Аннотация

Релейная защита и автоматика при реконструкции подстанции 220/110/10/6 кВ «Луч» – Челябинск: ЮУрГУ, Э — 584, 2009 г., стр. 201, илл. 51, табл. 36 . Список литературы – 25 наименований. 6 листов чертежей формата А1

Реконструкция подстанции «Луч» 220/110/10/6 кВ обусловлена моральным и физическим износом значительной части основного и вспомогательного оборудования, а также увеличением передаваемой потребителям мощности.

Предлагаемая реконструкция подстанции позволит за счёт применения со-временного оборудования повысить качество и надежность электроснабжения потребителей и улучшить условия труда обслуживающего персонала.

Техническое перевооружение релейной защиты производится в направле-нии замены физически и морально устаревших устройств РЗ на новые, соответствующие современному техническому уровню и выпускаемые на данный момент отечественной промышленностью.

Реконструкция релейной защиты и автоматики силовых трансформаторов 220/10/6 кВ подстанции, шин 110-220 кВ, а также всех присоединений 10(6) кВ выполнена на микропроцессорной элементной базе типа БМРЗ производства НТЦ «Механотроника».

Реконструкция релейной защиты и автоматики силовых автотрансформаторов 220/110/10 кВ подстанции и питающих линий 110-220 кВ выполнена на унифицированной микропроцессорной платформе типа БЭ2502А и БЭ2704 производства НПП «ЭКРА».

 

ОГЛАВЛЕНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДСТАНЦИИ «ЛУЧ»

1.1 Общая характеристика объекта

1.2 Техническое задание на реконструкцию подстанции

1.3 Выводы о техническом состоянии подстанции

1.4 Основные технические решения по зданиям и сооружениям

2 ВЫБОР ТИПА, ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

3 ВЫБОР ОСНОВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

3.1 Выбор структурной схемы подстанции

3.2 Выбор схемы электрических соединений РУ ВН

3.3 Выбор схемы электрических соединений РУ СН

3.4 Выбор схемы электрических соединений РУ НН 10 кВ

3.5 Выбор схемы электрических соединений РУ НН 6 кВ

4 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Выбор коммутационного оборудования на стороне ВН 220 кВ

4.2 Выбор коммутационного оборудования на стороне СН 220 кВ

4.3 Выбор коммутационного оборудования на стороне НН 10 кВ

4.4 Выбор коммутационного оборудования на стороне НН 6 кВ

5 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ, ПРИБОРОВ

5.1 Выбор трансформаторов тока

5.1.1 Выбор трансформаторов тока на стороне 220 кВ

5.1.2 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ

5.2 Выбор трансформаторов напряжения

5.2.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 220 кВ

6 ВЫБОР СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

6.1 Выбор трансформатора собственных нужд

6.2 Выбор аккумуляторной батареи

7 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ, ОПН И ВЫСОКОЧАСТОТНЫХ ЗАГРАДИТЕЛЕЙ

7.1 Выбор токоведущих частей РУ 220, 110 кВ

7.1.1 Выбор ТВЧ 220 кВ

7.1.2 Выбор ТВЧ 110 кВ

7.2 Выбор ОПН и высокочастотных заградителей

8 ВЫБОР ВИДОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ ВСЕХ ОБЪЕКТОВ ПОДСТАНЦИИ И ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ ПО ПУЭ.

8.1 РУНН

8.1.1 Вводной выключатель 10(6) кВ

8.1.2 Защита кабельной линии 10(6) кВ

8.1.3 Защита трансформатора собственных нужд

8.1.4 Секционный выключатель 10(6) кВ

8.1.5 Шины 10(6) кВ

8.2. РУ высшего и среднего напряжений

8.2.1 Трансформаторы 220/10/6 кВ

8.2.2 Автотрансформаторы 220/110/10 кВ

8.2.3 Шины 220 (110) кВ

8.2. Питающие линии 220 (110) кВ

9 ВЫБОР ЭЛЕМЕНТНОЙ БАЗЫ И ФИРМЫ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

9.1 Общие технические характеристики терминалов БМРЗ.

9.1.1 Максимальная токовая защита (МТЗ)

9.1.2 Токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП)

9.1.3 Чувствительная дифференциальная токовая защита с торможением (ДТЗ)

9.1.4 Дифференциальная токовая отсечка (ДТО)

9.1.5 Защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ)

9.1.6 Защита от перегрузки

9.1.7 Смена программ уставок МТЗ и ОЗЗ

9.1.8 Защита минимального напряжения (ЗМН)

9.1.9 Автоматическое повторное включение (АПВ)

9.1.10 Резервирование при отказах выключателей (УРОВ)

9.1.11 Логическая защита шин (ЛЗШ)

9.1.12 Автоматическое включение резерва (АВР)

9.1.13 Управление выключателем

9.2 Общие технические характеристики терминалов БЭ2607.

9.3 Расстановка терминалов защит на подстанции

9.3.1 Защита кабельной линии 10 кВ

9.3.2 Защита трансформаторов собственных нужд

9.3.3 Защита и автоматика вводных и секционного выключателей 10(6) кВ.

9.3.4 Шины 10(6) кВ

9.3.5 Трансформаторы напряжения секций шин 10(6) кВ

9.3.6 Трансформаторы 220/10/6 кВ

9.3.7 Автотрансформаторы 220/110/10 кВ

9.3.8 Питающие линии 220(110) кВ

10 РАСЧЁТ УСТАВОК ЗАЩИТ ВСЕХ ОБЪЕКТОВ

10.1 Защита трансформаторов собственных нужд

10.1.1 Двухступенчатая токовая защита

10.1.3 УРОВ

10.2 Кабельная линия 10 кВ

10.2.1 Максимальная токовая защита

10.2.2 Селективная защита от ОЗЗ с действием на сигнал

10.2.3 УРОВ

10.3 Защита автотрансформатора 220/110/10 кВ

10.3.1 ДЗТ

10.3.2 Дистанционная защита

10.3.3 Расчет МТЗ с пуском по напряжению

10.3.4 Токовая отсечка

10.3.6 УРОВ

10.3.7 Токовая защита нулевой последовательности

10.4 Трансформатор 220/10/6 кВ

10.4.1 ДЗТ

10.4.2 Максимальная токовая защита трансформатора

10.4.3 Защита от перегрузки

10.4.4 УРОВ

10.4.5 Токовая защита нулевой последовательности

10.5. Питающие линии 220 кВ

10.5.1 Дифференциально-фазная защита

10.5.2 Дистанционная защита

10.5.3 Токовая отсечка линии

10.5.4 Токовая защита нулевой последовательности

10.5.5 Автоматическое повторное включение

10.5.6 Устройство резервирования отказов выключателя

10.6 Защита шин 220 кВ

10.7. Питающие линии 110 кВ

10.7.1 Дифференциально-фазная защита

10.7.2 Дистанционная защита

10.7.3 Токовая отсечка линии

10.7.4 Токовая защита нулевой последовательности

10.7.5 Автоматическое повторное включение

10.7.6 Устройство резервирования отказов выключателя

10.7.7 Защита шин 110 кВ

11 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

11.1 Капитальные затраты на сооружение подстанции «Луч»

11.2 Определение объема эксплуатационных работ и текущего ремонта по подстанции

11.3 Расчет фонда заработной платы

11.4 Определение себестоимости передачи и распределения электроэнергии на подстанции.

11.5 Определение дохода и расчет срока окупаемости подстанции

11.6 Сводные технико-экономические и плановые показатели ПС «Луч»

12 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

12.1 Территория, компоновка и конструктивная часть

12.1.1 Ограждение территории подстанции

12.1.2 Основные габариты и разрывы, обеспечивающие безопасность работ и

12.1.3 Основные требования к установке трансформаторов

12.1.4 Проезд на ОРУ передвижных монтажно-ремонтных механизмов, при12.1.5 Правила окраски токоведущих частей

12.1.6 Требования к устройству дверей и замков

12.2 Электробезопасность

12.2.1 Расчёт защитного заземления

12.2.2 Контроль изоляции

12.3 Вентиляция и освещение

12.3.1 Расчёт вентиляции помещения аккумуляторных батарей

12.3.4 Пожарная безопасность

12.4 Пожарная безопасность

12.4.1 Молниезащита подстанции

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

 

Внимание!

Диплом № 2193. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word. 

Оплата. Контакты.

ВВЕДЕНИЕ

Основой централизованного электроснабжения России является единая электроэнергетическая система. Она представляет собой объединение электростанций и подстанций электрическими сетями различных напряжений, предназначенное для производства, преобразования, передачи электроэнергии и теплоты и снабжения ими потребителей. Развитие ЕЭС сопровождается усложнением структуры электрических сетей, повышением пропускной способности ЛЭП, ухудшением электрических и электромеханических характеристик оборудования, а также увеличением напряжённости режимов системы.

Электрические подстанции играют важную роль в передаче и распределении электроэнергии потребителям, поэтому проектирование электрической части подстанций представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по схемам электрических соединений, составу электрооборудования и его размещению, поиском пространственных компоновок, оптимизацией фрагментов и объекта в целом.

Проектирование подстанции заключается в составлении описания ещё не существующего объекта. Это описание в графической и текстовой форме составляет содержание проекта, то есть совокупность документов, необходимых для создания нового энергетического оборудования и установок.

Основными целями проектирования подстанции являются:

1) передача и распределение заданного количества электроэнергии в соответствии с заданным графиком потребления;

2) надёжная работа электроустановки;

3) сокращение капитальных затрат на сооружение установки;

4) снижение ежегодных издержек и ущерба при эксплуатации.

Согласно п.1.2.11 ПУЭ [2], при проектировании систем электроснабжения и реконструкции электроустановок должны рассматриваться следующие вопросы:

1) перспектива развития энергосистем и систем электроснабжения с учетом рационального сочетания вновь сооружаемых электрических сетей с действующими и вновь сооружаемыми сетями других классов напряжения;

2) обеспечение комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей электрической энергии, расположенных в зоне действия электрических сетей, независимо от их принадлежности;

3) ограничение токов КЗ предельными уровнями, определяемыми на пер-спективу;

4) снижение потерь электрической энергии;

5) соответствие принимаемых решений условиям охраны окружающей среды.

При этом должны рассматриваться в комплексе внешнее и внутреннее электроснабжение с учетом возможностей и экономической целесообразности технологического резервирования.

При решении вопросов резервирования следует учитывать перегрузочную способность элементов электроустановок, а также наличие резерва в технологическом оборудовании.

 

1 АНАЛИЗ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДСТАНЦИИ «ЛУЧ»

1.1 Общая характеристика объекта

Подстанция 220/110/10/6 кВ «Луч» расположена в Истринском районе Московской области. Общая площадь подстанции составляет – 2, 23 га.

ПС 220 кВ Луч соединяется по двум ВЛ 220 кВ с ПС Радищево и Шмелево. ВЛ 220 кВ «Луч – Радищево» выполнена проводом марки АС-400, протяженность линии составляет 61,6 км. ВЛ 220 кВ «Луч – Шмелево» выполнена проводом марки АС-400, протяженность линии составляет 25,5 км.

На напряжении 110 кВ подстанция связана с ПС 110 кВ Манихино и ПС 110 кВ Пернатово с отпайкой на ПС Чеховская. ВЛ 110 кВ «Луч – Манихино» выполнена проводом марки АС-150, протяженность линии составляет 15,8 км. ВЛ 110 кВ «Луч – Пернатово» выполнена проводом марки АС-150, протяжен-ность линии составляет 12,24 км.

На ПС 220кВ Луч располагаются ОРУ 220кВ, автотрансформаторы 220/110/10кВ АТДЦТН-125000/220 с линейными вольтодобавочными трансформаторами ЛТДН-40000/10, ОРУ 110кВ, трансформаторы 110/35/6кВ ТДТНГ-20000/110, ЗРУ 10кВ, ЗРУ 6кВ, щит управления, общеподстанционный пункт управления, открытый маслосклад.

• ОРУ 220кВ, выполнено по схеме мостик с выключателями в цепях ли-ний и ремонтной перемычкой со стороны линий. К ОРУ 220кВ подключены 2 ВЛ 220кВ «Луч – Радищево», «Луч – Шмелево», два автотрансформатора АТДЦТН-125000/220кВ. Тип установленных в ОРУ выключателей — МКП-У-220- 1000А.

• ОРУ 110кВ, выполнено по схеме «Две рабочих системы шин с шиносоединительным выключателем». К ОРУ 110кВ подключены 2 ВЛ 110кВ «Луч – Манихино», «Луч — Пернатово», а также автотрансформаторы АТДЦТН – 125000/220 и трансформаторы ТДТНГ-20000/110. В ОРУ 110 установлены выключатели типа МКП-110М-1000А-У1, МКП-110М-600А-У1, МКП-110М-600А.

• ЗРУ 10кВ выполнено по схеме «Две, секционированные выключателя-ми, системы шин». К ЗРУ подключено 17 двухкабельных линий, а также два трансформатора собственных нужд ТСН-1,2. Тип установленный выключателей на фидерных выключателей МКП – 10-1000А, тип установленных вводных выключателей МКП-20-6300 А. Для регулирования уровня напряжения в сети 10кВ установлены линейные вольтодобавочные трансформаторы ЛТДН-40000/10

• ЗРУ 6кВ выполнено по схеме «Одна рабочая секционированная систе-ма сборных шин». К ЗРУ подключены 23 кабельные линии, а также устройства компенсации емкостных токов замыкания на землю и трансформаторы собственных нужд ТСН-3,4.

ОРУ 110кВ и ЗРУ 6кВ, щит управления были сооружены в 1964 г., ОРУ 220 и ЗРУ 10кВ, ОПУ в 1985 году.

1.2 Техническое задание на реконструкцию подстанции

Реконструкция объекта выполняется на основании:

• программы комплексного технического перевооружения и реконструк-ции электрических сетей МСК (ЕНЭС) 2008÷2010гг., утвержденной ОАО «ФСК ЕЭС» 04.12.2006г.

Целью реконструкции является повышение надёжности электроснабжения потребителей, в связи с увеличением нагрузок.

Согласно плану программы комплексного технического перевооружения на ПС «Луч» при реконструкции должно быть предусмотрено:

• со стороны ВН 220 кВ:

o резервная ячейка линии 220 кВ;

• со стороны СН 110 кВ:

o дополнительные ячейки для подключения линий 110 кВ Ермолино (2 цепи), Бужарово (2 цепи), Ядрошино (1 цепь), Духанино (1 цепь).

• со стороны НН1 10 кВ:

o дополнительные ячейки для 20 кабельных линий 10 кВ.

 

1.3 Выводы о техническом состоянии подстанции

Из вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

1) Реконструируемая подстанция в силу своего длительного развития имеет два ЗРУ низших напряжения 10 и 6 кВ, вследствие чего на подстанции установлено 4 силовых трансформатора;

2) На подстанции установлены современные автотрансформаторы, но их мощность не удовлетворяет требованиям надёжного электроснабжения для заданного роста нагрузки, поэтому существующие автотрансформаторы 220 кВ подлежат замене.

3) Установленные на подстанции трансформаторы 110/35/6 кВ были установлены на подстанции в 1964 году, поэтому должны быть заменены в силу физического и морального износа.

4) Также в силу физического и морального износа требуется замена уста-новленных на всей подстанции масляных выключателей на современные элегазовые соответствующего класса напряжения.

5) Эксплуатируемое в настоящее время РУ ВН 220 кВ подстанции «Луч» запитано по схеме мостика. Во время реконструкции планируется перевод пита-ния РУ НН 6 кВ с трансформаторов 110/35/6 кВ на трансформаторы 220/10/6 кВ. Таким образом схема мостика не пригодна для дальнейшей эксплуатации из-за большого количества присоединений на стороне ВН. Существующее ОРУ 220 кВ подлежу.

6) Эксплуатируемое в настоящее время РУ СН 110 кВ подстанции «Луч» запитано по схеме: две рабочие системы шин с шиносоединительными выключателями. Такая схема, согласно [3], рекомендована для РУ 110-220кВ с большим числом присоединений. Но в связи с планом дальнейшего развития сети подстанция «Луч» должна быть связана ВЛ 110 кВ с подстанциями Ермолино, Бужарово, Ядрошино, Духанино. Таким образом в резерв РУ СН 110 кВ должно быть заложено не менее 6 ячеек, поэтому существующее ОРУ 110 кВ также подлежит полному демонтажу.

7) Устройства РЗиА, выполнены на электромагнитной элементной базе, находятся в удовлетворительном состоянии. Согласно [8], при строительстве новых и реконструкции старых станций и подстанций следует применять устройства РЗиА выполненные только на микропроцессорной элементной базе. Стоит отметить, что цифровые микропроцессорные комплексы релейной защиты являются интеллектуальными техническими средствами. Их основные преимущества:

• многофункциональность и малые размеры;

• дистанционные изменения и проверка уставок с пульта управления;

• ускорение противоаварийных отключений и включений;

• непрерывная самодиагностика и высокая надёжность;

• регистрация и запоминание параметров аварийных режимов;

• дистанционная передача оператору информации о состоянии и срабатываниях устройств релейной защиты;

• возможность вхождения в состав вышестоящих иерархических уровней автоматизированного управления;

• отсутствие периодических проверок настройки и исправности;

• быстрая окупаемость.

Учитывая вышеизложенное, а также то, что замена устройств защиты является принципиальной задачей дипломного проекта, для дальнейшего проектирования используем современные МП-терминалы.

