вторичной обмотки ТТ на постоянном токе - по рекомендации технического издания “Расчеты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты” Е.П. Королев, Э.М. Либерзон. Москва “Энергия”, 1980 г.

Расчет тока небаланса:

, (35)

где - коэффициент, учитывающий переходный процесс;

- полная относительная погрешность ТТ в установившемся режиме;

- относительная погрешность, вызванная регулированием напряжения;

- относительная погрешность выравнивания токов плеч;

Минимальный ток срабатывания выбирается по условию отстройки от тока небаланса при :

, (36)

где - коэффициент, учитывающий переходный процесс;

Коэффициент торможения:

, (37)

где - коэффициент отстройки;

- ток небаланса расчетный;

- ток для трансформаторов ;

Таблица 14 - Выбор коэффициента торможения

№ тормозной характеристики	1	2	3	4	5
0,150,20,30,40,49
3,93,252,582,252,05

Дифференциальная отсечка по рекомендации производителя не менее 6.

14.5 Выбор уставок дифференциальной защиты шин

Номинальное сопротивление нагрузки:

, (38)

Расчетное сопротивление нагрузки:

, (39)

где - удельное сопротивление меди, Ом ·мм2/м ;

- длина кабеля, м;

- принятое сечение кабеля, мм2.

Расчет предельной кратности:

, (40)

где - сопротивление вторичной обмотки трансформатора тока, Ом;

- номинальная предельная кратность.

Проверка условия надежности отстройки терминала при Iкз внеш (однофазном) при условии:

, (41)

Номинальный ток срабатывания дифференциальной защиты:

, (42)

где - для 3-х присоединений;

- максимальный рабочий ток .

Проверка чувствительности:

. (43)

Уставка срабатывания определяется по двум условиям:

) ;

) .

14.6 Выбор уставок токовых защит элементов подстанции

Токовая отсечка

; (44)

Проверка чувствительности:

Ток двухфазного короткого замыкания:

; (45)

Коэффициент чувствительности:

. (46)

.6.2 Защита от замыканий на землю

, (47)

- мощность трансформатора.

Ток срабатывания реле (РТ-40/10):

, (48)

где - коэффициент схемы;

- коэффициент трансформации ТА;

Проверка чувствительности:

Ток однофазного короткого замыкания:

; (49)

Коэффициент чувствительности:

. (50)

Результаты расчёта уставок приведены в таблицах 14.1-14.15.

15 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Для обоснования договорных цен на строительство объектов народного хозяйства, в т.ч. энергетики, а также оценки их фактической стоимости и экономической эффективности оборудования в ходе их проектирования наряду с проектной составляется сметная документация.

Строительство рассматриваемой в дипломном проекте подстанции осуществляется в Тюменской области, восьмом территориальном районе, пятой температурной зоне, южнее 60 параллели.

В основу определения сметной стоимости строительных работ приняты:

Территориальные сборники средних районных сметных цен на материалы, конструкции и изделия, части 1,2,5;

Территориальные сборники единичных расценок для определения сметной стоимости строительства объектов, расположенных на территории 2 зоны Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Стоимость установки устройств релейной защиты и автоматики на подстанции Монастырская определяется после разработки соответствующей сметной документации. Сметная документация представляет собой основанные на нормативных документах расчеты, учитывающие стоимость оборудования и работ по его монтажу в ходе выполнения поставленной в проекте технологической задачи. Для учета установки описанных в дипломе устройств составлена локальная смета «Вторичная коммутация ОПУ», приведенная в Приложении А. Суммы, полученные в итоге сметы, включаются в объектную смету на сооружение ОПУ и затем в Сводный сметный расчет, в котором представлена стоимость сооружения всей подстанции.

Локальные сметы составляются с помощью программного комплекса «Гранд-СМЕТА» в ценах, введенных с 01.01. 2000 в соответствии с МДС 81-35.2004. Пересчет в текущие цены с использованием индексов пересчета на 3 квартал 2007 года в соответствии с Приложением к письму Росстроя № СК-3752/02 от 11.10.2007 г производится на уровне сводного сметного расчёта.

Индексы пересчёта текущей стоимости в базовые цены для Ханты-Мансийского автономного округа:

индекс на СМР к ТЕР-2001г.(без НДС) : 2,93

в том числе:

материалы: 2,54

оплата труда: 3,89

В локальной смете стоимость устройств, доставляемых на подстанцию в готовом виде, относится к затратам по виду работ «Оборудование». Стоимость устройств, собираемых на месте,- к затратам по виду работ «Материал». Оборудование и материалы в системе сметного нормирования имеют различный уровень начисляемых накладных расходов и сметной прибыли. Оборудование и материалы могут учитываться в сметной документации двумя способами - по цене поставщика (или завода изготовителя), либо по усредненным сметным расценкам. Способ учета конкретного оборудования в сметной документации определяется требованиями заказчика и предоставленной информацией (прайс-листами). Усредненные сметные расценки на оборудование и материалы содержатся в Сборнике сметных цен на материалы (СЦМ) и Дополнении к Сборнику сметных цен на материалы.