 

1.4 Основные технические решения по зданиям и сооружениям

Исходя из п.1.3 проектом на подстанции предусматривается

1. Демонтаж существующей ПС 220кВ Луч;

2. Перезаводка ВЛ 220 и 110кВ на новую площадку ПС 220 кВ «Луч»;

3. Строительство следующих зданий и сооружений подстанции 220/110/10/6кВ «Луч» на новой площадке:

• ОРУ 220кВ;

• ОРУ 110кВ;

• Автотрансформаторы 220/110/10кВ

• Трансформаторы 220/10/6кВ

• Здание ОПУ совмещенное с ЗРУ НН 10кВ

• Здание абонентского ЗРУ 10,6 кВ

• Здание релейного щита

• Кабельные сооружения

• Наружное освещение

• Внутреннее ограждение

• Наружное ограждение

• Внутриплощадочные и подъездные автодороги

 

2 ВЫБОР ТИПА, ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ

 

При выборе трансформаторов и автотрансформаторов на электрических станциях и подстанциях, с одной стороны, следует стремиться к обеспечению надежной связи с системой и надежному электроснабжению потребителей, а с другой — к уменьшению их мощности и количества.

Количество трансформаторов на станциях и подстанциях определяется степенью ответственности нагрузок, которые в соответствии с «Правилами устройства электроустановок» делятся на категории, экономической выгодностью количества включенных трансформаторов (автотрансформаторов) и нормами технологического проектирования.

На подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше, как правило, устанавливаются автотрансформаторы, обладающие рядом преимуществ по сравнению с трансформаторами (меньший расход меди, стали, изоляционных материалов, меньшая масса и габариты, меньшие потери энергии и больший КПД).

Целесообразность использования автотрансформаторов, согласно [3], определяется коэффициентом выгодности kвыг:

 

где UB – высшее напряжение,

UС – среднее напряжение.

Чем ниже этот коэффициент, тем выгоднее использование автотрансформатора. Так, при трансформации напряжения 220/110 кВ получаем коэффициент выгодности:

 

При трансформации 220/10 кВ:

 

Полученные значения коэффициентов позволяют сделать вывод что, для трансформации напряжения 220/110 кВ необходимо устанавливать автотрансформаторы, для трансформации 220/10/6 кВ – трансформаторы.

Наиболее часто на подстанциях устанавливают два трансформатора или автотрансформатора. В этом случае при правильном выборе мощности трансформаторов обеспечивается надежное электроснабжение потребителей даже при аварийном отключении одного из них [2].

Таким образом, на подстанции необходимо установить 4 силовых транс-форматора – 2 автотрансформатора 220/110/10 кВ и 2 трансформатора 220/10/6 кВ. Согласно [3] такое количество трансформаторов допустимо на подстанциях с двумя средними напряжениями (в нашем случае – с двумя низшими).

Выберем номинальную мощность автотрансформаторов согласно [3]. Расчетным является случай отказа одного из автотрансформаторов, ко¬гда ос-тавшийся в работе автотрансформатор с учетом аварийной перегрузки должен передавать всю необходимую мощность:

 

 

 

где kп.ав.¬ коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов

NТ – количество трансформаторов,

Sном – номинальная мощность автотрансформаторов,

Sрасч – расчетная мощность автотрансформаторов.

Smax – максимальная мощность нагрузки. В нашем случае за Smax автотранс-форматоров принимаем нагрузку на напряжении 110 кВ.

Расчетный коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов, согласно [6], при проекти¬ровании принимается равным 1,4. Такая перегрузка допустима в тече¬ние не бо¬лее 5 суток.

С учетом условия (2.2) получаем расчетную мощность автотрансформаторов:

 

Получаем номинальную мощность автотранформаторов:

 

Согласно Sном и с учетом перспективного роста нагрузки на стороне 110 кВ выберем по справочнику [1] к установке на подстанции автотрансформаторы АТДЦТН-200000/220/110.

 

Таблица 2.1 – Каталожные данные автотрансформаторов 220/110/10 кВ

№

п/п Технические характеристики

(наименование параметра) Требуемое

значение

1 Тип (марка) АТДЦТН-200000/220/110

2 Конструктивное исполнение (однофазный, трехфаз-ный) трехфазный

3 Номинальная мощность обмоток, кВА

ВН 200000

СН 200000

НН, не менее 100000

4 Номинальное напряжение, кВ

ВН 230

СН 121

НН 11(10,5)

5 Наибольшее рабочее напряжение, кВ

ВН 252

СН 126

НН 12

6 Номинальное напряжение нейтрали, кВ 35

7 Номинальная частота (Гц) 50

8 Схема и группа соединения обмоток Yн авто/Д-0-11

9 Ток холостого хода, %, не более 0,24

10 Напряжение короткого замыкания, %

ВН-СН 11

ВН-НН 32

СН-НН 20

11 Потери холостого хода, не более, кВт, 105

12 Потери КЗ, не более, кВт

ВН-СН 430

ВН-НН 400

СН-НН 340

 

13 Способ и диапазон регулирования РПН в линии СН

 

Аналогично выберем силовые трансформаторы 220/10/6 кВ.

В нашем случае за Smax трансформаторов принимаем суммарную макси-мальную нагрузку на напряжениях 10 кВ и 6 кВ.

С учетом условия (2.1) получаем расчетную мощность трансформаторов:

 

Получаем номинальную мощность автотрансформаторов:

 

Согласно Sном , а также с учётом перспективы перевода потребителей 6 кВ на напряжение 10 кВ, а значит увеличением нагрузки, выберем по справочнику [1] к установке на подстанции трансформаторы ТРДН-63000/220.

 

Таблица 2.2 – Каталожные данные трансформаторов 220/10-6 кВ

№

п/п Технические характеристики (наименование параметра) Требуемое

значение

1 Тип (марка) ТРДН-63000/220

2 Конструктивное исполнение (однофазный, трехфазный) трехфазный

3 Номинальная мощность обмоток, кВА

• ВН

• НН1- НН2

63000

31500-31500

4 Номинальное напряжение, кВ

• ВН

• НН1- НН2

230

10,5(6,3)- 10,5(6,3)

5 Наибольшее рабочее напряжение, кВ

• ВН

• НН1- НН2

252

12(7,2)

6 Номинальное напряжение нейтрали, кВ 35

7 Номинальная частота (Гц) 50

8 Схема и группа соединения обмоток Yн/Д-Д-11-11

9 Ток холостого хода, %, не более 0,65

10 Напряжение короткого замыкания, %

ВН-НН1 12,5

ВН-НН2 23

НН1- НН2, не менее 28

11 Потери холостого хода, не более, кВт, 102

12 Потери КЗ ВН-НН, не более, кВт 340

13 Способ и диапазон регулирования РПН в нейтрали ВН

±12% ±12 ступе-ней

 

3 ВЫБОР ОСНОВНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ

Выбор схем электрических соединений является важным и ответственным этапом проектирования электростанций и подстанций. От выбранной схемы зависит надёжность работы электроустановки, её экономичность, оперативная гибкость (т.е. приспособленность к изменяющимся условиям работы) и удобство эксплуатации, безопасность обслуживания, возможность расширения.

На выбор схем электрических соединений подстанций влияет ряд факто-ров:

• тип, назначение и месторасположение подстанции в энергосистеме;

• число и мощность силовых трансформаторов, генераторов и линий;

• наличие, мощность и энергопотребление нагрузки;

• требуемая степень надёжности электроснабжения потребителей (катего-рия электроприёмников);

• схемы и напряжения прилегающих сетей энергосистемы;

• уровень токов короткого замыкания (КЗ);

• размер ущерба потребителей при нарушении их электроснабжения и недоотпуске электроэнергии.

 

3.1 Выбор структурной схемы подстанции

При проектировании электроустановки до разработки главной схемы со-ставляется структурная схема выдачи электроэнергии (мощности), на которой показываются основные функциональные части электроустановки (распределительные устройства, трансформаторы) и связи между ними.

Эксплуатируемая в настоящее время РУ ВН «ПС 220 кВ Луч» представляет собой структурную схему с двумя РУ НН (рисунок 3.1). Такая схема имеет недостаток – потеря питания потребителей РУ НН 2 при отключении РУ СН.

 

 

Рисунок 3.1 – Существующая структурная схема подстанции «Луч»

 

В качестве альтернативной схемы для узловых подстанций (какой и является ПС «Луч»), с небольшим числом присоединений в справочной литературе [3] рекомендуется использование ряда схем, из которых, ввиду наличия двух РУ НН, примем к рассмотрению структурную схему, показанную на рисунке 3.2.

 

Рисунок 3.2 – Проектируемая структурная схема подстанции «Луч»

 

Такая схема позволяет обеспечить б‏όльшую надёжность электроснабжения потребителям НН.

 

3.2 Выбор схемы электрических соединений РУ ВН

Функциональное назначение РУ как элемента электрической системы за-ключается в непрерывном приёме и распределении потоков электрической энергии в работоспособных режимах и локализации места повреждения при авариях.

Как было отмечено ранее в п. 1.1 ОРУ 220кВ, выполнено по схеме мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий. Такая схема неприменима для выбранной структурной схемы, с подключением четырёх силовых трансформаторов к РУ ВН.

Для РУ мощных (более 125 МВА) узловых подстанций 220 кВ, при заданном количестве присоединений, согласно [3], рекомендованы следующие схемы: «расширенный четырёхугольник с выключателями в цепях трансформаторов» (рисунок 3.3), «трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий и автотрансформаторов» (рисунок 3.4).

 

 

Рисунок 3.3 – Схема расширенного четырёхугольника с выключателями в цепях трансформаторов

 

Рисунок 3.4 – Схема трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий и автотрансформаторов

 

Обе схемы имеют оперативную гибкость, при этом в каждой используется по шесть выключателей на шесть присоединений.

Проведем выбор схемы РУ 220 кВ из рассмотренных выше двух вариантов, на основании минимума приведенных затрат с учетом ожидаемого значения ущерба из-за ненадежности этих. Оценку надежности схем будем проверять с помощью таблично-логического метода.

Расчёт проведём для нормального режима.

Рассмотрим схему расширенного четырёхугольника с выключателями в цепях трансформаторов. Расчетная схема представлена на рисунке 3.5.

1. В качестве расчетного периода принимаем tр = 8760 ч.

2. Каждому элементу схемы РУ присваиваем свой номер i = 1… 8. Элементами РУ являются ячейки выключателей и сборные шины.

3. В качестве расчетных режимов принимаем j = 0 — нормальный режим.

Вероятность существования каждого ремонтного режима определим по (3.1)

(3.1)

где — время ремонтного режима элемента с номером j;

tp – расчетный период.

При плановом ремонте элемента k время ремонта

(3.2)

 

где — частота плановых ремонтов элемента k;

— средняя продолжительность планового ремонта

При аварийном ремонте элемента k время ремонта

(3.3)

где — параметр потока отказа, — среднее время восстановления элемента k.

Примем, что в РУ 220 кВ будут установлены элегазовые выключатели, тогда ориентировочные значения показателей надежности представлены в таблице 3.1.

 

Таблица 3.1 – Исходные данные показателей надежности элементов РУ

Элементы распределительного устройства ,

Тв, ч. ,

Тпл*, ч.

Сборные шины Uном = 220кВ 0,013 4 0,166 4

Элегазовый выключатель 0,015 20,5 0,056 25

* — данная величина относится к одному присоединению

Вероятность существования режима плановых ремонтов каждого выключателя определим по (3.2):

 

Вероятность существования аварийного ремонта выключателей определим по выражению (3.3):

 

 

Вероятность существования планового ремонта сборных шин:

 

Вероятность существования аварийного ремонта сборных шин:

 

Относительное время (вероятность) существования схемы в нормальном режиме по выражению (3.4):

(3.4)

 

Оперативная схема в нормальном режиме представлена на рисунке 3.5.

 

Рисунок 3.5 – Оперативная схема в нормальном режиме

 

В нормальном режиме могут произойти следующие расчётные аварии:

I ¬– отключение одной линии, одного трансформатора и одного АТ;

II ¬– отключение одной линии и одного трансформатора;

Составим таблицу расчётных связей – таблица 3.2. Таблица отражается связью между отказами элементов в соответствующем режиме работы объекта и возникающие в результате этого наложения. Также для наглядности в каждой ячейке укажем недоотпуски мощности, соответствующие каждой аварии. В таблице отображены только те расчётные аварии, которые приводят к недоотпуску электроэнергии, или временному отсутствию транзита мощности.

В таблице 3.2 не будем учитывать отсутствие транзитной мощности во время проведения плановых ремонтов секций шин, а учтём при определении недоотпущенной электроэнергии.

 

Таблица 3.2 – Таблица расчетных связей плановых ремонтов для схемы расширенного четырёхугольника с выключателями в цепях трансформаторов.

i

j 1 2 3 4 5 6 7 8

0 I, Tоп, 50 МВА I, Tоп, 50 МВА I, Tоп, 50 МВА I, Tоп, 50 МВА II, Tоп, 50 МВА II, Tоп, 50 МВА II, TВ7, 50 МВА II, TВ8, 50 МВА

 

В зависимости от аварии время ликвидации может быть:

• Время оперативных переключений: Tоп = 0,5 ч.

• Время восстановления: TВ1-6 = 20,5 ч., TВ9-10 = 4 ч.

По составленной таблице находим математическое ожидание недоотпущенной энергии из-за ненадёжности по формуле (3.7):

(3.5)

где — вероятность существования режима;

– среднее время ликвидации аварии при отказе элемента i в режиме j;

– параметр потока отказов.

– недоотпущенная электроэнергия.

Итак, получаем для нормального режима работы:

 

Математическое ожидание недоотпущенной электроэнергии для данной схемы РУбез учёта режимов плановых и аварийных ремонтов:

(3.6)

 

Определим годовой экономический ущерб от нарушения электроснабже-ния. При расчёте примем удельный ущерб у0 = 75 руб./кВт•ч.

(3.7)

Выбор оптимального варианта осуществляется по минимуму приведённых затрат на сооружение и эксплуатацию объекта:

З = ЕнК + И+ М[У], (3.8)

где К – единовременные капитальные затраты;

И – годовые эксплуатационные издержки;

Ен – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений,

Ен = 0,12.

Капитальные вложения: К = nячКвыкл.

Здесь Квыкл = 4000 тыс. руб. – стоимость выключателя с учётом укрупнён-ных показателей.

На п/ст. установлено 6 элегазовых выключателей:

К = 6 •4 = 24 млн. руб.

Определим годовые эксплуатационные издержки по формуле:

И = Иl + Иф + ΔИ, (3.9)

где Иl – общие годовые эксплуатационные расходы по электросетевому объекту без учёта затрат на амортизацию. Данные издержки составляют 5,9% кап. затрат.

Иф – финансовые издержки, равные выплатам процентов по кредитам, облигациям и др. по годам расчётного периода; примем равными 14% от кап. затрат.

ΔИ – затраты на возмещение потерь электроэнергии (для РУВН можно не учитывать).

Тогда годовые эксплуатационные издержки:

При наличии резервного выключателя:

И = 0,059 • 24 + 0,14 • 24 = 5,97 млн. руб.

Тогда приведённые затраты по формуле (3.9):

З = 0,12 • 24 + 5,97 + 0,557 = 9,408 млн. руб.

Аналогично рассчитаем приведённые затраты схемы трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий и автотрансформаторов.

Оперативная схема в нормальном режиме представлена на рисунке 3.6.

 

 

 

Рисунок 3.6 – Оперативная схема трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий и автотрансформаторов в нормальном режиме

 

Составим таблицу расчётных связей – таблица 3.3.

 

Таблица 3.3 – Таблица расчетных связей плановых ремонтов для схемы трансформаторы – шины с полуторным присоединением линий и автотрансформаторов

i

j 1 2 3 4 5 6 7 8

0 I, Tоп, 50 МВА ––– I, Tоп,50 МВА ––– ––– ––– ––– –––

Итак, по формуле (3.5), получаем для нормального режима работы:

 

Математическое ожидание недоотпущенной электроэнергии для данной схемы РУ по формуле:

 

Определим годовой экономический ущерб от нарушения электроснабже-ния. При расчёте примем удельный ущерб у0 = 75 руб./кВт•ч.

(3.10)

Капитальные вложения: К = nячКвыкл.

На п/ст. установлено 6 элегазовых выключателей:

К = 6 •5 =24 млн. руб.

Тогда годовые эксплуатационные издержки:

И = 0,059 • 24 + 0,14 • 24 = 5,97 млн. руб.

Тогда приведённые затраты по формуле (3.8):

З = 0,12 • 24 + 5,97 + 0,056 = 8,9 млн. руб.

Исходя из минимума приведённых затрат принимаем схему «трансформаторы-шины с полуторным присоединением линий и автотрансформаторов»

 

3.3 Выбор схемы электрических соединений РУ СН

Аналогичным пункту 3.2 образом выберем схему соединений на стороне 110 кВ.

Ранее, на подстанции, ОРУ 110 кВ было выполнено по схеме «две рабочих системы шин с шиносоединительным выключателем». Такая схема, согласно [3], не подходит для большого количества присоединений. В качестве альтернативных рассмотрим схемы с «одной рабочей и одной обходной системами шин с обходным и секционным выключателями» (рисунок 3.7) и схему с «одной секционированной системой сборных шин» (рисунок 3.8). При этом, для увеличения надёжности, секционирование будет выполняться выключателями автотрансформаторов 220/110/10 кВ.

 

 

Рисунок 3.7 – Схема с одной рабочей и одной обходной системами шин

 

Рисунок 3.8 – Схема с одной секционированной системой сборных шин

Выберем оптимальную схему исходя из минимума приведённых затрат, для чего воспользуемся таблично-логическим методом расчёта надёжности схе-мы.

Рассмотрим схему с одной рабочей и одной обходной системами шин.

Таблица 3.4 – Исходные данные показателей надежности элементов РУ

Элементы распределительного устройства ,

Тв, ч. ,

Тпл*, ч.

Сборные шины Uном = 220кВ /28/ 0,01 4 0,166 4

Элегазовый выключатель 0,012 10 0,059 20

* — данная величина относится к одному присоединению

Вероятность существования режима плановых ремонтов каждого выключателя определим по (3.2):

 

Вероятность существования аварийного ремонта выключателей определим по выражению (3.3):

 

 

Вероятность существования планового ремонта сборных шин схемы с од-ной рабочей и одной обходной системами шин:

 

Вероятность существования аварийного ремонта сборных шин схема с одной рабочей и одной обходной системами шин:

 

Относительное время (вероятность) существования схемы в нормальном режиме по выражению (3.4):

 

Оперативная схема в нормальном режиме представлена на рисунке 3.11.