Работы по монтажу описанного в дипломной работе оборудования учитываются в соответствующем разделе с помощью усредненных расценок сборников территориальных единичных расценок на монтаж оборудования (ТЕРм), в частности, ТЕРм08 - Электротехнические установки, ТЕРм10 - Оборудование связи, ТЕРм11 - Приборы, средства автоматизации и вычислительной техники. Единичная расценка на отдельную работу содержит затраты на используемые в ней материалы и оборудование, зарплату основных работников, механизаторов и эксплуатацию машин. Заработная плата основных работников и механизаторов составляет фонд оплаты труда, являющийся базой для начисления в итоге сметы накладных расходов и сметной прибыли соответственно виду работ. Результатом локального сметного расчёта является сметная стоимость выполнения комплекса определённых работ на проектируемом объекте. В данном случае стоимость вторичной коммутации ОПУ на ПС Монастырская составила 23 521 943 руб. в ценах 2000 г., в том числе расходы на оборудование - 23 110 050 руб., на монтажные работы - 411 893 руб., на заработную плату - 39 027 руб.

Стоимость вторичной коммутации ОПУ составила 4,28% от общей стоимости сооружения подстанции, стоимость оборудования - 14,6% от общей стоимости оборудования подстанции.

Общие показатели и пересчёт в текущие цены сметной стоимости строительства подстанции представлены в таблице 15.1

Основные технико-экономические показатели строительства ПС 110/35/6 кВ «Монастырская» приведены в таблице 15.2

Таблица 15.1 - Показатели и пересчёт в текущие цены сметной стоимости строительства

	Сметная стоимость
Наименование частей, глав, объектов, работ и затрат	Строительных работ	монтажных работ	Оборудования, мебели и инвентаря	прочих затрат	Общая сметная стоимость
Всего по сводному сметному расчету в ценах на 01.01.2000г. с учетом НДС	276288,59	17663,94	157630,97	97098,95	548682,45
ПС 110/35/6 кВ Монастырская	97746,08	17303,65	157010,69	79171,17	351231,59
ВЛ 110 кВ Монастырская - Правобережная-2	61306,63	51,02	222,05	6707,97	68287,67
Заходы ВЛ 110,35кВ на ПС Монастырская	37431,04	-	-	2638,55	40069,59
Большой переход ВЛ 110 кВ через реку Обь	51663,49	204,23	229,78	5339,81	57437,31
Большой переход ВЛ 110 кВ через протоку Чебыкина	28141,35	105,04	168,45	3241,45	31656,29
Всего по сводному сметному расчету в ценах на 3 кв 2007г.с учетом НДС	809525,57	51755,34	400382,66	377714,92	1639378,49
ПС 110/35/6 кВ Монастырская	286396,01	50699,69	398807,15	307975,85	1043878,70
ВЛ 110 кВ Монастырская - Правобережная-2	179628,43	149,49	564,01	26094,00	206435,93
Заходы ВЛ 110, 35 кВ на ПС Монастырская	109672,95	-	-	10263,96	119936,91
Большой переход ВЛ 110 кВ через реку Обь	151374,03	598,39	583,64	20771,86	173327,92
Большой переход ВЛ 110 кВ через протоку Чебыкина	82454,16	307,77	427,86	12609,24	95799,03
Индексы пересчёта в текущие цены на 3 квартал 2007 г. ХМАО: СМР-2,93, материалы - 2,54, прочие(оплата труда) - 3,89

Таблица 15.2 - Технико - экономические показатели

Наименование показателя	Значение показателя
1.Общая сметная стоимость строительства, тыс.руб.	548682,45
2.Стоимость строительства ПС 110 кВ Монастырская, тыс.руб.	351231,59
3.Стоимость строительства ВЛ 110 кВ Монастырская-Правобережная -2, тыс.руб.	68287,67
4. Стоимость строительства заходов ВЛ 110,35 кВ на ПС Монастырская, тыс.руб.	40069,59
5. Стоимость строительства большого перехода ВЛ 110 кВ через р.Обь, тыс.руб.	57437,31
6. Стоимость строительства большого перехода ВЛ 110 кВ через протоку Чебыкина, тыс.руб.	31656,29
7.Количество и мощность силовых трансформаторов на ПС 110 кВ Монастырская, шт/МВА	2х40
8.Количество и тип выключателей 110 кВ	LTB-145/12
9.Количество и тип выключателей 35 кВ	BР-35НС/12
10.Количество и тип разъединителей 110 кВ (комплектов)	SGF-123/48
11.Количество и тип разъединителей 35 кВ	РГП-35/28
12.Количество и тип трансформаторов тока 110 кВ (комплектов)	TG-145/13
13. Количество и тип трансформаторов напряжения 110 кВ	CPB-123/2
14. Количество и тип ограничителей перенапряжения 110 кВ (комплектов)	Exlim/4
15.Количество и тип трансформаторов тока 35 кВ (комплектов)	CIF-40,5/26
16. Количество и тип трансформаторов напряжения 35 кВ	НАМИ-35/2
17. Количество и тип ограничителей перенапряжения 35 кВ (комплектов)	MWK/4
18.Схема ОРУ 110 кВ - "Две рабочие и обходная системы шин"	Да
19.Площадь ПС и подъездной автодороги, га	5,5
20.Объем насыпи, м3	200050,0
21.Общая продолжительность строительства, мес. в том числе: - по ПС 110 кВ Монастырская - по ВЛ 110 кВ - по заходам ВЛ 35 кВ - по большому переходу через р.Обь - по большому переходу через протоку Чебыкина,	35 18 34 6

16 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ, ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЕ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Понижающие подстанции предназначены для распределения энергии по сети низкого напряжения и создания пунктов соединения сети высокого напряжения (коммутационных пунктов). Основные требования к процессу распределения - надежность и непрерывность. На территории подстанции размещаются силовые трансформаторы; распределительные устройства открытого (ОРУ) и закрытого (ЗРУ) типов, на которых размещается различное электротехническое оборудование; оперативный пункт управления (ОПУ). В процессе контроля работы подстанции, ее обслуживания и ремонта для оперативного и оперативно - ремонтного персонала могут возникать различные опасности.

Микроклимат производственного помещения

Метеорологические условия, или микроклимат, в производственных условиях определяются следующими параметрами: температурой воздуха (°С); относительной влажностью (%); скоростью движения воздуха на рабочем месте (м/с). Параметры микроклимата влияют на такой важный механизм человека как терморегуляция. Для того чтобы физиологические процессы в организме человека протекали нормально, выделяемая организмом теплота должна отводится в окружающую человека среду. При нормальном теплообмене у человека не возникает беспокоящих его температурных ощущений холода или перегрева. В соответствии с ГОСТ 12.I.005 - 88 устанавливаются оптимальные и допустимые метеорологические условия для рабочей зоны помещения. Для категории 1 (легкие работы), к которой относится рабочее место обслуживающего персонала установлены следующие параметры:

температура воздуха 19 - 25 °С,

относительная влажность не более 75%,

скорость движения воздуха не более 0,2 м/с.

Необходимые параметры микроклимата, в случае их несоответствия требованиям ГОСТ, могут быть достигнуты с помощью вентиляции или отопления.

Производственное освещение

Важным условием хорошей продуктивной работы является правильно выбранное освещение. При плохом освещении человек быстро устает, работает медленнее, возникает опасность ошибочных действий. Плохое освещение может привести к профессиональным заболеваниям. Используется три вида освещения - естественное, искусственное и совмещенное. Естественное освещение ОПУ производится через окна. Для искусственного освещения применяются газоразрядные лампы и лампы накаливания, в соответствии со СНиП II-4-79. В помещении ОПУ уровень освещенности обеспечен на уровне 300лк. Для РУ предусмотрено искусственное освещение с помощью штатных светильников. Для обеспечения безопасной работы персонала в условиях временного отключения РУ, существует аварийное освещение, питание которого осуществляется от аккумуляторных батарей подстанции.

Шум

Шум неблагоприятно воздействует на организм человека. Кроме непосредственного воздействия на слух, шум изменяет нормальные нервные процессы, вызывает повышенную утомляемость, ослабление внимания.

ГОСТ 12.1.003-83 устанавливает нормы шума на рабочих местах. Допустимый уровень шума для помещений ОПУ подстанции по данному ГОСТ - 60дБА (эквивалентный уровень звука для помещений управления, рабочих комнат). Реальный уровень шума - 50дБА. Источниками шума в помещениях ОПУ являются компьютеры, кондиционеры, внешние шумы. Защита от шума производится в соответствии с ГОСТ 12.1.029-80. Для снижения шума применяются следующие пути: уменьшение шума в источнике, акустическая обработка помещений, уменьшение шума по пути его распространения.

Электромагнитные поля

Электромагнитное поле может воздействовать на человека как непосредственно, если он находится вблизи ЛЭП, или других устройств высокого напряжения, так и наведенным напряжением, которое в переходных рабочих режимах или при авариях, возникает на находящихся вблизи ЛЭП проводах связи, на некоторых металлических предметах, несвязанных с землей.