Рисунок 3.9 – Оперативная схема в нормальном режиме

 

В данных режимах могут произойти следующие расчётные аварии:

I ¬– отключение одной системы сборных шин;

II ¬– отключение одного автотрансформатора;

III ¬– отключение всего распределительного устройства 110 кВ;

IV ¬– отключение одной линии;

Составим таблицу расчётных связей – таблица 3.5.

Таблица 3.5 – Таблица расчетных связей плановых ремонтов для схемы расширенного четырёхугольника с выключателями в цепях трансформаторов.

i

j 1,2,3,4,5 6 7 8,9,1011,12 13,14

0 I, Tоп, 62 МВА ––– III, Tоп, 186 МВА II, Tоп, 62 МВА I, Tоп, 62 МВА

IV, TВ13, 31 МВА

 

По составленной таблице находим математическое ожидание недоотпущенной энергии из-за ненадёжности по формуле (3.5), для нормального режима работы:

 

Математическое ожидание недоотпущенной электроэнергии для данной схемы РУ по формуле:

 

 

Определим годовой экономический ущерб от нарушения электроснабже-ния. При расчёте примем удельный ущерб у0 = 75 руб./кВт•ч.

(3.8)

Капитальные вложения: К = nячКвыкл.

Здесь Квыкл = 1800 тыс. руб. – стоимость выключателя с учётом укрупнён-ных показателей.

На п/ст. установлено 12 элегазовых выключателей:

К = 12 •1,8 = 21,6 млн. руб.

Годовые эксплуатационные издержки:

И = 0,059 • 24 + 0,14 • 21,6 = 4,5 млн. руб.

 

Тогда приведённые затраты по формуле (3.9):

З = 0,12 • 21,6 + 4,5 + 0,7 = 7,79 млн. руб.

 

Аналогично рассчитаем приведённые затраты схемы с одной секциониро-ванной системой сборных шин.

Оперативная схема в нормальном режиме представлена на рисунке 3.13.

 

 

 

Рисунок 3.10 – Оперативная схема в нормальном режиме

 

Вероятность существования планового ремонта сборных шин схемы с од-ной секционированной системой сборных шин:

 

Вероятность существования аварийного ремонта сборных шин схемы с одной секционированной системой сборных шин:

 

Относительное время (вероятность) существования схемы в нормальном режиме по выражению (3.4):

 

Составим таблицу расчётных связей – таблица 3.6.

 

Таблица 3.6 – Таблица расчетных связей плановых ремонтов для схемы с одной секционированной системой сборных шин.

i

j 1,2,7,8,9,10,11,12 3,4,5,6 13,14

0 I, Tоп, 62 МВА IV, TВ1, 62 МВА IV, TВ13, 62 МВА

 

Итак, по формуле (3.5), получаем для различных режимов работы:

 

Математическое ожидание недоотпущенной электроэнергии для данной схемы РУ по формуле:

 

Определим годовой экономический ущерб от нарушения электроснабже-ния. При расчёте примем удельный ущерб у0 = 75 руб./кВт•ч.

(3.8)

Капитальные вложения: К = nячКвыкл.

Здесь Квыкл = 1800 тыс. руб. – стоимость выключателя с учётом укрупнён-ных показателей.

На п/ст. установлено 12 элегазовых выключателей:

К = 12 •1,8 = 21,6 млн. руб.

Годовые эксплуатационные издержки:

И = 0,059 • 21,6 + 0,14 • 21,6 = 4,5 млн. руб.

Тогда приведённые затраты по формуле (3.9):

З = 0,12 • 21,6 + 4,5 + 1,4 = 8,2 млн. руб.

Итак, полученная разница между приведёнными затратами:

 

Примем схему «одна секционированная система шин», т.к. она намного проще в эксплуатации.

 

3.4 Выбор схемы электрических соединений РУ НН 10 кВ

При проектировании РУ НН 10 кВ, необходимо учесть, что на подстанции, в нормальном режиме, всю нагрузку потребителей 10 и 6 кВ несут трансформаторы 220/10/6 кВ, а мощность, необходимую для собственных нужд подстанции несут автотрансформаторы 220/110/10 кВ. Таким образом, нам необходимо сооружение двух РУ НН 10 кВ – для потребителей (абонентское ЗРУ 10 кВ), и для собственных нужд подстанции (ЗРУ с.н. 10 кВ).

Выбираем схему для РУНН 10 кВ, согласно ПУЭ [2]. При выборе схемы на стороне НН в первую очередь решается вопрос об ограничении тока короткого замыкания.

Используя рекомендации из /29/, для РУ НН 10 кВ с.н. выбираем схему с одной системой сборных шин, секционированной выключателем (рисунок 3.11).

Для абонентского ЗРУ 10 кВ, учитывая большое количество присоедине-ний (56 присоединений с учётом резерва), выбираем схему с одной системой сборных шин, секционированной четырьмя выключателями. Таким образом получаем 4 секции шин, соединённых в кольцо (рисунок 3.12).

Достоинствами схемы являются простота в обслуживании, наглядность, невысокая стоимость, надежность работы, сохранение питания всех потребите-лей при отказе одного источника.

К недостаткам схемы можно отнести то, что при возникновении аварийной ситуации или ремонте на одной из секций шин ответственные потребители остаются без резерва, а потребители, нерезервированные по сети, остаются без электроснабжения, а источник питания, подключенный к данной секции, отключается на все время ремонта.

 

 

Рисунок 3.11 – Схема ЗРУ с.н. 10 кВ

 

 

Рисунок 3.12 – Схема абонентского ЗРУ 10 кВ

 

3.5 Выбор схемы электрических соединений РУ НН 6 кВ

Схему соединений РУ НН 6 кВ выбираем с одной системой сборных шин, секционированной выключателем, аналогично пункту 3.4 (абонентское ЗРУ 6 кВ).

 

 

4 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Выбор коммутационного оборудования на стороне ВН 220 кВ

Для выбора коммутационной аппаратуры и токоведущих частей в первую очередь необходимо определить расчётные токи продолжительного режима (нормального и утяжелённого) в цепи ВН. Величины этих токов определяются в соответствии со следующими выражениями:

,

где — ток номинального режима;

— номинальная мощность нагрузки;

— номинальная транзитная мощность;

n – количество питающих линий.

,

где — ток утяжелённого режима.

По формулам (4.1) и (4.2) находим:

;

.

Для выбора основного и вспомогательного оборудования и для всех видов релейной защиты требуется знание величин токов короткого замыкания в разных точках сети, их распределение по отдельным элементам (линиям, трансформаторам) в максимальном и минимальном режимах работы систем.

Точки КЗ токи в которых необходимо рассчитать приведены на расчётной схеме (рисунок 4.1).

 

Рисунок 4.1 – Расчётная схема токов.

Выполним расчёт в относительных единицах при базисной мощности

Sб = 1000 МВА и базисном напряжении равном ступени КЗ.

Схема замещения для расчёта трёхфазного КЗ приведена на рисунке 4.2.

 

Рисунок 4.2 – Схема замещения

На рисунке обозначены места точек КЗ (К1 – К5), а также эквивалентные сопротивления обмоток трансформаторов и систем со стороны 220 кВ и 110 кВ.

ЭДС систем в о. е. принимаем равной 1.

Эквивалентные сопротивления трансформаторов в о. е. вычисляем по формулам (4.3):

(4.3)

где: — напряжения короткого замыкания трансформаторов (таблицы 2.1 и 2.2);

Sб – базисная мощность;

Uб – базисное напряжение;

Эквивалентные сопротивления систем в относительных единицах вычисля-ем по формуле (4.4):

(4.4)

где Sк – мощность КЗ.

Свернём схему для расчёта тока КЗ в точке К1 (рисунок 4.3).

 

 

Рисунок 4.3 – Схема замещения для точки К1

 

Расчёт проведём для Sб = 1000 МВА, Uб = 230 кВ.

Эквивалентные сопротивления систем по формуле (4.4):

,

.

Эквивалентные сопротивления автотрансформаторов по формуле (4.4):

 

Окончательно, схема примет вид – рисунок 4.4.

 

Рисунок 4.4 – Схема замещения для точки К1

На схеме

Базисный ток Iб, в именованных единицах, находим по формуле:

(4.5)

 

По полученным значениям эквивалентного сопротивления, ЭДС системы и базисного тока, находим начальное значение периодической составляющей тока трёхфазного КЗ в точке К1:

 

Ударный ток определяется в соответствии с формулой:

, (4.6)

где kу – ударный коэффициент; согласно /3/, для системы, связанной с шинами, где рассматривается КЗ, воздушными линиями напряжением 220 кВ – kу = 1,717; для системы, связанной со сборными шинами 6-10 кВ через трансформаторы единичной мощностью 80 МВА – kу = 1,85; для системы, связанной со сборными шинами 6-10 кВ через трансформаторы единичной мощностью 32-80 МВА – kу = 1,85

Таким образом ударные токи в точке К1:

 

Ток двухфазного КЗ в точке К1 определим по формуле:

, (4.7)

.

Итак, по результатам расчётов принимаем на стороне ВН следующее коммутационное оборудование: выключатели 220 кВ элегазовые 3AP1FG-245/EK, разъединители РДЗ-220/1000Н/УХЛ1.

 

4.2 Выбор коммутационного оборудования на стороне СН 220 кВ

Аналогично, для напряжения 110 кВ, по формулам (4.1) и (4.2) находим:

;

.

При расчёте токов КЗ на шинах 110 кВ нет необходимости проводить весь расчёт вручную. Проведем расчёт с помощью программы «Токо». Программа позволяет производить расчёты токов коротких замыканий в трёхфазной симметричной сети любого напряжения.

Фрагмент расчёта токов КЗ для точки К3 представлен на рисунке (4.5).

 

 

Рисунок 4.5 – Расчёт токов КЗ в программе Токо

Результаты расчёта:

 

.

Ударный ток в точке К2:

.

Итак, по результатам расчётов принимаем на стороне СН следующее коммутационное оборудование: выключатели 110 кВ элегазовые 3AP1FG-145/EK, разъединители РДЗ-110/2000Н/УХЛ1.

 

4.3 Выбор коммутационного оборудования на стороне НН 10 кВ

Аналогично, на напряжении 10 кВ, по формулам (4.1) и (4.2) находим для выключателей, питающих секции шин и шиносоединительных выключателей абонентского ЗРУ 10 кВ:

;

.

Для остальных выключателей принимаем:

.

Аналогично проведем расчёт токов КЗ с помощью программы «Токо». Для снижения токов КЗ установим токоограничивающие реакторы РБ 10-630-0,47У3 – в ЗРУ с .н. 10 кВ и РБГ 10-2500-0,33У3 – в абонентском ЗРУ 10 кВ.

Фрагмент расчёта токов КЗ для точки К3 представлен на рисунке (4.6).

 

 

Рисунок 4.6 – Расчёт токов КЗ в программе Токо

Результаты расчёта:

 

Ударный ток в точке К3:

.

Итак, по результатам расчётов принимаем на стороне НН 10 кВ следую-щее коммутационное оборудование: питающие секции шин и шиносоединительные выключатели абонентского ЗРУ 10 кВ – вакуумные VD4 12.25.40, остальные выключатели – вакуумные VD4 12.06.25., разъединители РВЗ, с двумя заземляющими ножами.

 

4.4 Выбор коммутационного оборудования на стороне НН 6 кВ

Аналогично, на напряжении 6 кВ, по формулам (4.1) и (4.2) находим для выключателей, питающих секции шин и шиносоединительных выключателей абонентского ЗРУ 10 кВ:

;

.

Для остальных выключателей принимаем:

.

Аналогично проведем расчёт токов КЗ с помощью программы «Токо». Для снижения токов КЗ установим токоограничивающие реакторы РБГ 6-2500-0,26У3 – в абонентском ЗРУ 6 кВ.

Результаты расчёта:

 

Ударный ток в точке К3:

.

Итак, по результатам расчётов принимаем на стороне НН 10 кВ следую-щее коммутационное оборудование: питающие секции шин и шиносоединительные выключатели абонентского ЗРУ 10 кВ – вакуумные VD4 12.25.40, остальные выключатели – вакуумные VD4 12.06.25., разъединители РВЗ, с двумя заземляющими ножами.

 

5 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ, ПРИБОРОВ УЧЁТА И КОНТРОЛЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

5.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения [3].

Выбор трансформаторов тока проводят по номинальному напряжению установки, по номинальному току, по конструкции и классу точности; трансформаторы проверяют по электродинамической стойкости, по термической стойкости и по вторичной нагрузке.

 

5.1.1 Выбор трансформаторов тока на стороне 220 кВ

Установим однотипные измерительные трансформаторы тока типа IMB245 с элегазовой изоляцией. Эти трансформаторы радикально переработаны по сравнению с трансформаторами с масляной изоляцией типа ТФЗМ. Масляная изоляция заменена газовой. Для исполнения ХЛ используется азот – 60%, элегаз – 40% при давлении 0,38 МПа.

Трансформаторы тока предназначены для работы в условиях умеренного и холодного климата. Они обладают высокой стойкостью к воздействию окружающей среды благодаря применению крепежа из нержавеющей стали, специальному покрытию деталей из алюминиевого сплава и покрытию стальных деталей методом горячего оцинкования.

 

Таблица 5.1 – Выбор трансформаторов тока РУ ВН

Условия выбора и проверки Расчетные данные ТТ питающей линии IMB245 ТТ транз.линии

IMB245 Трансформа-тор тока ВН силового тр-ра IMB245

, кВ

220 220 220 220

, А

787 2000 2000 2000

 

5.1.2 Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Установим однотипные измерительные трансформаторы тока типа IMB145 с элегазовой изоляцией

Таблица 5.2 – Выбор трансформаторов тока РУ ВН

Условия выбора и проверки Расчетные данные ТТ питающей линии IMB145 ТТ транз.линии

IMB145 Трансформа-тор тока CН силового тр-ра IMB145

, кВ

110 110 110 110

, А

1574 2000 2000 2000

 

5.2 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются по напряжению установки, по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности и по вторичной нагрузке.

Трансформатор напряжения имеет две вторичные обмотки, одна из которых соединена в звезду и к ней подключаются катушки напряжения измерительных приборов, а другая — соединена в разомкнутый треугольник и используется для контроля изоляции.

Трансформатор напряжения устанавливается на каждую секцию сборных шин. К нему подключаются измерительные приборы всех присоединений данной секции сборных шин.

 

5.2.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 220 кВ

На рабочие шины ВН установим измерительные трансформаторы напряжения СРВ245. Трансформаторы серии СР предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в установках переменного тока частотой 50 – 60 Гц с номинальным напряжением 110-500 кВ включительно при включении по схеме «фаза – земля».

Трансформаторы предназначены для применения в любых климатических зонах (от холодных арктических до жарких тропических) Низкая индукция

(0,35 – 0,45 Т при номинальном напряжении) в комбинации с эффективной демпфирующей цепью гарантирует безопасное и надежное демпфирование при феррорезонансе при всех частотах и напряжениях. Низкое напряжение на емкостных элементах обеспечивает надежность работы трансформатора и его большой ресурс. Один из выводов основной обмотки и выводы уравнительных обмоток, необходимых для настройки коэффициента трансформации, выводятся в коробку выводов и могут быть использованы заказчиком для коррекции класса точности. Компенсирующий реактор на высоковольтной стороне одновременно выполняет функции заградительного реактора, что позволяет подключать к емкостному делителю аппаратуру высокочастотной связи (при несущей частоте более 400 кГц). Трансформаторы напряжений CРА и СРВ имеют высокий коэффициент качества благодаря высокой емкости в комбинации с высоким промежуточным напряжением.

5.2.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ

6 ВЫБОР СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

6.1 Выбор трансформатора собственных нужд

Приемниками энергии системы собственных нужд (с.н.) подстанции явля-ются электродвигатели системы охлаждения трансформаторов (автотрансформаторов); устройства обогрева выключателей, шкафов; электродвигатели приводов выключателей и разъединителей; освещение; система подзарядки аккумуляторных батарей; система пожаротушения.

Наиболее ответственными потребителями собственных нужд подстанций являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, электроприемники компрессорной.

Мощность потребителей с.н. 500 кВА, они присоединяются к сети 0,4 кВ, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов собственных нужд, питающих шины 0,4 кВ, выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициентов одновременности их загрузки, а также перегрузочной способности.

Мощность каждого трансформатора собственных нужд с НН 0,4 кВ предусматривается, как правило, не более 630 кВА для ПС 110 – 220 кВ и не более 1000 кВА для ПС 330 кВ и выше [7].

На подстанции «Луч» установлено два трансформатора собственных нужд типа ТМ-400/10. Проверим установленные трансформаторы на загрузку и аварийную перегрузку:

Проверяем по допустимой загрузке:

 

.

(6.1)

 

 

Проверка по коэффициенту перегрузки:

 

(6.2)

Цепи и аппараты собственных нужд защищаются плавкими предохраните-лями и поэтому не подлежат проверке на электродинамическую стойкость токам короткого замыкания [2].

 

6.2 Выбор аккумуляторной батареи

Аккумуляторные батареи предназначены для питания потребителей с.н. подстанций, работающих на постоянном оперативном токе, и обеспечения пита-ния с.н. при отключении трансформаторов с.н.

На ПС 110 кВ и выше, как правило, применяется оперативный постоянный ток (ОПТ). Источником напряжения ОПТ служит аккумуляторная батарея (АБ), работающая с зарядно-подзарядным агрегатом (ЗПА) в режиме постоянного подзаряда.

При реконструкции ПС производится проверочный расчет существующих АБ с учетом изменений условий их работы. При необходимости АБ заменяются на новые.

На ПС 330 кВ и выше устанавливаются две АБ и четыре ЗПА: по два для каждой АБ. Каждая АБ выбирается с учетом полной нагрузки ОПТ на ПС.

Для питания микропроцессорных устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики в случае обоснованной необходимости предусматривается установка отдельных Аккумуляторных батарей (одной или двух). Сеть, которую они будут обслуживать, располагается в пределах ОПУ [7].

В последние годы появились новые аккумуляторы VARTA bloc производства фирмы HAWKER GmbH Германия с улучшенными технико-экономическими характеристиками.

 

1. Количество основных элементов, присоединяемых к шинам аккумуляторной батареи в режиме постоянного подзаряда:

,

(6.3)

где Uш – напряжение на шинах батареи;

Uпз – напряжение на элементе в режиме подзаряда (2,23 В для аккумуляторов типа Varta).

2. Общее число элементов:

,

(6.4)

где Uш – напряжение на шинах в режиме аварийного разряда (не ниже номинального 0,4 В);

Uавар.разр – напряжение на элементе при аварийном разряде.

3. Добавочное число элементов:

 

(6.5)

При определении типа элемента АКБ необходимо знать нагрузку батареи в аварийном режиме . Она складывается из нагрузки постоянно подключенных потребителей и временной нагрузки потребителей, подключаемых в аварийном режиме. В случае отсутствия точной информации в приближённых расчётах можно принимать приближённые значения постоянно включенных нагрузок /8/: для крупных подстанций 330-500 кВ – 60, А. Временную нагрузку для подстанций 110-500 кВ можно принять равной 75, А.

4. Выберем тип элемента по допустимому току разряда при получасовом режиме разряда:

,

(6.6)

Выбираем по ближайшему каталожному согласно /8/:Vb 2305.

Выбранный аккумулятор проверим по максимальному толчковому току:

А,

(6.7)

где – ток, потребляемый приводом выключателя, включаю-щийся в конце аварийного режима /8/.

Условие проверки по максимальному толчковому току для аккумуляторов типа Varta:

 

(6.8)

где – разрядный ток в режиме тридцатисекундного разряда;

Окончательно выбираем к установке две аккумуляторные батареи (одна резервная) по 132 элементов в каждой типа Vb 2305.

По кривой зависимости напряжения на аккумуляторе типа Varta с пластинами ёмкостью 50 Ач от тока разряда в расчёте на одну положительную пластину k. По току разряда, отнесённому к одной пластине аккумулятора

А

(6.9)

Определяем величину остаточного напряжения на шинах на аккумуляторах при протекании максимального толчкового тока. Зная общее число последовательных элементов n, определяют отклонение напряжения, %, на аккумуляторах:

,

(6.10)

Отклонение напряжения равно 87%. Если принять потерю напряжения в соединительном кабеле равном 5% , то напряжение на приводах будет 82%. Допустимое отключение напряжения на электромагнитах отключения составляет 80-110%. Т.е. принятые аккумуляторы обеспечивают необходимое напряжение.

Для подзарядки АКБ выбираем зарядно-подзарядное устройство типа ВАЗП-380.

Ток подзарядного устройства:

 

Напряжение подзарядного устройства:

 

Мощность подзарядного устройства:

 

Зарядное устройство рассчитывается на ток заряда:

 

Напряжение АКБ в конце заряда:

 

Мощность зарядного устройства:

 

 

 

7 ВЫБОР ТОКОВЕДУЩИХ ЧАСТЕЙ, ОПН И ВЫСОКОЧАСТОТНЫХ ЗАГРАДИТЕЛЕЙ

7.1 Выбор токоведущих частей РУ 220, 110 кВ

7.1.1 Выбор ТВЧ 220 кВ

Токоведущие части в распределительных устройствах 35 кВ и выше под-станций обычно выполняются гибкими сталеалюминевыми проводами АС или АСО [2].

На подстанции «Луч» линии электропередач 220 кВ выполнены проводами АС-400/51.

Проверим провода ЛЭП 220 кВ по экономической плотности тока:

.

Согласно этому расчету оптимальным сечением является допустимое по «короне» минимальное для напряжения 220 кВ сечение АС-400/51.

Проверим провод АС-400/51 на нагрев (по допустимому току) в утяжеленном режиме:

 

Согласно [2] допустимый длительный ток для провода марки АС-400/51 вне помещений составляет 860 А. Как видно даже в утяжеленном режиме ток, протекающий по линии, много меньше допустимого длительного тока для провода данной марки.

 

7.1.2 Выбор ТВЧ 110 кВ

На подстанции «Луч» линии электропередач 110 кВ выполнены проводами АС-150/34.

Проверим провода ЛЭП 110 кВ по экономической плотности тока:

.

Согласно этому расчету оптимальным сечением является допустимое по «короне» минимальное для напряжения 110 кВ сечение АС-150/34.

Проверим провод АС-150/34 на нагрев (по допустимому току) в утяжеленном режиме:

 

Согласно [2] допустимый длительный ток для провода марки АС-150/51 вне помещений составляет 365 А. Как видно даже в утяжеленном режиме ток, протекающий по линии, много меньше допустимого длительного тока для провода данной марки.

 

7.2 Выбор ОПН и высокочастотных заградителей

 

ОПН для защиты трансформаторов выбираем по напряжению установки:

.

Выбираем ОПН-EXLIM на сторонах ВН 220 кВ и 110 кВ производства фирмы «АВВ»

Заградители высокочастотные выбираем по:

— напряжению установки ;

— по току .

На сторонах 220 кВ и 110 кВ принимаем к установке высокочастотные за-градители ETL Iном = 2000А, Uном =110-500 кВ.

 

 

 

8 ВЫБОР ВИДОВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ ВСЕХ ОБЪЕКТОВ ПОДСТАНЦИИ И ПИТАЮЩИХ ЛИНИЙ ПО ПУЭ.

В соответствии с требованиями ПУЭ [2]:

3.1.8. Электрические сети должны иметь защиту от токов короткого замыкания, обеспечивающую по возможности наименьшее время отключения и требования селективности.

Защита должна обеспечивать отключение поврежденного участка при КЗ в конце защищаемой линии: одно-, двух- и трехфазных — в сетях с глухозаземленной нейтралью; двух- и трехфазных — в сетях с изолированной нейтралью.

3.2.2. Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релей-ной защиты, предназначенными для:

а) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, не-поврежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью вы-ключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал.

б) реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

 

8.1 РУНН

8.1.1 Вводной выключатель 10(6) кВ

Согласно нормам технического проектирования [6]:

9.15.1. На вводных ячейках предусматривать:

— максимальную токовую защиту с возможностью комбинированного пуска по напряжению;

— дуговую защиту;

— защиту минимального напряжения;

— УРОВ.

Сведем принятые к установке виды защит в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 – Защита ввода 10(6) кВ

№ Вид защиты Исполнение Примечание

1 МТЗ 3-хф. с возможностью комбинированного пуска по напряжению

2 Дуговая защита

3 ЗМН

 

Таблица 8.2 – Автоматика ввода 10 кВ

№ Вид автоматики Исполнение Примечание

1 АВР

2 УРОВ

 

8.1.2 Защита кабельной линии 10(6) кВ

В соответствии с требованиями ПУЭ [2]:

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

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

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

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

На нереактированных кабельных линиях с односторонним питанием, отходящих от шин электростанций, токовые отсечки должны быть выполнены без выдержки времени и зона их действия должна быть определена из условия отключения КЗ, сопровождающихся остаточным напряжением на шинах указанных электростанций ниже 0,5-0,6 номинального. Для выполнения указанного условия допускается выполнять защиту неселективной в сочетании с устройствами АПВ или АВР, исправляющими полностью или частично неселективное действие защиты. Допускается устанавливать указанные отсечки также на линиях, отходящих от шин подстанций и питающих крупные синхронные электродвигатели.

Если на нереактированных кабельных линиях с односторонним питанием, отходящих от шин электростанций, токовые отсечки не могут быть применены по требованиям селективности, то для обеспечения быстродействия допускается предусматривать защиты по 3.2.94, п. 2 или 3. Применение этих защит допуска-ется также для рабочих линий собственных нужд тепловых электростанций.

3.2.95. При выполнении защиты параллельных линий 3-10 кВ следует руководствоваться указаниями для параллельных линий в сетях 35 кВ (см. 3.2.104).

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

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

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

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

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

3.2.101. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должны быть установлены преимущественно ступенчатые защиты тока или ступенчатые защиты тока и напряжения, а если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстроты отключения повреждения (см. 3.2.108), например на головных участках, — дистанционная ступенчатая защита преимущественно с пуском по току. В последнем случае в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.

3.2.104. На параллельных линиях, имеющих питание с двух или более сторон, а также на питающем конце параллельных линий с односторонним питанием могут быть использованы те же защиты, что и на соответствующих одиночных линиях (см. 3.2.101 и 3.2.102).

 

В соответствии с НТП [6]:

9.15.4. На отходящих фидерах КРУ 6-10 кВ предусматривать:

— максимальную токовую защиту;

— токовую отсечку;

— защиту от перегрузки (на ТСН);

— защиту от замыканий на землю;

— дуговую защиту;

— УРОВ.

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

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

Сведем принятые к установке виды защит в таблицу 8.3.

Таблица 8.3 – Защита КЛ 10(6) кВ

№ Вид защиты Исполнение Примечание

1 Токовая отсечка 2-хф.

2 МТЗ 2-хф.

 

3 ОЗЗ 2-х ступ. на сигнал

4 Исполнение сигналов дуговой защиты

 

Произведем выбор автоматики КЛ 10 кВ. В соответствии с ПУЭ [3]:

3.2.18. Устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ) должны предусматриваться в электроустановках 110-500 кВ. При отказе одного из выключателей поврежденного элемента (линия, трансформатор, шины) электроустановки УРОВ должно действовать на отключение выключателей, смежных с отказавшим.

В соответствии с НТП [6]:

9.11.4. УРОВ присоединений 6-35 кВ допускается выполнять в виде действия защиты присоединения с дополнительной выдержкой времени (времени УРОВ) на отключение питающих присоединений.

Таким образом, при отказе выключателя ячейки КЛ 10 кВ УРОВ должно действовать на отключение вводного и секционного выключателей

Таблица 8.4 – Автоматика КЛ 10(6) кВ

№ Вид автоматики Исполнение Примечание

1 УРОВ 1-ст.

 

8.1.3 Защита трансформатора собственных нужд

В соответствии с требованиями [2]:

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

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

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

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла;

3.2.53. Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена:

— для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВ•А и более.

Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощно-стью 1- 4 МВ•А.

 

3.2.54. Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:

1. Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ•А и более.

Дифференциальная защита может быть предусмотрена на трансформато-рах меньшей мощности, но не менее 1 МВ•А, если:

— токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с;

— трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям.

2. Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

Указанные зашиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

3.2.55. Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществ-ляться с применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока на-магничивания, переходных и установившихся токов небаланса (например, насыщающиеся трансформаторы тока, тормозные обмотки).

На трансформаторах мощностью до 25 МВ•А допускается выполнение за-щиты с реле тока, отстроенными по току срабатывания от бросков тока намагничивания и переходных значений токов небаланса (дифференциальная отсечка), если при этом обеспечивается требуемая чувствительность.

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

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

1. На понижающих трансформаторах — максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него; на мощных понижающих трансформаторах при наличии двустороннего питания можно применять токовую защиту обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальную токовую защиту с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ.

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

3.2.60. На трансформаторах мощностью менее 1 МВ•А (повышающих и понижающих) в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофаз-ными КЗ, должна быть предусмотрена действующая на отключение максимальная токовая защита.

3.2.61. Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать:

1) на двухобмоточных трансформаторах — со стороны основного питания;

Допускается защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, предусматривать только для резервирования защит смежных элементов и не предусматривать для действия при отказе основных защит трансформаторов, если выполнение для такого действия приводит к значительному усложнению защиты.

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

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

2) автоматических выключателей или предохранителей на выводах низше-го напряжения;

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

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

Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается преду-сматривать действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами).

 

В соответствии с требованиями НТП [6]:

9.7.1. На трансформаторе должны быть предусмотрены следующие защи-ты:

— токовая отсечка;

— газовая защита;

— резервные защиты на сторонах высшего и низшего напряжения;

— защита от перегрузки;

— дифференциальная токовая защита ошиновки НН.

Сведем принятые к установке виды защит в таблицы 8.5.

Таблица 8.5 – Защита ТСН

№ Вид защиты Исполнение Примечание

1 Токовая отсечка

 

2 МТЗ на отключение

3 МТЗ от внешних КЗ на стороне ВН 3р. на отключение

4 Авт. выключатель на стороне НН

5 МТЗ от перегрузки на сигнал

6 Защита в нейтрали 1р. от 1ф КЗ со стор. НН

 

Согласно [2]:

3.3.26. Устройствами АПВ должны быть оборудованы все одиночные понижающие трансформаторы мощностью более 1 MB•А на подстанциях энергосистем, имеющие выключатель и максимальную токовую защиту с питающей стороны, когда отключение трансформатора приводит к обесточению электроустановок потребителей.

В нашем случае АПВ на трансформатор можно не устанавливать.

Таблица 8.6 – Автоматика ТСН

№ Вид автоматики Исполнение Примечание

1 УРОВ

 

8.1.4 Секционный выключатель 10(6) кВ

В соответствии с требованиями [2]:

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

3.2.124. Для секционированных шин 6-10 кВ электростанций должна быть предусмотрена двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки по току и напряжению или дистанционной защиты, а вторая — в виде максимальной токовой защиты. Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформатора собственных нужд.

В соответствии с требованиями [6]:

9.15.2. На секционном выключателе предусматривать:

— максимальную токовую защиту;

— дуговую защиту;

— автоматическое включения резерва (АВР).

Сведем принятые к установке виды защит в таблицу 8.7.

Таблица 8.7 – Защита СВ 10(6) кВ

№ Вид защиты Исполнение Примечание

1 МТЗ 2-хф.

2 ТО с блокировкой от ЛЗШ

 

Таблица 8.8 – Автоматика СВ 10(6) кВ

№ Вид автоматики Исполнение Примечание

1 АВР

2 АПВ

3 УРОВ

 

8.1.5 Шины 10(6) кВ

 

В соответствии с требованиями [2]:

3.2.126. Специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной и двойной систем шин 6-10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе. В целях повышения чувствительности и ускорения действия защиты шин мощных подстанций допускается применять защиту, включенную на сумму токов питающих элементов. При наличии реакторов на линиях, отходящих от шин подстанций, допускается защиту шин выполнять по аналогии с защитой шин электростанций.

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

Согласно [6]:

9.15.3. На каждой секции шин должна быть предусмотрена:

— дуговая защита шин;

— логическая защита шин;

— сигнализация замыканий на землю.

Сведем принятые к установке виды защит в таблицу 8.9.

Таблица 8.9 – Защита шин 10(6) кВ

№ Вид защиты Исполнение Примечание

1 ЛЗШ при опробовании

 

2 Дуговая защита шин

3 УКИ

 

Произведем выбор автоматики шин 10(6) кВ. В соответствии с [2]:

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

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

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

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

Должна обеспечиваться достаточная чувствительность защиты шин на случай неуспешного АПВ.

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

Допускается для двухтрансформаторной подстанции, в нормальном режиме которой предусматривается параллельная работа трансформаторов на шинах данного напряжения, устанавливать дополнительно к устройству АПВ устройство АВР, предназначенное для режима, когда один из трансформаторов выведен в резерв.

Сведем принятые устройства автоматики в таблицу 8.10.

Таблица 8.10 – Автоматика шин 10(6) кВ

№ Вид автоматики Исполнение Примечание

1 АПВ автоматическим опробованием однократное

2 АОСЧ (АЧР/ЧАПВ)

3 УРОВ

 

8.2. РУ высшего и среднего напряжений

8.2.1 Трансформаторы 220/10/6 кВ

 

В соответствии с требованиями НТП [6]:

9.7.1. На трансформаторе должны быть предусмотрены следующие защи-ты:

— дифференциальная токовая защита (два комплекта для транс-форматоров 110 — 220 кВ мощностью 63 МВА и более);

— газовая защита;

— защита устройства РПН;

— резервные защиты на сторонах высшего и низшего напряжения;

— защита от перегрузки;

— дифференциальная токовая защита ошиновки НН с включением в зону ее действия токоограничивающего реактора (при наличии реактора).

9.7.2. Газовые (струйные) реле должны действовать через два терминала дифференциальных защит. При одном комплекте дифференциальной защиты газовые (струйные) реле должны действовать через терминал дифференциальной защиты и через терминал резервной защиты стороны ВН (необходимо оснащение трансформатора реле с двумя отключающими контактами).

 

В соответствии с требованиями ПУЭ [2]:

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

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

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

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла;

7) однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной ней-тралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

3.2.53. Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена:

— для трансформаторов мощностью 6,3 МВ•А и более;

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

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

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

3.2.54. Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:

1. Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ•А и более.

Дифференциальная защита может быть предусмотрена на трансформато-рах меньшей мощности, но не менее 1 МВ•А, если:

— токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с;

— трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям.

2. Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

Указанные зашиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

3.2.55. Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществ-ляться с применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока на-магничивания, переходных и установившихся токов небаланса (например, насыщающиеся трансформаторы тока, тормозные обмотки).

На трансформаторах мощностью до 25 МВ•А допускается выполнение за-щиты с реле тока, отстроенными по току срабатывания от бросков тока намагничивания и переходных значений токов небаланса (дифференциальная отсечка), если при этом обеспечивается требуемая чувствительность.

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

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

1. На понижающих трансформаторах — максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него; на мощных понижающих трансформаторах при наличии двустороннего питания можно применять токовую защиту обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальную токовую защиту с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ.

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

3.2.61. Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать:

1) на двухобмоточных трансформаторах — со стороны основного питания;

2) на многообмоточных трансформаторах, присоединенных тремя и более выключателями, — со всех сторон трансформатора; допускается не устанавливать защиту на одной из сторон трансформатора, а выполнять ее со стороны основного питания, так чтобы она с меньшей выдержкой времени отключала выключатели с той стороны, на которой защита отсутствует.