Воздействуя на живую ткань организма, электромагнитное поле вызывает переменную поляризацию молекул и атомов, составляющих клетки, в результате чего происходит их опасный нагрев. Развиваются нарушения со стороны нервной, сердечно-сосудистой систем, органов дыхания, пищеварения и некоторых биохимических показателей крови.

Электромагнитное поле, как совокупность переменных электрического и магнитного полей, оценивается векторами напряженностей - электрической E, В/м, магнитной H, А/м. Воздействие электромагнитного поля зависит от величин напряженностей Е и Н, времени воздействия, частоты. Основным параметром, характеризующим биологическое действие электромагнитного поля промышленной частоты (50 Гц), является электрическая напряженность Е. Магнитная составляющая при промышленной частоте заметного влияния на организм не оказывает, так как при 50 Гц вредное биологическое действие проявляется при Н = 150 - 200 А/м, а в действующих установках значение Н не превышает 25 А/м. Нормы для электрической напряженности, согласно ГОСТ 12.1.006 - 84 приведены в таблице 16.1.

Таблица 16.1 - Допустимые времена пребывания в электромагнитном поле

Напряженность поля Е, кВ/м	5	15	20	25
Допустимое время пребывания в электрическом поле на протяжении 8 - ми часового рабочего дня	8 ч	3 ч	1,5 ч	10 мин	5 мин

Для защиты персонала от воздействия электромагнитных полей применяют стационарные и временные экранирующие устройства. Стационарные устройства предназначены для работ, проводимых непосредственно на территории подстанции. Это козырьки, навесы, перегородки из металлической сетки на раме из уголковой стали. Временные экранирующие устройства предназначены для линейных работ. Это экранирующие люльки и изолирующие лестницы. Применяется также металлизированный проводящий костюм, представляющий собой электрически замкнутую систему. Он выполняется из тканевого полотна с металлизированной гибкой сеткой, все части которой соединены друг с другом. Костюм состоит из куртки, брюк и подшлемника.

Электробезопасность

Основная опасность при обслуживании РУ подстанции является опасность поражения электрическим током. Источником опасности являются открытые токоведущие части и токоведущие части с изоляцией, которая может оказаться по каким либо причинам нарушенной. Воздействие тока на организм человека можно разделить на биологическое, термическое, электролитическое. Оно вызывает различные нарушения в организме, вызывая как местное поражение тканей и органов, так и общее поражение организма. Существует два вида поражения электрическим током: электрический удар и местные электрические травмы. К травмам относятся ожоги, электрические знаки, электрометаллизация кожи, механические поражения и электроофтальмия. При электрическом ударе воздействию тока подвергается нервная система, что может привести к параличу жизненно важных систем организма - сердечной мышцы и дыхательных мышц. Интенсивность воздействия тока на организм определяется множеством факторов, например длительностью прохождения тока, путем прохождения тока через тело, родом тока, индивидуальными особенностями человека и его физическим состоянием в момент поражения током.

Правила эксплуатации электроустановок (ПУЭ) делят все электроустановки и помещения на следующие категории:

помещение с повышенной опасностью, характеризующиеся одним из условий: сырость (влажность более 75%); высокая температура (более 35°С); наличие токопроводящих полов (бетон, железобетон, кирпич, металл); возможность одновременного прикосновения к имеющим соединение с землей металлическим элементам технологического оборудования или металлоконструкциям здания с одной стороны и металлическим корпусам электрооборудования с другой;

особо опасные помещения, характеризующиеся наличием следующих условий: высокая относительная влажность (более 100%); химически активная Среда, разрушающая изоляцию; два и более условий для помещения с повышенной опасностью;

помещения без повышенной опасности (все остальные).

Помещение РУ относится к категории помещений повышенной опасности.

Оперативное обслуживание действующих электроустановок предусматривает периодические и внеочередные осмотры электрооборудования, контроль и учет потребления электроэнергии, оперативные переключения. Эти действия осуществляются инженерно-техническим, дежурным и оперативно-ремонтным электротехническим персоналом. Оперативное обслуживание может осуществляться как одним лицом, так и бригадами из двух и более человек. При обслуживании электроустановок напряжением выше 1000 В старший в смене (бригадир) или одиночный дежурный должны иметь квалификационную группу по ТБ не ниже группы IV.

Во избежание поражения электрическим током во время осмотра действующих электроустановок необходимо соблюдать следующие меры предосторожности. При осмотре электроустановки напряжением выше 1000 В одним лицом не разрешается проникать за ограждение и входить в камеры РУ. Осматривать электрооборудование следует только с порога камеры или стоя перед барьером. В случае необходимости дежурному, имеющему квалификационную группу не ниже IV, разрешается вход в камеру при условии, что в проходах расстояние от пола до нижних фланцев изоляторов не менее 2 м, а до неогражденных токоведущих частей не менее 2.75 м. При напряжении до 35 кВ. Если эти расстояния меньше, вход допускается только в присутствии второго лица с квалификационной группой не ниже III, что необходимо для наблюдения за работой, предупреждения об опасном приближении к токоведущим частям, а так же, для оказания первой помощи в случае необходимости.