Допускается защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, предусматривать только для резервирования защит смежных элементов и не предусматривать для действия при отказе основных защит трансформаторов, если выполнение для такого действия приводит к значительному усложнению защиты.

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

Сведем принятые к установке виды защит в таблицы 8.11.

Таблица 8.11 – Защита трансформатора 220/10/6 кВ

№ Вид защиты Исполнение Примечание

1 ДЗТ 2 комплекта с торможением, на откл.

2 Газовая защита 2 конт. на откл. + 1 конт. на сигн.

3 Токовая отсечка

 

4 МТЗ+V 3ф исп. по току на отключение, авт. уск. при вкл. на КЗ

5 ТНЗНП от 1ф КЗ

6 Защита нейтрали 1 р.

7 Защита от пере-грузки на сигнал

8 Струйная защита Защита РПН

 

8.2.2 Автоматика трансформаторов 220/10 кВ:

Согласно ПУЭ [2]:

3.3.26. Устройствами АПВ должны быть оборудованы все одиночные понижающие трансформаторы мощностью более 1 MB•А на подстанциях энергосистем, имеющие выключатель и максимальную токовую защиту с питающей стороны, когда отключение трансформатора приводит к обесточению электроустановок потребителей. Допускается в отдельных случаях действие АПВ и при отключении трансформатора защитой от внутренних повреждений.

Сведем принятые устройства автоматики в таблицу 8.12.

Таблица 8.12 – Автоматика трансформатора 220/10/6 кВ

№ Вид автоматики Примечание

1 АПВ однократное, с блокировкой от внутренних защит

2 УРОВ с запретом АПВ

 

8.2.2 Автотрансформаторы 220/110/10 кВ

В соответствии с требованиями НТП [6]:

9.6.1. На автотрансформаторе должны быть предусмотрены следующие

устройства РЗА:

— два комплекта дифференциальной токовой защиты AT;

— газовая защита;

— защита РПН с использованием струйных реле;

— резервные защиты на сторонах высшего, среднего и низшего напряже-ния;

— защита от перегрузки;

— технологические защиты.

9.6.3. Газовые (струйные) реле должны действовать через два комплекта основных защит (необходимо оснащение AT реле с двумя отключающими контактами).

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

 

9.6.5. Дистанционные защиты должны блокироваться при неисправности цепей напряжения.

9.6.6. Резервные защиты должны иметь автоматическое и оперативное ус-корение отдельных ступеней.

9.6.7. На стороне низшего напряжения AT должна устанавливаться макси-мальная токовая защита с возможностью пуска по напряжению.

 

Кроме перечисленного в п. 9.2.1, в соответствии с требованиями ПУЭ [2]:

3.2.64. На автотрансформаторах (многообмоточных трансформаторах) с питанием с нескольких сторон защиту от токов, вызванных внешними КЗ, необходимо выполнять направленной, если это требуется по условиям селективности.

3.2.65. На автотрансформаторах 220-500 кВ подстанций, блоках генератор — трансформатор 330-500 кВ и автотрансформаторах связи 220-500 кВ электростанций должна быть предусмотрена возможность оперативного ускорения защит от токов, обусловленных внешними КЗ, при выводе из действия дифференциальных защит шин или ошиновки, обеспечивающего отключение повреждений на элементах, оставшихся без быстродействующей защиты с выдержкой времени около 0,5 с.

 

Сведем принятые к установке виды защит в таблицы 8.13.

Таблица 8.13 – Защита автотрансформатора 220/110/10 кВ

№ Вид защиты Исполнение Примечание

1 ДЗТ 2 комплекта с торможением, на откл.

2 Газовая защита 2 конт. на откл. + 1 конт. на сигн.

3 Токовая отсечка

 

4 ДЗ 3 ступени

5 МТЗ+V 3ф исп. по току на отключение, со стороны ВН, авт. уск. при вкл. на КЗ

6 ТНЗНП 4 ступени, от 1ф КЗ

7 Защита нейтрали 1 р.

8 Защита от пере-грузки на сигнал

9 Струйная защита Защита РПН

10 ДЗО 1 комплект

 

Автоматика трансформаторов 220/110/10 кВ:

Согласно ПУЭ [2]:

3.3.26. Устройствами АПВ должны быть оборудованы все одиночные понижающие трансформаторы мощностью более 1 MB•А на подстанциях энергосистем, имеющие выключатель и максимальную токовую защиту с питающей стороны, когда отключение трансформатора приводит к обесточению электроустановок потребителей. Допускается в отдельных случаях действие АПВ и при отключении трансформатора защитой от внутренних повреждений.

Сведем принятые устройства автоматики в таблицу 8.14.

Таблица 8.14 – Автоматика трансформатора 230/10 кВ

№ Вид автоматики Примечание

1 АПВ однократное, с блокировкой от внутренних защит

2 УРОВ с запретом АПВ

 

8.2.3 Шины 220 (110) кВ

Согласно [6]:

9.8.2. Защита систем (секций) шин 110-220 кВ должна выполняться, как правило, с использованием одного комплекта дифференциальной токовой защиты. Защита комплектных РУ 110-220 кВ с элегазовой изоляцией — с использованием двух комплектов дифференциальной защиты.

9.8.4. Дифференциальная защита шин (ошиновок) должна иметь устройст-во контроля исправности цепей переменного тока.

Таблица 8.15 – Защита шин 220 (110) кВ

№ Вид защиты Примечание

1 ДЗШ с контролем исправности цепей переменного тока

 

9.10.1. Должно предусматриваться автоматическое повторное включение (АПВ) воздушных линий электропередачи и сборных шин (ошиновок) открытых распределительных устройств.

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

9.11.1. На каждом выключателе 110-750 кВ, а также на выключателях 6-35 кВ присоединений, отказ выключателя которых не резервируется защитами других присоединений, должно предусматриваться устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ) с пуском от защит присоединений.

Сведем принятые устройства автоматики в таблицу 8.16.

Таблица 8.16 – Автоматика шин 220 (110) кВ

№ Вид автоматики Исполнение Примечание

1 АПВ автоматическим опробованием

(автосборка) однократное

2 УРОВ

 

8.2. Питающие линии 220 (110) кВ

В соответствии с НТП [6]:

9.9.1. На линиях с двухсторонним питанием, отнесенным к ЕНЭС, а также отходящих от ПС ЕНЭС, должны устанавливаться две независимые защиты от всех видов повреждения; быстродействующая защита с абсолютной селективностью и комплект ступенчатых защит.

Необходимость установки быстродействующей защиты с абсолютной селективностью на остальных линиях 110-220 кВ (например, распределительных сетевых компаний) определяется исходя из требования сохранения устойчивости работы энергосистемы (19), устойчивости синхронной нагрузки, надежной работы электроустановок потребителей (если это предусмотрено техническим заданием на проектирование), ограничения области и степени повреждения линии, а также, если не обеспечивается селективность ступенчатыми защитами.

9.9.2. В качестве основной быстродействующей защиты применять один из следующих вариантов:

1) продольную дифференциальную защиту (ДЗЛ);

2) дифференциально-фазную (ДФЗ) защиту;

3) защиту с высокочастотной блокировкой;

4) комплект ступенчатых защит с передачей блокирующих или разрешающих сигналов.

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

В соответствии с требованиями ПУЭ [2]:

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

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

3.2.108. Для линий напряжением 110-220 кВ вопрос о типе основной защиты, в том числе о необходимости применения защиты, действующей без замедления при КЗ в любой точке защищаемого участка, должен решаться в первую очередь с учетом требования сохранения устойчивости работы энергосистемы. При этом, если по расчетам устойчивости работы энергосистемы не предъявляются другие, более жесткие требования, может быть принято, что указанное требование, как правило, удовлетворяется, когда трехфазные КЗ, при которых остаточное напряжение на шинах электростанций и подстанций ниже 0,6-0,7 , отключаются без выдержки времени. Меньшее значение остаточного напряжения (0,6 ) может быть допущено для менее ответственных линий 220 кВ (в сильно разветвленных сетях, где питание потребителей надежно обеспечивается с нескольких сторон), а также для более ответственных линий 220 кВ в случаях, когда рассматриваемое КЗ не приводит к значительному сбросу нагрузки.

При выборе типа защит, устанавливаемых на линиях 110-220 кВ, кроме требования сохранения устойчивости работы энергосистемы должно быть учтено следующее:

1. Повреждения, отключение которых с выдержкой времени может привести к нарушению работы ответственных потребителей, должны отключаться без выдержки времени (например, повреждения, при которых остаточное напряжение на шинах электростанций и подстанций будет ниже 0,6 Uном, если отключение их с выдержкой времени может привести к саморазгрузке вследствие лавины напряжения, или повреждения с остаточным напряжением 0,6 и более, если отключение их с выдержкой времени может привести к нарушению технологии).

2. При отключении с выдержкой времени повреждений с токами, в несколько раз превосходящими номинальный, возможен недопустимый перегрев проводников.

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

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

 

Для линий, состоящих из нескольких последовательных участков, с целью упрощения допускается использование неселективных ступенчатых защит тока и напряжения (от многофазных замыканий) и ступенчатых токовых защит нулевой последовательности (от замыканий на землю) в сочетании с устройствами поочередного АПВ.

3.2.111. На одиночных линиях, имеющих питание с двух или более сторон (последнее — на линиях с ответвлениями), как при наличии, так и при отсутствии обходных связей, а также на линиях, входящих в кольцевую сеть с одной точкой питания, от многофазных замыканий должна быть применена дистанционная защита (преимущественно трехступенчатая), используемая в качестве резервной или основной (последнее — только на линиях 110-220 кВ).

В качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени. В отдельных случаях допускается использовать токовую отсечку для действия при ошибочном включении на трехфазную зако-ротку в месте установки защиты, когда токовая отсечка, выполненная для действия в других режимах, не удовлетворяет требованию чувствительности (см. 3.2.26).

От замыканий на землю должна быть предусмотрена, как правило, ступенчатая токовая направленная или ненаправленная защита нулевой последовательности.

3.2.113. На параллельных линиях, имеющих питание с двух или более сторон, а также на питающем конце параллельных линий с односторонним питанием могут быть использованы те же защиты, что и на соответствующих одиночных линиях (см. 3.2.110 и 3.2.111).

Для ускорения отключения замыканий на землю, а в отдельных случаях и замыканий между фазами на линиях с двусторонним питанием может быть при-менена дополнительная защита с контролем направления мощности в параллельной линии. Эта защита может быть выполнена в виде отдельной поперечной токовой защиты (с включением реле на ток нулевой последовательности или на фазные токи) или только в виде цепи ускорения установленных защит (токовой нулевой последовательности, максимальной токовой, дистанционной и т. п.) с контролем направления мощности в параллельных линиях.

С целью повышения чувствительности защиты нулевой последовательно-сти допускается предусматривать выведение из работы отдельных ее ступеней при отключении выключателя параллельной линии.

3.2.115. Если защита по 3.2.111-3.2.113 не удовлетворяет требованию быстродействия (см. 3.2.108), в качестве основных защит одиночных и параллельных линий с двусторонним питанием следует предусматривать высокочастотные и продольные дифференциальные защиты.

Для линий 110-220 кВ рекомендуется осуществлять основную защиту с использованием высокочастотной блокировки дистанционной и токовой направленной нулевой последовательности защит, когда это целесообразно по условиям чувствительности (например, на линиях с ответвлениями) или упрощения защиты.

При необходимости прокладки специального кабеля использование про-дольной дифференциальной защиты должно быть обосновано технико-экономическим расчетом.

Для контроля исправность вспомогательных проводов защиты должны быть предусмотрены специальные устройства.

3.2.116. При выполнении основной защиты по 3.2.115 в качестве резервных следует применять:

от многофазных КЗ, как правило, дистанционные защиты, преимущественно трехступенчатые;

от замыканий на землю ступенчатые токовые направленные или ненаправ-ленные защиты нулевой последовательности.

На случай длительного выведения из действия основной защиты, указан-ной в 3.2.115, когда эта защита установлена по требованию быстроты отключения повреждения (см. 3.2.108), допускается предусматривать неселективное ускорение резервной защиты от замыканий между фазами (например, с контролем значения напряжения прямой последовательности).

Таблица 8.17 – Защита линии 220 (110) кВ

№ Вид защиты Назначение Исполнение Примечание

1 ДФЗ Основная – 1-й комплект

2 Дистанцион-ная Резервная – 2-й комплект 3-ст., отд. ст. – от всех видов КЗ от междуфазных КЗ, с бло-кировкой от качаний

3 ТНЗНП 4-ст. – от 1ф КЗ от однофазных КЗ, с блоки-ровкой от качаний

4 ТО Дополни-тельная

 

Произведем выбор видов автоматики на питающих линиях.

В соответствии с ПУЭ [2]:

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

Должно предусматриваться автоматическое повторное включение:

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

3.3.30 Устройства АВР могут устанавливаться на трансформаторах, лини-ях, секционных и шиносоединительных выключателях, электродвигателях и т. п.

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

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

а) быстродействующее ТАПВ (БАПВ)

б) несинхронное ТАПВ (НАПВ);

в) ТАПВ с улавливанием синхронизма (ТАПВ УС).

В соответствии с [6]:

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

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

На линиях с односторонним питанием, а также с двухсторонним питанием, если при отключении выключателя нет опасности потери синхронизма, пуск АПВ должен выполняться без контроля напряжения и синхронизма (простое АПВ).

Сведем принятые устройства автоматики в таблицу 8.18.

Таблица 8.18 – Автоматика линии 220 (110) кВ

№ Вид автоматики Исполнение Примечание

1 ТАПВ с контролем напря-жения и без контроля синхро-низма однократное, с пуском по цепи не-соответствия и от защит, с возможностью запрета блоки-ровок

2 УРОВ с запретом АПВ

 

9 ВЫБОР ЭЛЕМЕНТНОЙ БАЗЫ И ФИРМЫ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

В настоящее время в России выпускаются и находятся в эксплуатации уст-ройства защиты элементов электроэнергетических систем, выполненные на электромеханической, микроэлектронной базе (линейные и логические интегральные микросхемы) и микропроцессорной элементной базе. Тем не менее, согласно /2/, при строительстве новых станций и подстанций, а также при реконструкциях старых, должны устанавливаться устройства релейной защиты, выполненные только на микропроцессорной элементной базе.

Для защиты всех элементов реконструируемой подстанции, кроме силовых автотрансформаторов 220/110/10 кВ и линий 110-220 кВ, будем использовать МП-терминалы БМРЗ фирмы-изготовителя НТЦ «Механотроника», в силу их меньшей стоимости, по сравнению с конкурентами. В настоящее время у НТЦ Механотроника не разработаны терминалы для защиты автотрансформаторов 220 кВ. Шкафы защиты линий 110-220 кВ производства НТЦ «Механотроника» также не реализуют функцию дифференциально-фазной защиты линий. Поэтому для защиты питающих линий и автотрансформаторов установим терминалы фирмы-изготовителя НПП «ЭКРА».

 

9.1 Общие технические характеристики терминалов БМРЗ.

Вся продукция НТЦ «Механотроника» создается с учетом применения ее в сложных условиях эксплуатации, включая климатические факторы, помеховую обстановку, качество оперативного тока, метрологические параметры первичных измерительных трансформаторов тока и напряжения, техническую оснащенность и подготовленность персонала эксплуатирующих служб.

Цифровые устройства РЗА НТЦ «Механотроника» имеют следующие общетехнические характеристики:

• Рабочий диапазон температур от минус 40 до плюс 70 0С.

• Влажность воздуха до 98 %, допускается конденсация влаги. Устойчи-вость к выпадению инея и росы.

• Питание блоков от переменного, выпрямленного или постоянного тока с диапазоном питающих напряжений от 88 до 264 В.

• Нечувствительность к пульсациям питающего напряжения любого уровня и к перерывам питания до 1,5 с (до (10-40)с по заказу).

• Время готовности блоков к срабатыванию защиты после включения оперативного питания – не более 0,2 с.

• Обменные дискретные сигналы (по заказу) постоянного или переменного тока с номинальными значениями напряжений 24, 110 или 220 В. Все дискрет-ные входы защищены от ложных срабатываний при нарушениях изоляции в цепях оперативного тока. Общее количество входов/выходов в блоках БМРЗ — до 46.

• Все входные и выходные цепи имеют гальваническую развязку с обеспечением прочности изоляции до 2,5 кВ 50Гц и 5 кВ импульсного напряжения. Сопротивление изоляции — не менее 100 МОм.

• Выходные дискретные сигналы – контактные или бесконтактные.

• Динамический диапазон измеряемых аналоговых сигналов тока и напря-жения от 0,1 до 120 А и от 0,5 до 120 В., соответственно.

• Погрешности срабатывания: по току и напряжению — не более 3% по времени — не более 1%

• Мощность потребляемая по цепям тока и напряжения — не более 0,5 ВА.

• Термическая стойкость токовых цепей – до 500 А/1с.

• Подавление высших гармоник для защит, действующих по основной гармонике – не менее 30dB.

• Чувствительность каналов тока 3I0 – от 3 мА (0,1А по первичному току).

• Устойчивость к высоким уровням электромагнитных помех, предусмот-ренным российскими стандартами и нормами МЭК, включая ГОСТ Р 50746-2002 для атомных электростанций.

• Отсутствие требований к специальному контуру заземления и к экранированию вторичных цепей КРУ.

• Внутренние часы – календарь во всех блоках ЦРЗА.

• Осциллографирование 5 аналоговых и 8 дискретных сигналов

• Раздельное осциллографирование пусковых токов и токов КЗ в защитах двигателей и трансформаторов.

• Регистрация параметров аварийных событий.

• Счетчик пусков и срабатывания защит, отключений выключателя емко-стью до 999.

• Измерение токов, напряжения, частоты, активной и реактивной мощно-сти, Cos φ.

• Возможна калибровка блоков по измеряемым параметрам с выдачей Сертификата Госстандарта о калибровке (по заказу).

• Два последовательных порта для связи с ПЭВМ и АСУ. Интерфейсы – RS-232, RS-485, ВОЛС.

• Скорость обмена с АСУ от 600 до 57600 бит/с на нижнем уровне и до 100 Мбит/с по протоколу TCP/IP.

 

 

Назначение и область применения.

Блоки БМРЗ предназначены для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений от 0,4 до 220 кВ: воз-душных и кабельных линий электропередачи, секционных и вводных выключателей распределительных подстанций, пунктов секционирования, трансформаторов, синхронных и асинхронных двигателей любой мощности.

БМРЗ устанавливают в релейных отсеках КРУ и КРУН, на панелях и шка-фах в релейных залах и пультах управления электростанций, в том числе атом-ных, распределительных подстанций в сетевых предприятиях. Областью приме-нения БМРЗ являются также подстанции газовых и нефтяных промыслов, нефтеперекачивающих и газокомпрессорных станций, местных электростанций и других объектов газовой и нефтяной промышленности. БМРЗ используют в КРУ метрополитена и тяговых подстанций электрифицированных железных дорог, а также на подстанциях промышленных и коммунальных предприятий.

БМРЗ применяют для защиты трансформаторов 110 (220) кВ, а также на линиях 110 (220) кВ.

Функции:

• Направленная или ненаправленная максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению любой ступени. Ускорение МТЗ.

• Трехступенчатая дистанционная защита от междуфазных коротких замыканий.

• Трехступенчатая дистанционная защита от двойных замыканий на землю с избирателем поврежденной фазы.

• Дифференциальная токовая защита с торможением;

• Дифференциальная отсечка;

• Токовая направленная защита нулевой последоватеьлности;

• Защита от перегрузки;

• Направленная или ненаправленная защита от однофазных замыканий на землю. Защита по токам высших гармоник в токе 3Iо. Комбинированная защита.

• Защита от несимметрии и от обрыва фазы питающего фидера.

• Индивидуальная защита минимального напряжения.

• Логическая защита шин (последовательное или параллельное соединение датчиков).

• Резервирование при отказах защит и выключателей.

• Дальнее резервирование при отказах защит и выключателей.

• Двукратное автоматическое повторное включение.

• Автоматическое включение резерва с восстановлением схемы нормального режима.

• Определение места повреждения (фиксация значения тока I2 в момент аварии).

• Выполнение команд от внешних защит и команд АЧР/ЧАПВ.

• Память аварийных событий.

• Автоматическое осциллографирование аварий и пусковых режимов.

• Измерение параметров нормального режима.

 

Основные характеристики защит:

 

9.1.1 Максимальная токовая защита (МТЗ)

Логика работы МТЗ представлена на рисунке 9.1.

 

Рисунок 9.1 – Функциональная схема выполнения алгоритма МТЗ

Многоступенчатая, с ускорением, с комбинированным пуском по напряжению и контролем U2, направленная (конфигурация выбирается при заказе и задается программно). Первая и вторая ступени с независимыми времятоковыми характеристиками. Третья ступень с выбором типа характеристики: независимой или зависимой (аналоги – реле РТ-80 и РТВ-I и рекомендации МЭК-255-4).

 

Рисунок 9.2 –Инверсная характеристика (МЭК 255-4)

Таблица 9.1 – Диапазон уставок МТЗ

Уставка Диапазон Дискретность

По току, А 0,50-99,99 0,01

По времени, с 0,00-99,99 0,01

По напряжению, В 20 — 80 1

По напряжению U2>, В 5 — 20 1

 

Определение направления мощности (ОНМ) осуществляется по величине фазового угла между током IА (IС) и напряжением UВС (UАВ) отдельно для каждой пары сигналов. Направление мощности определяется по первой гармонической составляющей от 45 до 55 Гц сигналов тока и напряжения.

 

Рисунок 9.3 — Диаграмма определения направления мощности

ОНМ используется для:

• реализации направленной МТЗ;

• смены программ МТЗ и ОЗЗ.

Прямому направлению мощности соответствует зона срабатывания направленной МТЗ или первая программа уставок, обратному направлению мощности — зона блокировки направленной МТЗ или вторая программа уставок.

 

9.1.2 Токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП)

Четырёхступенчатая защита обеспечивает отключение защищаемой линии при коротких замыканиях на землю. Ток срабатывания ступени задается в диапазоне от 0,1 до 100 А. В составе защиты предусмотрен орган определения прямого, формирующий разрешающий сигнал, и обратного, формирующий блокирующий сигнал, направлений мощности нулевой последовательности. Любая из ступеней защиты может быть выполнена либо без контроля, либо с контролем прямого или обратного направления мощности.

Ступени токовой защиты нулевой последовательности ТЗНП, работающие без выдержки времени, а также ступени, имеющие ускорение, имеют алгоритмическую отстройку от бросков тока намагничивания силовых трансформаторов при их включении.

Предусмотрено автоматическое ускорение старших ступеней защиты при включении выключателя по внешней команде, по сигналу АПВ или по сигналу от терминала на противоположном конце линии, получаемому по каналу связи.

При выявлении неисправности в цепях напряжения любой из терминалов получает напряжение от обмоток трансформатора, соединённых в разомкнутый треугольник или переводится в режим ненаправленной токовой защиты нулевой последовательности.

9.1.3 Чувствительная дифференциальная токовая защита с торможением (ДТЗ)

В зону действия защиты дополнительно может быть включен одиночный или сдвоенный токоограничивающий реактор. Защита предназначена для действия при всех видах КЗ в защищаемой зоне. Устойчивая работа ДЗТ в переходных режимах достигается рядом мер, в числе которых:

• Цифровая коррекция формы кривой дифференциального тока, аналогич-ная используемой в серийном реле ДЗТ-21;

• Торможение от полусуммы действующих значений первых гармониче-ских составляющих токов плеч с учетом среднего за период значения дифференциального тока;

• Оригинальный информационный признак блокировки защиты, выполняющий блокирование её срабатывания при искажении формы дифференциального тока в режимах бросков тока намагничивания и внешних КЗ, сопровождающихся насыщением измерительных трансформаторов тока.

• Время срабатывания не более 40 мс. Диапазон уставок 0,2 – 0,5 Iном

 

В защите применено цифровое выравнивание токов плеч. С любой стороны защищаемого трансформатора возможно подключение первичных трансформаторов тока к входным цепям защиты, как по схеме «треугольник», так и по схеме «звезда». При необходимости в алгоритме защиты включается операция «цифровой треугольник».

Выравнивание токов плеч проводится на основании данных о схемах обмоток силового трансформатора, схемах первичных трансформаторов тока и их коэффициентов трансформации.

В блоке предусмотрено аппаратное переключение токовых входов на номинальные токи – 0,5; 1,0; 2,5; 5,0 А.

Предусмотрена возможность автоматической подстройки под текущее по-ложение РПН.

Защита имеет две группы уставок, переключаемых внешним сигналом, что позволяет использовать блок при переключении на обходной выключатель. При срабатывании защита действует со стороны ВН на один или два выключателя, а также на выключатели стороны НН (до четырех выключателей). При подключении стороны ВН через отделитель защита действует по выбору на короткозамыкатель или ВЧ каналы (до двух ВЛ) с последующим отключением отделителя в бестоковую паузу.

 

Рисунок 9.4 – Тормозная характеристика ДТЗ

 

9.1.4 Дифференциальная токовая отсечка (ДТО)

ДТО является вспомогательным элементом защиты и обеспечивает бы-строе отключение КЗ в трансформаторе при больших токах, приводящих к глу-бокому насыщению измерительных трансформаторов тока в условиях, когда чувствительная ДЗТ может замедляться в срабатывании.

Время срабатывания ДТО составляет:

• при кратности дифференциального тока к уставке 1,2 — 30 мс

• при кратности дифференциального тока к уставке 2,0 — 25 мс

Диапазон уставок — (5 — 15) Iном

 

9.1.5 Защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ)

Логика работы защиты от ОЗЗ приведена на рисунке 9.5.

 

Рисунок 9.5 – Функциональная схема алгоритма ЗОФ

 

Одноступенчатая, с независимой характеристикой, с одной или двумя вы-держками времени. Может выполняться с контролем тока и напряжения нулевой последовательности, направленная или ненаправленная (конфигурация выбирается при заказе и задается программно).

Таблица 9.2 – Диапазон уставок защит от ОЗЗ

Уставка Диапазон Дискретность

По напряжению, В 5-99 1

По току, А 0,005-0,250

0,05-4,00

0,50-25,00

2,50-99,99 0,001

0,01

0,01

0,01

По времени,с 0,00-20,00 0,01

 

Для реализации направленной защиты от ОЗЗ определяется направление мощности нулевой последовательности Р0↑ по величине фазового угла между током 3I0 и напряжением 3U0. Угловая диаграмма ОЗЗ приведена на рисунке 9.6.

 

 

Рисунок 9.6 — Угловая диаграмма работы направленной защиты от ОЗЗ.

 

9.1.6 Защита от перегрузки

Защита от перегрузки выполняется в виде дополнительной ступени токо-вой защиты с независимой времятоковой характеристикой. Защита может действовать с разными выдержками времени на сигнал и на блокировку РПН.

 

9.1.7 Смена программ уставок МТЗ и ОЗЗ

БМРЗ обеспечивает хранение двух наборов уставок и программных клю-чей функций ОЗЗ и МТЗ, включая параметры пуска МТЗ по напряжению. Смена программ производится подачей на вход БМРЗ дискретного сигнала, командой по последовательному каналу или автоматически, при изменении направления мощности.

 

9.1.8 Защита минимального напряжения (ЗМН)

Логика работы ЗМН приведена на рисунке 9.7

 

Рисунок 9.7 – Функциональная схема алгоритма ЗМН

ЗМН выполняется с контролем двух линейных напряжений и напряжения обратной последовательности. Предусмотрена возможность блокировки ЗМН при пуске МТЗ и внешним дискретным сигналом.

ЗМН может действовать как с контролем, так и без контроля положения выключателя. При введенном контроле (по сигналу «РПВ») ЗМН срабатывает только при включенном выключателе. Контроль положения выключателя может быть выведен, например, при использовании ЗМН в качестве «делительной автоматики».

Таблица 9.3 – Диапазон уставок МТЗ

Уставка Диапазон Дискретность

По напряжению U<, В 20 — 80 0,1

По напряжению обратной последо-вательности U2>, В 5-20 0,1

По времени, с 0,1-9,99 0,1

 

Основные характеристики функции автоматики и управления:

 

9.1.9 Автоматическое повторное включение (АПВ)

Логика работы АПВ приведена на рисунке 9.8.

Двукратное с возможностью блокировки одного или обоих циклов. Оба цикла АПВ могут блокироваться входными дискретными сигналами, при неисправности БМРЗ или выключателя, при срабатывании логической защиты шин, при срабатывании первой ступени МТЗ. Программно может быть задана блокировка второго цикла АПВ при появлении напряжения 3Uо.

Таблица 9.4 – Диапазон уставок АПВ

Уставка Диапазон Дискретность

Выдержка времени:

первый цикл, с 0,50 — 99,99 0,01

второй цикл, с 2 — 99 1

 

 

 

Рисунок 9.8 – Функциональная схема алгоритма АПВ

 

9.1.10 Резервирование при отказах выключателей (УРОВ)

БМРЗ отходящих линий комплектуются УРОВ — датчиками, БМРЗ вводов – УРОВ — приёмниками, БМРЗ-СВ – УРОВД и УРОВП . Сигнал «УРОВД» выдается при невыполнении команды на отключение выключателя, снимается по факту возврата защит.

Таблица 9.5 – Диапазон уставок УРОВ

Уставка Диапазон Дискретность

По времени ТУРОВ,с 0,10 — 2,00 0,01

 

9.1.11 Логическая защита шин (ЛЗШ)

БМРЗ-КЛ отходящих линий комплектуются датчиками ЛЗШ, БМРЗ-ВВ вводов – приемниками, БМРЗ-СВ – приемниками и датчиками. Возможна реализация одного из двух вариантов логической защиты шин — с последовательным или параллельным соединением датчиков.

 

Логическая защита шин от двух- и трехфазных замыканий (ЛЗШ-МТЗ)

БМРЗ-КН формирует команды отключения секционного выключателя и выключателя ввода при наличии сигнала о пуске МТЗ ввода или секционного выключателя и отсутствии сигнала о пуске МТЗ отходящих присоединений.

 

Таблица 9.6 – Диапазон уставок ЛЗШ-МТЗ

Уставка Диапазон Дискретность

По времени (ТСВ, ТВВ), с 0,1 — 1,0 0,1

 

Логическая защита шин от однофазных замыканий на землю (ЛЗШ-ОЗЗ)

БМРЗ-КН формирует команды отключения секционного выключателя и выключателя ввода при срабатывании защиты от однофазных замыканий на землю по 3U0 с блокировкой по U2 и отсутствии сигнала о пуске ОЗЗ отходящих присоединений.

Таблица 9.7 – Диапазон уставок ЛЗШ-ОЗЗ

Уставка Диапазон Дискретность

По времени (ТЗСВ, ТЗВВ), с 0,1 — 9,9 0,1

 

9.1.12 Автоматическое включение резерва (АВР)

Логика работы АВР приведена на рисунке 9.9

 

Рисунок 9.9 – Функциональная схема алгоритма АВР

 

АВР выполняется совместными действиями БМРЗ-СВ и двух БМРЗ-ВВ, или двух БМРЗ-ВВ с контролем напряжения U2 и частоты на рабочей секции, напряжения на резервной секции и напряжения до выключателя. Предусмотрена блокировка АВР при наличии напряжения 3Uo и по дискретным сигналам. Предусмотрена возможность выполнения АВР без выдержки времени по команде на дискретный вход (при срабатывании защит трансформатора, при работе технологической автоматики и т. д.). Предусмотрена возможность автоматического восстановления схемы нормального режима после АВР (ВНР).

Пуск АВР выполняется по снижению рабочего напряжения ниже уставки «UАВР<», по появлению напряжения обратной последовательности («U2АВР>») и контролю этих параметров на резервной секции. Сигнал «Разреш. АВР» выдается при значении рабочего напряжения выше уставки «UАВР>», отсутствии напряжения обратной последовательности («U2АВР<»), значении частоты выше уставки «F >» и отсутствии однофазного замыкания на землю («3U0<»).

Таблица 9.8 – Диапазон уставок контроля напряжения для АВР

Уставка Диапазон Дискретность

По напряжению: UАВР>, UАВР<, В 10 — 60 1

U2АВР>, U2АВР<, В 5 — 20 1

3U0АВР<, В 5,0 — 99,9 0,1

F >, F <, Гц 45,0 — 55,0 0,1

По времени, с 0,5 — 99,9 0,1

 

9.1.13 Управление выключателем

Логика управления выключателем приведена на рисунке 9.10.

 

Рисунок 9.10 – Функциональная схема алгоритма управления выключателем (отключение)

БМРЗ может управлять любым типом выключателя: масляным, вакуум-ным, элегазовым и другими.

Обеспечивается местный и дистанционный режимы управления выключателем, защита от многократного включения, а также диагностика исправности.

 

Основные характеристики функции сигнализации:

 

БМРЗ обеспечивает следующие виды сигнализации:

• Индикаторную на лицевой панели: состояние защит, автоматики, положения выключателя, исправности блока и выключателя

• Дискретными сигналами (выходными реле): аварийная и предупредительная сигнализация, неисправность блока и выключателя, также другие сигналы по заказу.

• По последовательным каналам.

• Измерения и контроль

• Фазные токи.

• Максиметр фазного тока.

• Активная и реактивная составляющие тока прямой последовательности.

• Линейные или фазные напряжения.

• Активная и реактивная мощность.

• Частота.

• Ток и напряжение нулевой последовательности.

• Ток и напряжение обратной последовательности.

• Счетчик аварийных отключений.

• Суммарный ток отключений по фазам.

• Счетчик пусков и срабатываний каждой защиты.

• Счетчик успешных и неуспешных циклов АПВ.

Вся перечисленная информация отображается на дисплее БМРЗ и передается по последовательному каналу на ПЭВМ или в АСУ.

 

9.2 Общие технические характеристики терминалов БЭ2607.

Начиная с 1999 г., предприятием серийно выпускаются унифицированные микропроцессорные терминалы серии БЭ2704, выполняющие функции релейной защиты и автоматики электроэнергетических объектов напряжением 110-750 кВ.

Вычислительные возможности устройств, благодаря применению современных сигнальных процессоров, позволяют решить большинство задач релейной защиты и автоматики энергетических объектов.

Таблица 9.9 – Исполнения терминалов

Параметры Исполнение терминала

1 2 3 4 5 6

Количество цепей тока 5 5 12 18 7 до 12

Количество цепей на-пряжения 5 5 6 6 6 до 8

Количество входов постоянного тока — — 1 до 8 2 до 8

Количество входов дискретных сигналов 32 40 40 48 48 32

Количество выходных реле 21 29 29 37 37 5

Габаритные размеры, мм 270 х 277 х 266 376 х 277 х 266 376 х 277 х 266 483 х 277 х 266 376 х 277 х 266 270 х 277 х 266

• 1 — основные и резервные защиты линии 110-220 кВ, автоматика управления выключателем;

• 2 — резервные защиты линии 110-220 кВ, совмещенные с автоматикой управления; выключателем; резервные защиты трансформаторов и автотрансформаторов 110-220 кВ;

• 3 — основные защиты трансформаторов и автотрансформаторов 110-750 кВ, защиты ошиновок;

• 4 — защиты шин 110-750 кВ;

• 5 — основные и резервные защиты линии 500-750 кВ; автоматика управления выключателем; резервные защиты автотрансформаторов 500-750 кВ;

• 6 — автономный регистратор аварийных процессов.