При обнаружении во время осмотра случайного замыкания на землю, запрещается до отключения данного участка приближаться к месту замыкания на расстояние менее 4 м (на открытых подстанциях менее 8 м) во избежание поражения шаговым напряжением. В случае необходимости приближения следует использовать средства индивидуальной защиты.

Оперативные переключения в РУ подстанций производятся по распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного электротехнического персонала. Распоряжение о переключении передается по телефону или устно, с занесением его в оперативный журнал. В РУ напряжением выше 1000 В сложные оперативные переключения производимые более чем на одном присоединении должны выполняться двумя лицами, причем старший из них по должности контролирует и руководит действиями младшего, который непосредственно управляет коммутационными аппаратами. Этим обеспечивается правильная последовательность операций с выключателями и разъединителями, а следовательно и безопасность операторов.

Техническая эксплуатация электроустановок предусматривает планово-предупредительные ремонты установленного электрооборудования, электрические испытания изоляции, систем автоматики и релейной защиты. Кроме того, не исключены работы по предупреждению и ликвидации возможных аварий и неполадок.

Согласно требованиям ПТБ, работы, производимые в действующих электроустановках, в отношении принятия мер безопасности разделяются на следующие четыре категории:

Работы, выполняемые при полном снятии напряжения, производимые в установках, где со всех токоведущих частей, в том числе и вводов, снято напряжение, нет незапертого входа в помещения, в которых размещены электроустановки, находящиеся под напряжением. Так, например, текущий ремонт силового трансформатора осуществляется при полном снятии как высшего напряжения ( со стороны питания ), так и низшего. Ревизия и чистка аппаратуры распределительных устройств подстанций и ремонтно-строительные работы в электропомещениях производятся при полном снятии напряжения со всех токоведущих частей.

Работы, выполняемые при частичном снятии напряжения, производимые в открытой электроустановке, расположенной в отдельном помещении, где снято напряжение только с тех присоединений, на которых производится работа, или где напряжение полностью снято, но есть незапертый вход в помещение соседней электроустановки, находящейся под напряжением. К этим видам работ относятся поочередный вывод в ремонт и проведение профилактических испытаний изоляции и отдельных электросиловых установок.

Работы, выполняемые без снятия напряжения вблизи токоведущих частей и на токоведущих частях электроустановок, находящихся под напряжением. К ним относятся работы, требующие принятия технических и организационных мероприятий по предотвращению возможности приближения работающих людей и используемой ими ремонтной оснастки и инструмента к токоведущим частям на опасное расстояние, а также работы, производимые непосредственно на токоведущих частях, с помощью специальных средств защиты. Эти работы приходится выполнять в столь опасных условиях для сохранения питания потребителей на период обслуживания. К таки работам относятся взятие пробы и доливка масла в трансформаторах, измерения электроизмерительными клещами, фазировка силовых трансформаторов и кабельных линий.

Работы, выполняемые без снятия напряжения вдали от токоведущих частей, находящихся под напряжением, при которых исключено случайное прикосновение или приближение к токоведущим частям и не требуется принятие специальных мер. К таким работам относятся, чистка от пыли кожухов электрооборудования при наличии в РУ постоянного ограждения токоведущих частей, уборка электропомещений.

Техническими мероприятиями по обеспечению безопасности работ в электроустановках являются:

отключение ремонтируемого оборудования и принятие мер против ошибочного обратного включения или самовключения, образование видимого разрыва;

установка временных ограждений неотключенных токоведущих частей и вывешивание запрещающих плакатов "Не включать - работают люди" или "Не включать - работа на линии" и др.;

присоединение переносного заземления - закоротки к заземляющей шине стационарного заземляющего устройства и проверка отсутствия напряжения на токоведущих частях, которые для безопасности проведения работ подлежат замыканию накоротко и заземлению;

наложение переносных заземлений на отключенные токопроводы после проверки отсутствия на них напряжения или включение специальных заземляющих ножей разъединителей;

ограждение рабочего места с вывешиванием разрешающего плаката "Работать здесь".

При отключении ремонтируемого оборудования отключению подлежат не только те токоведущие части, на которых будут производиться работы, но и те, от которых до работающих будет менее 0,7 м при напряжении электроустановки до 15 кВ, 1 м при напряжении от 15 до 35 кВ, 1,5 м - от 35 до 110 кВ, 2,5 м - 220 кВ.

При ремонтных работах в ОРУ, и необходимости подъема рабочих на конструкции, следует оградить зону работы канатом с вывешенными на нем плакатами "Стой! Напряжение", обращенные надписью внутрь огражденного пространства. В том месте, где рабочие должны входить внутрь ограждения оставляется проход и вывешивается плакат "Входить здесь". Место подъема на конструкцию указывается плакатом "Влезать здесь". При работах без снятия напряжения вблизи или непосредственно на токоведущих частях. Следует обеспечить соответствующее расположение работающих по отношению к токоведущим частям, соблюдая минимально допустимые расстояния до них. Работающий должен располагаться так, чтобы находящиеся под напряжением токоведущие части электроустановки находились перед ним и только с одной из боковых сторон. Недопустимо работать, если неотключенные токоведущие части будут находиться сзади работника, а также работать в согнутом положении, если при выпрямлении расстояние от токоведущих частей до любой части тела станет меньше допустимого. Приближение рук работающего к токоведущим частям, находящимся под напряжением должно быть не менее длины изолирующей части применяемых защитных средств - электроизмерительных и изолирующих клещей, штанг и другого оборудования.

Организационными мероприятиями по обеспечению безопасного производства работ в электроустановках являются следующие: оформление работы нарядом или распоряжением, оформление в наряде допуска рабочих к работе, надзор во время работы, оформление в наряде перерывов в работе и переходов бригады на другое рабочее место, оформление в наряде окончания работ, закрытие наряда.

Работы, производимые для предотвращения аварий (например, устранение нагрева и искрения контактов, ослабление крепления жестких шин) допускается выполнять оперативному персоналу без наряда или ремонтному персоналу под непосредственным наблюдением оперативного персонала или административно - технического персонала с квалификационной группой не ниже V.

Эксплуатация электроизмерительных приборов, устройств релейной защиты, автоматики и телемеханики характеризуется следующими возможными факторами опасности поражения электрическим током оперативного и оперативно - ремонтного персонала:

появление напряжения шага и прикосновения в случаях неотключившегося замыкания на землю;

появление повышенного напряжения (до 2000 В) на разомкнутых выводах вторичной обмотки трансформатора тока в процессе прохождения через его первичную обмотку тока нагрузки, а также в незамкнутых токовых цепях электроизмерительных приборов;

появление опасного напряжения на выводах отключенной первичной обмотки измерительного трансформатора напряжения при случайной подаче напряжения во вторичную его обмотку от другого источника напряжения;

появление в цепи вторичной коммутации повышенного напряжения (1000 В) в случае нарушения изоляции между обмотками понижающего измерительного трансформатора и при отсутствии заземления выводов вторичной обмотки;

приближение к токоведущим частям и случайное прикосновение к ним во время работ по снятию и установке электроизмерительных приборов и счетчиков без снятия напряжения и нагрузки с соответствующих присоединений.

С учетом этого, Правила техники безопасности предписывают эксплуатационному персоналу выполнение следующих требований, которые обеспечивают безопасность при выполнении ряда работ в цепях РЗА.

Все вторичные обмотки измерительных трансформаторов напряжения должны быть заземлены. Заземляют один вывод или нейтральную точку обмотки и корпус трансформатора.

При необходимости разрыва токовой цепи электроизмерительных приборов и реле, питаемых от трансформатора тока, выводы его вторичной обмотки должны быть предварительно замкнуты накоротко перемычкой.

Запрещается использовать шины РУ в качестве вспомогательных токопроводов при монтажных работах, а также для временного питания сварочного аппарата.

Цепи измерения и защиты следует присоединять к зажимам трансформатора тока только после полного окончания монтажа вторичных схем. Работать в цепях РЗА разрешается только по исполнительным схемам, и при этом пользоваться инструментом с изолированными рукоятками. Ошибочное присоединение "на память" может привести к авариям и несчастным случаям.

При работах в цепях, присоединенных к трансформаторам напряжения с подачей напряжения от постороннего источника ( например, прозвонка цепей, проверка срабатывания реле ), необходимо снять предохранители со стороны обеих обмоток и отключить автоматический выключатель от вторичных обмоток. Нарушение этого правила вызывает появление высокого напряжения за счет обратной трансформации.

Установку и снятие электросчетчиков и других электроизмерительных приборов, подключенных к измерительным трансформаторам, должны выполнять по наряду два электромонтера, из которых старший имеет группу IV по ТБ, а младший группу III. Установку и снятие электросчетчиков непосредственного подключения разрешается производить одному монтеру, с группой не ниже III. Присоединение электроизмерительных приборов, установка и снятие электросчетчиков, подключенных к измерительным трансформаторам при наличии испытательных блоков или специальных зажимов у выводов вторичных обмоток трансформаторов тока, позволяющих безопасно замыкать токовые цепи, выполняются без снятия нагрузки и напряжения на данном присоединении.