В устройствах используется комплектующие производства известных фирм и лицензированная операционная система реального времени.

Высокая надежность функционирования терминалов достигается соблюдением норм технологии производства, а также функциональным контролем, охватывающим основные аппаратные узлы, включая обмотки выходных реле.

В терминалах программно реализован набор релейных измерительных органов (реле тока, реле сопротивления и. т. д.), который может дополняться. Взаимосвязь выходных сигналов измерительных органов с выходными реле, с входами приема дискретных сигналов, с элементами сигнализации, осуществляется через логическую часть, реализованную также программно. Разработка и редактирование логической части любой защиты сводится к созданию привычной потребителю принципиальной схемы с помощью графического редактора. Максимальное количество логических элементов при проектировании – до 1000. Загрузка программного обеспечения в терминал производится через последовательный порт и может производиться эксплуатирующим персоналом многократно. Одновременно с выполняемой программой, в память терминала помещаются файлы конкретной принципиальной схемы логической части и конфигурации данного устройства, доступные для системы наблюдения или управления высшего уровня.

Кроме основных функций защит и автоматики, в устройствах реализуются дополнительные опции: осциллографирование аварийных событий, определение места повреждения (ОМП), регистрация дискретных сигналов, связь с высшим уровнем наблюдения и управления, синхронизация времени, интерфейс пользователя.

Терминалы монтируются в шкафы типа ШЭ2607(для оборудования 110…220 кВ) и ШЭ2710 (для оборудования 330…750 кВ).

Возможности программной части терминалов:

• выполнение алгоритмов работы измерительных органов защит и заданной логики их взаимодействия с учетом состояния входных дискретных сигналов;

• определение расстояния до места повреждения на ВЛ;

• функция аварийного осциллографа, позволяющего фиксировать все аналоговые сигналы и 48 задаваемых дискретных сигналов (внешних и внутренних);

• регистрация до 128 дискретных сигналов, позволяющая фиксировать и сохранять до 1024 событий с точностью привязки по времени — 1мс;

• регистрация аналоговых событий, соответствующих пускам ОМП. Ин-формация из базы данных аналоговых событий может использоваться внешни-ми программами ОМП;

• регистрация внутренних событий: включение и отключение терминала, запись уставок, возникновение неисправности;

• обеспечение связи с вышестоящим уровнем.

Уставки защит, база данных аварийного осциллографа хранятся в электронной памяти, информация в которой сохраняется при исчезновении напряжения питания терминала. Текущее состояние элементов световой индикации и база данных регистратора хранятся в энергонезависимой памяти, питаемой от автономного источника питания, информация в которой сохраняется на длительное время при отсутствии напряжения питания терминала.

Встроенные в терминал жидкокристаллический четырехстрочный символьный дисплей и клавиатура обеспечивают удобный пользовательский интерфейс.

Таблица 9.10 – Основные параметры шкафов

Номинальный переменный ток, А 1 или 5

Номинальное напряжение переменного ока, В 100

Номинальная частота, Гц 50 или 60

Номинальное напряжение оперативного постоянного тока, В 220 или 110

Мощность, потребляемая цепями напряжения:

— в нормальном режиме/в режиме срабатывания, Вт

20/30

 

9.3 Расстановка терминалов защит на подстанции

9.3.1 Защита кабельной линии 10 кВ

Защита кабельных линий реализована в блоке БМРЗ-КЛ — 6 — 35 кВ.

Назначение и область применения блока:

Цифровой блок релейной защиты БМРЗ-КЛ-05-36-01 предназначен для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления, измерения и сигнализации кабельных и воздушных линий электропередачи, распределительных подстанций и электростанций.

В блоке БМРЗ-КЛ-05-36-01 предусмотрено свободное назначение резерв-ных дискретных входов и выходов. Три выходных реле могут использоваться для сигнализации пусков или срабатывания любой ступени МТЗ, пусков или срабатывания ЗОФ и ЗМН, а также для дублирования выходных сигналов УРОВд, вызов, аварийное отключение, неисправность. Резервный вход может использоваться либо для квитирования защиты и сигнализации блока, либо для регистрации и сигнализации о срабатывании внешней защиты.

В блоке реализована направленная защита от ОЗЗ с контролем направле-ния мощности нулевой последовательности (аналог ЗЗП — 1М).

 

Перечень используемых функций блока:

• Направленная трехступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ) с комбинированным пуском по напряжению.

• Направленная защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) с пуском по току и напряжению нулевой последовательности.

• Резервирование при отказе выключателя.

• Автоматическое повторное включение.

• Автоматическое осциллографирование процессов аварий.

• Память аварийных событий.

• Подсчёт импульсов от счётчиков активной и реактивной электроэнер-гии (технический учёт).

• Измерение параметров сети.

• Самодиагностика.

 

Схема подключения блока к аналоговым входам приведена на рис. 9.11.

 

Рисунок 9.11 – Схема внешних подключений к ТТ блока БМРЗ-КЛ-05-36-01

Блок БМРЗ-КЛ-05-36-01 устанавливается в ЗРУ проектируемой подстан-ции в шкаф ШКЛ-МТ-027.

 

9.3.2 Защита трансформаторов собственных нужд

Защита трансформатора реализована в блоке БМРЗ-ТР-ВН

Назначение и область применения:

Блок БМРЗ-ТР-ВН устанавливается со стороны высокого напряжения (ВН) трансформатора и предназначен для использования в качестве резервной защиты и защиты от внешних КЗ двухобмоточных трансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой низкого напряжения (НН) любой мощности с напряжением ВН до 220 кВ.

Блок БМРЗ-ТР-ВН может использоваться в панелях или шкафах защиты трансформаторов совместно с основными защитами и устройствами автоматики, выполненными на электромеханической, аналоговой или цифровой элементной базе любых производителей.

 

Перечень используемых функций блока:

• Трёхступенчатая токовая защита с пуском по напряжению;

• Защита от перегрузки;

• Резервирование при отказе выключателя;

Схема внешних подключений приведена на рисунке 9.12.

 

 

Рисунок 9.12 – Схема внешних подключений БМРЗ-ТР-ВН

Блок БМРЗ-ТР-ВН устанавливается в ЗРУ проектируемой подстанции в шкаф ШЗТ-МТ-019.

 

9.3.3 Защита и автоматика вводных и секционного выключателей 10(6) кВ.

Защита секционного выключателя НН реализована в блоке БМРЗ-103-СВ. Управление вводными выключателями осуществляется блоками БМРЗ-103-ВВ. БМРЗ-103-ВВ также выполняет функции резервных защит трансформатора 230/10 кВ. Все три блока располагаются в шкафу защиты и автоматики вводных и секционного выключателей ШАВР-МТ-026.

Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ-103-СВ предназначен для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления, измерения и сигнализации секционного выключателя напряжением 6 — 35 кВ.

 

Перечень используемых функций блока БМРЗ-103-СВ:

• Трёхступенчатая токовая защита;

• Резервирование при отказе выключателя;

• Автоматическое повторное включение.

 

Перечень используемых функций блока БМРЗ-103-ВВ:

• Двухступенчатая токовая защита с пуском по напряжению;

• Автоматическое ускорение при включении на КЗ (УМТЗ);

• Резервирование при отказе выключателя;

• Автоматическое повторное включение.

 

Функция автоматического включения резерва (АВР) выполняется совмест-ными действиями БМРЗ-СВ и двух БМРЗ-ВВ. БМРЗ-ВВ выполняет следующие функции:

• контролирует напряжения UAB, UBC на секции, напряжение до выключателя UВНР и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;

• выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит транс-форматора;

• контролирует параметры напряжения на секции и формирует сигнал “Разреш. АВР” для БМРЗ-ВВ соседней секции.

БМРЗ-СВ выполняет команды “Вкл. по АВР”, поступающие от БМРЗ-ВВ, без выдержки времени.

БМРЗ-ВВ формирует выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода в соответствиии с рисунком 9.9. Сигнал «Разреш. АВР» выдается при значениях напряжений UАВ, UВС и UВНР, превышающих 0,8 % номинального напряжения.

«Разреш. АВР» может блокироваться:

• при наличии напряжения 3U0;

• при наличии напряжения обратной последовательности U2;

• при снижении частоты ;

• при неисправности БМРЗ.

Структурная схема АВР подстанции приведена на рисунке 9.13.

 

Рисунок 9.13 – Структура АВР подстанции.

 

Функция УРОВ — приемник (УРОВП) обеспечивает формирование сигнала на отключение выключателя (без выдержки времени) при получении входного дискретного сигнала “УРОВП”.

Исполнения БМРЗ-СВ и БМРЗ-ВВ имеют по два дискретных входа “УРОВП”. Входы “УРОВП1” и “УРОВП2” БМРЗ-СВ предназначены для подключения сигналов “УРОВД” защит фидеров различных секций. В исполнениях БМРЗ-ВВ эти входы используются для подключения сигналов ”УРОВД” защит фидеров и секционного выключателя. Структура УРОВ подстанции приведена на рисунке 9.14, где “Ф1” — “Ф8” — выходные сигналы “УРОВД” от защит фидеров.

 

 

Рисунок 9.14 – Структура УРОВ подстанции.

 

Схема подключения аналоговых входов БМРЗ-СВ представлена на рисунке 9.15.

 

Рисунок 9.15 – Схема подключения БМРЗ-103-СВ

Схема подключения аналоговых входов БМРЗ-ВВ представлена на рисунке 9.16.

 

Рисунок 9.16 – Схема подключения БМРЗ-103-ВВ

 

9.3.4 Шины 10(6) кВ

В соответствии с пунктом 8.1.5 специальные устройства релейной защиты шин 6-10 кВ не следует предусматривать.

ЛЗШ реализуется совместным действием терминалов отходящих присоединений и терминалов вводного и секционного выключателей.

 

 

Рисунок 9.17 – Параллельная схема ЛЗШ подстанции

 

Принцип действия токовой логической защиты шин показан на рисунке 9.17. Функция датчика логической защиты шин (ЛЗШД) реализуется следующим образом: сигнал «ЛЗШД» выдается при превышении входным током уставки по току первой или второй ступеней МТЗ.

Функция ЛЗШ — приемник (ЛЗШП) реализуется следующим образом: при задании в конфигурации для БМРЗ-ВВ, БМРЗ-СВ функции ЛЗШП, МТЗ перево-дится в ускоренный режим. При получении входного дискретного сигнала «ЛЗШП» ускорение МТЗ снимается (на время действия сигнала «ЛЗШП») и МТЗ действует с селективными выдержками времени.

 

Дуговая защита шин, секций и ячеек отходящих присоединений РУ реализована в цифровом устройстве от дуговых замыканий ДУГА-МТ.

Устройство «ДУГА-МТ» обеспечивает селективное отключение выключателей:

• вводов РУ;

• силовых трансформаторов;

• секционных;

• отходящих присоединений РУ.

Устройство «ДУГА-МТ» построено по распределенно-централизованному принципу и содержит:

1. центральный блок «ДУГА-БЦ»;

2. волоконно-оптические (ВОД) или фототиристорные (ФТД) датчики дуговых замыканий. Количество датчиков в ячейке РУ определяется числом изолированных высоковольтных отсеков. Общее количество датчиков в РУ не ограничено;

3. блоки регистрации (БР) дуговых замыканий в ячейках РУ. Для ВОД применяется БР типа «ДУГА-О», для ФТД или клапанных датчиков БР типа «ДУГА-Ф». Выходы БР объединяются на шинках управления выключателями РУ в соответствии с контролируемыми в РУ зонами:

• дугового замыкания в выключателе ввода – шинка ДЗ ВВ;

• дугового замыкания в секционном выключателе – шинка ДЗ СВ;

• дугового замыкания на сборных шинах – шинка ДЗ СбШ;

• дугового замыкания в ячейках отходящих фидеров – шинки ДЗ Ф.

 

Общие технические характеристики устройства «ДУГА-МТ»:

• Устройство сохраняет работоспособность при:

— температуре окружающего воздуха от минус 40 до плюс 70 оС;

— относительной влажности воздуха до 100% при плюс 25 оС;

• Стойкость к воздействию механических внешних воздействующих факто-ров соответствует группе механического исполнения М7 ГОСТ 17516.1;

• Сопротивление изоляции между электрически не связанными между со-бой входными и выходными цепями и между этими цепями и корпусом, не ме-нее:

— 100 МОм — при нормальных климатических условиях по ГОСТ 20.57.406;

— 1,0 МОм — при повышенной влажности.

• Срок службы — 15 лет;

• Гарантийный срок эксплуатации – 10 лет.

 

Структура устройства «ДУГА-МТ» приведена на рисунке 9.18.

 

Рисунок 9.18 – Структура устройства ДУГА-МТ с селективным отключением фидеров для РУ с двумя секциями шин

На рисунке обозначены:

1 – Входной отсек ячейки ввода на секцию.

2 – Отсеки выключателей.

3 – Отсеки сборных шин.

4 – Выходные отсеки ячеек отходящих присоединений.

Блок «ДУГА-БЦ» обеспечивает:

• контроль исправности БР;

• выполнение функций УРОВп и УРОВд с программным заданием вы-держек времени;

• формирование сигнала запрет АВР;

• формирование сигнала «Сброс ФТД» (при невозвращении фототиристорных датчиков в исходное состояние);

• диагностику и блокировку неисправного датчика;

• контроль исправности цепей управления вводных и секционных выключателей, управляемых блоком;

• непрерывную самодиагностику в течение всего времени работы;

• встроенную функцию календаря и часов;

• запись, просмотр, печать, сохранение и удаление диаграмм аварийных процессов;

• ведение журнала событий с дискретностью 10мс;

• возможность оперативного подключения к ПЭВМ;

• возможность включения в АСУ в качестве терминала нижнего уровня (интерфейс RS-485 или ВОЛС выбирается при заказе устройства) с протоколом обмена ModBus.

Таблица 9.11 – Характеристики блоков регистрации дуговых замыканий БР

Характеристика «ДУГА-О» «ДУГА-Ф»

Число входов 4 4

Тип датчика Волоконно-оптические Клапанные или фототиристорные

Число выходов 5 5

Тип выхода Бесконтактный Бесконтактный

Время срабатыва-ния 15 ± 0,5 мс Без задержки

 

В блоках регистрации дуговых замыканий «ДУГА-О» и «ДУГА-Ф» преду-смотрены:

• четыре светодиодных блинкера с квитированием от местной кнопки;

• сигнализация об отсутствии оперативного питания или неисправности блока.

Для установки на РУ выберем блоки БР «ДУГА-Ф». Функциональная схема блока приведена на рисунке 9.19.

 

Рисунок 9.19 – Функциональная схема регистратора дуговых замыканий с фототиристорными датчиками «ДУГА-Ф»

 

9.3.5 Трансформаторы напряжения секций шин 10(6) кВ

Защита трансформатора напряжения реализована в блоке БМРЗ-ТН.

Назначение и область применения:

Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ-ТН, предназначен для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления, измерения и сигнализации трансформатора напряжения секции 10(6) кВ.

Перечень используемых функций блока:

• Защита от ОЗЗ;

• Вольтметровая блокировка;

• АВР;

• Сигнализация наличия напряжения.

Схема внешних подключений БМРЗ-ТН представлена на рисунке 9.20.

Рисунок 9.20 – схема внешних подключений БМРЗ-ТН

 

9.3.6 Трансформаторы 220/10/6 кВ

Защита трансформатора ВН обеспечивается совместным действием 2-х блоков – БМРЗ-ТД-00-20-01 – терминал основных защит двухобмоточного трансформатора и БМРЗ-ТР-06-40-14 – терминал резервных защит трансформатора со стороны ВН. Блоки устанавливаются на ЗРУ проектируемой подстанции в шкаф ШЗТ-МТ-019.

Резервные защиты трансформатора со стороны НН реализованы в блоке БМРЗ-103-ВВ, в соответствии с пунктом 9.3.3.

 

Назначение и область применения:

Блок БМРЗ-ТД предназначен для использования в качестве основной быстродействующей защиты двух- и трёхобмоточных трансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой НН любой мощности с напряжением ВН до 220 кВ.

Перечень используемых функций блока БМРЗ-ТД:

• Чувствительная дифференциальная токовая защита;

• Токовая отсечка по стороне ВН;

• Резервирование при отказе выключателя;

• Исполнение сигналов газовой защиты;

• Управление двумя выключателями;

• Управление отключением через отделитель.

Схема внешних подключений к аналоговым и дискретным входам БМРЗ-ТД приведена на в приложении 3.

 

Блок БМРЗ-ТР устанавливается со стороны высокого напряжения (ВН) трансформатора и предназначен для использования в качестве резервной защиты и защиты от внешних КЗ двух- и трёхобмоточных трансформаторов и трансформаторов с расщепленной обмоткой низкого напряжения (НН) любой мощности с напряжением ВН до 220 кВ.

Блок БМРЗ-ТР может использоваться в панелях или шкафах защиты трансформаторов совместно с основными защитами и устройствами автоматики, выполненными на электромеханической, аналоговой или цифровой элементной базе любых производителей.

Схема внешних подключений приведена в приложении 3.

Перечень используемых функций блока БМРЗ-ТР:

• Трёхступенчатая токовая защита с пуском по напряжению;

• Двухступенчатая токовая защита нулевой последовательности;

• Защита от перегрузки;

• Контроль неисправности цепей напряжения;

• Резервирование при отказе выключателя с запретом АПВ;

• Выполнение команд газовой защиты;

 

9.3.7 Автотрансформаторы 220/110/10 кВ

Для защиты АТ 220/110/10 кВ используем шкафы защиты типа ШЭ2607 НПП «Экра», предназначенные для защиты АТ с высшим напряжением 110-220 кВ.

В качестве основной защиты установим шкаф: ШЭ2607 042043.