Пожарная безопасность

Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин, трансформаторов, различных электромагнитных устройств (контакторы, реле, измерительные приборы), проводов и кабелей. Наибольшую пожарную опасность представляют маслонаполненные аппараты - трансформаторы, баковые выключатели, кабели с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифолевым составом. Пожарная безопасность электроустановок регламентирована ГОСТ 12.1.007 - 76.

Согласно СНиП II-90-81, разделяющего все производства на категории пожарной опасности, в зависимости от характеристики обращающихся в производстве веществ и их количеств, трансформаторная подстанция может быть отнесена к категории Г (закрытые распределительные устройства с выключателями и аппаратурой, содержащей 60 кг масла и менее в единице электрооборудования), а помещение управления (ОПУ) - к категории Д.

В качестве меры против распространения начавшегося пожара применяют общие или местные противопожарные преграды. Общие противопожарные преграды разделяют здание по горизонтали и вертикали на отсеки, и представляют собой стены, выполненные из несгораемых материалов ( кирпича, железобетона ). Дверные проемы в противопожарных стенах перекрывают противопожарными дверьми (например, деревянными, обшитыми по асбесту кровельной сталью).

Местные противопожарные преграды - это бортики и пороги в дверях помещения (например, камер масляных выключателей с большим объемом масла), кюветы, маслоприемные ямы или обваловки вокруг открытых резервуаров с огнеопасными жидкостями и другое. Между трансформаторами, расположенными на расстоянии менее 7 м друг от друга устанавливается огнеупорная стена.

Эвакуация людей из зданий и помещений в случае возникновения пожара обеспечивается через эвакуационные выходы, которые должны вести:

а) из помещений первого этажа непосредственно наружу или через коридор;

б) из помещений любого этажа (кроме первого) на лестничную клетку;

в) из помещения в соседнее помещение, обеспеченное выходами согласно п. "а" и "б".

Количество эвакуационных выходов из зданий не менее двух. Ширина участков путей эвакуации должна быть не менее 1 м, а дверей на путях эвакуации - не менее 0,8 м. Ширина наружных дверей лестничных клеток должна быть не менее ширины марша лестницы. Высота прохода на путях эвакуации - не менее 2 м. При длине ЗРУ менее 7 м предусматривается один торцевой выход. При длине от 7 м до 60 м - два выхода. При длине более 60 м - два торцевых выхода и дополнительные, чтобы расстояние от выходов до аппаратуры не превышало 30 м. Для устранения разливов масла, предусматривается дренажная система. Баковые масляные выключатели, устанавливаемые в ЗРУ, оборудуются взрывными коридорами, с легко разрушаемой перегородкой. В ЗРУ устанавливается аварийная вытяжная вентиляция.

К обязательным средствам пожаротушения относятся огнетушители (углекислотные и порошковые), противопожарные щиты, ящики с песком. В наиболее ответственных в отношении пожароопасности местах установлена пожарная сигнализация.

Экологическая ситуация

Распределение электрической энергии, к счастью, незначительно воздействует на окружающую среду. Эксплуатация, в частности, подстанций не связана с выбросами вредных веществ и нерациональным использованием природных ископаемых. Подстанции стремятся строить на территории, не пригодной для нужд сельского хозяйства. От персонала подстанции требуется правильная утилизация расходуемых в процессе работы материалов (трансформаторного масла и других жидкостей используемых как изоляция электрооборудования, кислоты из аккумуляторных батарей и прочего). Недопустим слив отработанных продуктов на землю, тем более в водоемы и реки.

Молниезащита ОРУ подстанции

В результате движения воздушных потоков, насыщенных водяными парами, образуются грозовые облака, являющиеся носителями статического электричества. Мощный электрический разряд, образующийся между разноименно заряженными облаками или, чаще, между заряженным облаком и землей, называется молнией. При грозовом разряде в течение короткого промежутка времени (примерно 100 мкс) при токе молнии 100 - 200 кА в канале молнии развивается температура до 30 000 °С. Такой высокий ток производит значительные тепловые, электромагнитные, а также механические воздействия на те объекты, по которым он проходит.

Для приема электрического разряда молнии и отвода ее тока в землю применяют устройства, называемые молниеотводами. Молниеотвод состоит из несущей части - опоры, молниеприемника, токоотвода и заземлителя. Открытые распределительные устройства ( ОРУ) защищаются стержневыми молниеотводами.

Методы и средства ресурсо- и энергосбережения

С каждым годом растёт потребление электроэнергии, газа, тепла и воды. Между тем, многие месторождения полезных ископаемых и месторасположения природных ресурсов в обжитых районах страны уже исчерпаны, а новые приходится искать и обустраивать в труднодоступных районах Сибири и Дальнего Востока. Поиск новых месторождений, их обустройство, доставка энергоресурсов до потребителя приводит к удорожанию ресурсов. Логический вывод - экономия ресурсов и внедрение энергосбережения. Поэтому именно экономия становится важнейшим источником роста производства. Расчёты показали, а практика подтвердила, что каждая единица денежных средств, истраченных на мероприятия, связанные с экономией электроэнергии и ресурсов, даёт такой же эффект, как в два раза большая сумма, израсходованная на увеличение её производства. На фоне экономического (и энергетического) кризиса в нашей стране этот факт, как мне кажется, стоит принять во внимание.

Простота и доступность электроэнергии породили у многих людей представление о неисчерпаемости наших энергетических ресурсов, притупили чувство необходимости её экономии. Между тем, электроэнергия сегодня дорожает. Поэтому старый призыв: «Экономьте электроэнергию!» стал ещё более актуальным.

Промышленность и коммунально-бытовой сектор одни из крупнейших потребителей электроэнергии и ресурсов. Можно сформулировать общие требования по сбережению:

) Оптимизация освещения помещений и рабочих мест

оптимизация распределения источников света;

их мощность;

переход на источники света с более высокой световой отдачей

Между отдельными источниками света существует большая разница в световой отдаче, лк/Вт:

Лампа накаливания - 12

Галогенная лампа - 22

Люминесцентная лампа - 55

Ртутная лампа высокого давления - 55

Галогенная лампа высокого давления - 80

Натриевая лампа высокого давления - 95

максимальное использование естественного освещения;

) Оптимизация отопления производственных и хозяйственных помещений

применение радиаторов улучшенной конструкции;

оптимизация теплоотдачи через стены, пол и потолок;

оптимизация теплоотдачи через окна;

Приближённые тепловые потери помещения: потери из-за не утепленных окон и дверей 40%; потери через оконные стекла 15%; потери через стены - 15%; потери через потолки и полы 7%;

) Оптимизация графика потребления электроэнергии (если необходимо, природного газа, воды)

установка многотарифных счётчиков электроэнергии (газа, воды) и определение для них тарифных зон;

)Установка устройств автоматического контроля и управления технологическим процессом

наряду со многими функциями, данные системы позволяют вести экономическую работу технологических агрегатов и машин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте рассмотрены различные типы микропроцессорных защит установленных на подстанции 110/35/6 кВ «Монастырская» производства ООО «АББ-Автоматизация».

Выбор принципов защиты и автоматики элементов подстанции 110/35/6 кВ «Монастырская» произведен на основании результатов расчета токов короткого замыкания и ориентировочных уставок защит в соответствии с Руководящими указаниями по релейной защите (Выпуски 11, 13А, 13Б) и "Правилами устройства электроустановок" (Раздел 3).

Рассчитанная релейная защита обеспечивает надежную работу подстанции, защиту ее элементов от повреждений и ненормальных режимов.

В отдельных главах рассмотрены такие аспекты, как безопасность и экологичность проекта, а также экономическая часть.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Чернобровов Н.В. Релейная защита: Энергия, 1971. - 624 с.

Шабад М.А. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей: Энергоатомиздат, 1985. - 294 c.

Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем: Учеб. для вузов.- 2-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат, 1992.-528 с.

Шабад М.А. Автоматизация распределительных электрических сетей с использованием цифровых реле: Энергоатомиздат, 2000. - 68 с.

РУ по релейной защите Ступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110-220 кВ: Госэнергоиздат, 1961. - 63 c.

РУ по релейной защите. Дистанционная защита линий 35-330 кВ: Энергия, 1966.-172 c.

Ананичева С.С. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования - Екатеринбург, УГТУ-УПИ, 1995.

Правила устройства электроустановок. - СПб.: Издательство ДЕАН, 2004. - 464 с.

ГОСТ 12.1.003-89 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Воздух рабочей зоны. Общие санитарно-гигиенические требования.

11 ГОСТ 12.1.012 - 90. ССБТ. Вибробезопасность.

12 ГОСТ 12.1.045-84 ССБТ. Электростатические поля. Допустимые уровни на рабочих местах и требования к проведению контроля.

13 ГОСТ 12.2.002-84 ССБТ. Электрические поля промышленной частоты.

Микропроцессорные защиты элементов подстанции

Микропроцессорные защиты элементов подстанции

Руководитель: Е.Г. Воротилова

Нормоконтролёр: А.О. Егоров

Студент гр. Э-53012: А.С. Хомутинина

Екатеринбург 2008

9 ТЕРМИНАЛ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА RET 521

.1 Общие положения

Тормозные характеристики дифференциальной защиты DIFP

Похожие работы на - Микропроцессорные защиты элементов подстанции