Внутри шкафа ШЭ2607 042043 установлен терминал типа БЭ2704V042, который реализует следующие функции:

• дифференциальную токовую защиту трансформатора (ДЗТ) от всех видов КЗ внутри бака;

• максимальную токовую защиту стороны низшего напряжения (НН) с пуском по напряжению (МТЗ НН);

• защиту от перегрузки (ЗП);

• токовые реле для пуска автоматики охлаждения;

• реле тока для блокировки РПН при перегрузке;

• УРОВ ВН и СН трансформатора;

Кроме того обеспечивает прием сигналов от датчиков повышения температуры масла в АТ и от датчиков срабатывания отсечных клапанов АТ.

 

В качестве резервной защиты установим шкаф: ШЭ2607 072.

Внутри шкафа ШЭ2607 072 установлен терминал типа БЭ2704V072, который реализует следующие функции:

• четырёхступенчатую дистанционную защиту;

• пятиступенчатую токовую направленную защиту нулевой последова-тельности;

• максимальную токовую защиту;

• автоматику разгрузки при перегрузке по току.

 

Схема внешних подключений к аналоговым и дискретным входам терминалов БЭ2704V042 и БЭ2704V072 приведены в приложении 2.

 

9.3.8 Питающие линии 220(110) кВ

Для защиты линий 220 (110) кВ используем шкафы защиты типа ШЭ2607.

В качестве основной защиты установим шкаф: ШЭ2607 084.

Внутри шкафа ШЭ2607 084 установлен терминал типа БЭ2704V081, который реализует следующие функции:

• основная защита ВЛ на принципе сравнения фаз токов по концам ли-нии;

• возможность работы в сети внешнего электроснабжения тяговой на-грузки и на ВЛ с ответвлениями;

• УРОВ;

• ОМП.

 

В качестве резервной защиты установим шкаф: ШЭ2607 011.

Внутри шкафа ШЭ2607 072 установлен терминал типа БЭ2704V011, который реализует следующие функции:

• управление выключателем с непрерывным контролем тока через электромагниты включения и отключения;

• двукратное АПВ;

• УРОВ;

• защита от рассогласования полюсов выключателя и защита от непол-нофазного режима (для выключателей с пофазным приводом);

• защита электромагнитов управления от длительного протекания тока;

• трехступенчатая дистанционная защита с блокировками при качаниях и неисправностях в цепях напряжения;

• четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности;

• трехфазная токовая отсечка;

• ОМП.

Схема внешних подключений к аналоговым и дискретным входам терминалов БЭ2704V084 и БЭ2704V011 приведены в приложении 1.

 

10 РАСЧЁТ УСТАВОК ЗАЩИТ ВСЕХ ОБЪЕКТОВ

10.1 Защита трансформаторов собственных нужд

10.1.1 Двухступенчатая токовая защита

Исходным для выбора тока срабатывания максимальной токовой защиты от КЗ является требование, чтобы она надёжно работала при повреждениях, но в тоже время не действовала при максимальных токах нагрузки и её кратковременных толчках (например, запуск двигателей).

Рабочий максимальный ток трансформатора с учётом возможной перегрузки:

; (10.1)

 

Ток срабатывания защиты:

 

Выбор типа трансформатора тока. К установке примем трансформаторы тока типа ТЛ – 10-1У3 с номинальным первичным током

Коэффициент трансформации такого трансформатора тока будет равен:

 

По полученным данным рассчитаем ток срабатывания реле:

, (10.2)

где kсх – коэффициент схемы, показывающий, во сколько раз ток в реле больше, чем ток во вторичной обмотке. Для схемы «неполная звезда» он равен 1.

Оценка эффективности защиты производится с помощью коэффициента чувствительности kч, который показывает насколько ток в реле защиты превышает ток срабатывания реле Iс.р. (уставку).

С учётом дискретности уставок БМРЗ:

 

Тогда ток срабатывания защиты:

 

Рассчитаем коэффициент чувствительности защиты:

. (10.3)

По условию селективности токовая отсечка без выдержки времени не должна работать за пределами защищаемой линии. В соответствии с этим принимаем, что: , где kн – коэффициент надежности, принимается равным 1,1; Iкмах – ток КЗ на стороне НН.

(А).

Ток срабатывания реле:

 

Уставка срабатывания: 44,8 А.

Выдержка времени МТЗ вводится для замедления действия защиты с целью обеспечения селективности действия защиты последующего элемента по отношению к защитам предыдущих элементов.

, (10.4)

Т.к. защита НН трансформатора от внешних КЗ выполнена в виде автомата, выдержка времени которого составляет tс.о.НН = 0,3 с., то:

.

Определим кратность защиты в точке К5 по формуле:

; (10.5)

.

По инверсной характеристике, приведенной на рис. 9.2, определяем коэф-фициент времени, соответствующий времени срабатывания и коэффициенту чувствительности защиты: К =0,3.

Время срабатывания защиты в точке срабатывания отсечки:

 

 

 

10.1.2 Защита трансформатора от перегрузки

Определим ток срабатывания защиты (дополнительная ступень МТЗ) по формуле:

,

где Iном.тр. – номинальный ток трансформатора (без учёта возможной пере-грузки).

(А). (10.6)

Вычислим ток срабатывания реле с учетом выбранной схемы:

 

10.1.3 УРОВ

Время срабатывания УРОВ:

; (10.7)

(с).

 

10.2 Кабельная линия 10 кВ

10.2.1 Максимальная токовая защита

Исходным для выбора тока срабатывания максимальной токовой защиты от КЗ является требование, чтобы она надёжно работала при повреждениях, но в тоже время не действовала при максимальных токах нагрузки и её кратковременных толчках (например, запуск двигателей).

Определим ток срабатывания защиты:

;

 

 

где kн – коэффициент надёжности несрабатывания защиты;

kвоз – коэффициент возврата максимальных реле тока;

kсзп – коэффициент самозапуска нагрузки.

Выбор типа трансформатора тока. К установке примем трансформаторы тока типа ТЛ – 10-1У3 с номинальным первичным током Соответственно для ТТНП

Коэффициент трансформации такого трансформатора тока будет равен:

 

По полученным данным рассчитаем ток срабатывания реле:

,

где kсх – коэффициент схемы, показывающий, во сколько раз ток в реле больше, чем ток во вторичной обмотке. Для схемы «неполная звезда» он равен 1.

С учётом дискретности уставок БМРЗ:

 

Тогда ток срабатывания защиты:

 

Оценка эффективности защиты производится с помощью коэффициента чувствительности kч, который показывает насколько ток в реле защиты превышает ток срабатывания реле Iс.р. (уставку).

Рассчитаем коэффициент чувствительности защиты:

,

По условию селективности токовая отсечка без выдержки времени не должна работать за пределами защищаемой линии. В соответствии с этим принимаем, что:

,

где kн – коэффициент надежности, принимается равным 1,1 – для МП блоков защит;

I(3) кмах – ток КЗ в конце кабельной линии.

(кА).

Ток срабатывания реле:

 

Уставка срабатывания: 77,02 А.

 

Выдержка времени МТЗ вводится для замедления действия защиты с целью обеспечения селективности действия защиты последующего элемента по отношению к защитам предыдущих элементов.

,

Т.к. потребитель, находящийся на конце кабельной линии отключается с выдержкой времени tс.з.потр=2 с, а ступень селективности для МП защит составляет 0,3 с, то:

.

В соответствии с рассчитанными ранее в п. 2 токами КЗ, определим крат-ность защиты в точке К5 по формуле:

;

.

Выберем инверсную характеристику (МЭК 255-4), приведённую на рис. 9.2. Находим точку соответствующая и . Данная точка лежит на кривой К =1.

Время срабатывания защиты в точке срабатывания отсечки:

 

 

Результаты расчётов отобразим в масштабе на карте селективности (рисунок 10.1).

 

 

Рисунок 10.1 – Зависимость времени срабатывания защиты от положения точки КЗ в сети.

 

По графическим расчетам:

.

Длина зоны действия отсечки удовлетворяет требованиям ПУЭ (не менее 25 % протяжённости ЛЭП).

 

10.2.2 Селективная защита от ОЗЗ с действием на сигнал

Для обеспечения селективного действия защиты необходимо отстроить её ток срабатывания от ёмкостного тока, проходящего по защищаемой линии при замыканиях на землю на других присоединениях. Исходя из этого, первичный ток срабатывания защиты принимаем равным:

,

где kн – коэффициент надёжности, принимаем равным 1,1;

kб – коэффициент, учитывающий бросок намагничивающего тока, для МП реле равный 1…1,5;

,

где ICуд.КЛ — удельный емкостной ток 1км линии;

l – длина линии;

n — количество цепей в линии.

(А),

(А).

Тогда ток срабатывания реле:

 

С учётом дискретности уставок БМРЗ для защиты от в диапазоне от 0,05 до 2,5 А:

 

 

10.2.3 УРОВ

Время срабатывания УРОВ определяется следующим образом:

;

с.

 

10.3 Защита автотрансформатора 220/110/10 кВ

Параметрирование терминала ШЭ607 042042

10.3.1 ДЗТ

При расчете уставок воспользуемся рекомендациями НПП «ЭКРА».

Включение ТТ на всех сторонах по схеме «звезда». При группе соеди-нения защищаемого по схеме Y/Δ-11 и соединении главных ТТ сторон ВН и СН по схеме «звезда» kсх = 1, компенсация фазового сдвига и коэффициента схемы осуществляется программно [15].

Автотрансформатор АТДЦТН-200000/220/110 имеет пределы регулирования РПН ±6×2,1%. Относительное значение половины диапазона регулирования напряжения составляет 12,6%.

Первичные номинальные токи автотрансформатора со стороны ВН, СН и НН – 524,86 А; 1049,72 А; 5773,5 соответственно.

Токи утяжелённого режима: 1049,72 А; 2099,46 А; 11547 А

На ВН – трансформатор тока с первичным номинальным током 2000 А (nт=2000), на СН –с первичным номинальным током 2000 А (nт=2000), на стороне НН – с первичным номинальным током 6000 А (nт=1200).

Произведём расчёт базисных токов по сторонам:

А,

(10.8)

А,

А.

Базисные токи сторон задаются в диапазоне 0,251-16,000 А с шагом 0,001.

1) Относительный начальный ток срабатывания ДЗТ при отсутствии торможения:

,

(10.9)

где КОТС = 1,5 – коэффициент отстройки;

КОДН = 2,0 – коэффициент однотипности высоковольтных трансформаторов тока;

ε = 0,05 – относительное значение полной погрешности ТТ в режиме, соответствующем “началу торможения”;

КТОК.СН(НН) = 0,4…0,6 — коэффициент токораспределения для стороны СН (НН) в расчетном нагрузочном режиме;

IНБ.ВЫР.* = 0,03 – относительное значение тока небаланса, вызванного неточностью выравнивания;

ΔUСН(НН)¬ = 0,126 – относительное значение половины суммарного диа-пазона регулирования напряжения на стороне СН (НН), тогда

А.

2) Коэффициент торможения определяется:

,

(10.10)

где КПЕР = 1,5…2,0 – коэффициент, учитывающий переходный режим;

ε = 0,10 – относительное значение полной погрешности ТТ в режиме КЗ.

Тогда

.

3) Ток срабатывания дифференциальной отсечки определяется:

— по условию отстройки от броска тока намагничивания ;

— по условию отстройки от максимального тока небаланса внешнего КЗ:

,

где IКЗ.ОТН – максимальное значение тока внешнего металлического КЗ, приве-денное к базисному току стороны внешнего КЗ.

А,

тогда

А,

А,

тогда

А.

4) Ток начала торможения задается:

IТ0 = 0,6 – для пускорезервных трансформаторов и трансформаторов, на которых возможно несинхронное АВР;

IТ0 = 1,0 – во всех остальных случаях.

Выбираем IТ0 = 1,0.

5) Ток торможения блокировки ДЗТ определяется величиной сквозного тока, выше которого защита использует дифференциально-фазный принцип действия, т.е. величиной максимального сквозного тока нагрузки при внутреннем КЗ.

Типичное значение уставки IТОРМ.БЛ = 1,5.

6) Уровень блокировки по второй гармонике.

Бросок тока намагничивания обнаруживается по соотношению уровня второй гармоники к уровню основной гармоники. Рекомендованное значение 10%.

Определим коэффициент чувствительности ДЗТ при КЗ на выводах транс-форматора:

 

(10.4)

 

 

Принятые уставки сведем в таблицу 10.1.

Таблица 10.1 – Меню «ДЗТ» автотрансформатора

№ п/п Наименование величин Значения величин

1 Ток срабатывания ДЗТ, о.е. (от 0,20 до 1,00 с шагом 0,01) 0,38

2 Ток начала торможения ДЗТ, о.е. (от 0,60 до 1,00 с шагом 0,01) 1

3 Ток торможения блокировки ДЗТ, о.е. (от 1,2 до 3,0 с шагом 0,1) 1,5

4 Коэффициент торможения ДЗТ, (от 0,2 до 0,7 с шагом 0.1) 0,4

5 Уровень блокировки по 2-й гармонике, о.е. (от 0,8 до 0,15 с шагом 0,01) 0,10

6 Ток срабатывания диф. отсечки, о.е. (от 6,5 до 40 с шагом 0,1) 11,1

 

 

Рисунок 10.2 – Характеристика срабатывания ДЗТ

 

10.3.2 Дистанционная защита

Произведем расчет сопротивлений срабатывания трех ступеней для ре-зервной защиты от междуфазных КЗ в самом трансформаторе и внешних сетях, питаемых трансформатором.

Исходные данные к расчету:

– номинальное напряжение защищаемого трансформатора: кВ;

– максимальный рабочий ток трансформатора: А;

– коэффициенты трансформации тока и трансформаторов напряжения:

.

Параметры защищаемого трансформатора и зон резервирования:

– индуктивное сопротивление трансформатора ВН-СН:

Ом;

— активное сопротивление трансформатора:

Ом;

где — потери при КЗ;

— полное сопротивление трансформатора: Ом.

– полное сопротивление воздушной линии «Пернатово» 110 кВ выполненной проводом марки АС-150/34 приведенное к напряжению 220 кВ:

Ом,

Ом,

Ом.

Параметры нагрузки защищаемого трансформатора:

– напряжение рабочее минимальное: кВ;

– коэффициент самозапуска: ;

– минимальное сопротивление нагрузки в условиях самозапуска:

Ом.

Определяем угол сопротивления защищаемого объекта:

.

1. Первая ступень ДЗ.

Первая ступень ДЗ защищает часть трансформатора и работает без вы-держки времени. Сопротивление срабатывания первой ступени ДЗ определяется по формуле:

.

Уставка 1 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению:

Ом.

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

Ом.

где — сопротивление дуги, принимаем ориентировочно 4,53 Ом.

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ:

Ом.

Ом.

Диапазон регулирования активного и реактивного сопротивления срабатывания РС 1 ступени ДЗ в шкафах серии ШЭ2607 составляет от 0,2 до 100 Ом, что обеспечивает возможность настройки рассчитанных уставок.

Ток точной работы РС 1 ступени ДЗ в шкафах серии ШЭ2607:

.

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

.

Наклон нижней и левой части характеристики РС для всех трех ступеней ДЗ и верхней части характеристики РС для 1 ступени ДЗ обычно принимается достаточно произвольно, никаких рекомендаций и методик на этот счет нет:

 

Выдержку времени I ступени ДЗ примем равной нулю.

 

2. Вторая ступень ДЗ.

Вторая ступень ДЗ должна быть отстроена от короткого замыкания на стороне низшего напряжения трансформатора за кабельной линией. В качестве сопротивления срабатывания второй ступени принимается:

Ом;

Уставка 2 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению:

Ом.

Падение напряжения на дуге :

кВ

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

кА – ток в месте установки защиты при к.з. в конце линии «Пернатово».

Сопротивление дуги при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны 2 ступени ДЗ:

Ом.

Минимально допустимое активное сопротивление срабатывания 2 ступени ДЗ по условию обеспечения чувствительности к КЗ через дугу в конце защищаемой зоны:

Ом.

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 2 ступени ДЗ:

Ом.

Ом.

Диапазон регулирования активного и реактивного сопротивления срабатывания РС 2 ступени ДЗ в шкафах серии ШЭ2607 составляет от 0,2 до 100 Ом, что обеспечивает возможность настройки рассчитанных уставок.

Ток точной работы РС 2 ступени ДЗ в шкафах серии ШЭ2607:

.

Коэффициент чувствительности РС 2 ступени ДЗ по току точной работы при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны:

 

Выдержку времени II ступени ДЗ примем с.

 

3 Третья ступень ДЗ – от перегрузки.

Третья ступень ДЗ отстраивается от минимального сопротивления нагрузки, имеет достаточно большое сопротивление срабатывания для обеспечения дальнего резервирования защит и имеет выдержку времени несколько секунд.

Ом.

Уставка 3 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению:

Ом.

Принимаем уставку 3 ступени ДЗ по активному сопротивлению:

 

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 3 ступени ДЗ:

Ом;

Ом.

Диапазон регулирования активного и реактивного сопротивления срабатывания РС 3 ступени ДЗ в шкафах серии ШЭ2607 составляет от 1 до 500 Ом, что обеспечивает возможность настройки рассчитанных уставок.

Ток точной работы РС 3 ступени ДЗ в шкафах серии ШЭ2607:

.

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

.

Выдержки времени 3 ступени ДЗ для обеспечения селективности опреде-ляются по ступенчатому принципу, аналогично МТЗ со ступенью селективности 0,4÷0,5 сек.

Уставку по времени принимаем по условию селективности: с.

 

10.3.3 Расчет МТЗ с пуском по напряжению

В терминале предусмотрены МТЗ на сторонах ВН, СН, НН трансформатора. В зависимости от вида защищаемого трансформатора, МТЗ СН, МТЗ НН могут быть выведены из действия с помощью оперативных ключей на двери шкафа. Для пусков по напряжению предусмотрены реле напряжения на сторонах СН, НН. При этом на указанных сторонах контролируется снижение междуфазных напряжений UАВ и UВС и увеличение напряжения обратной последовательности U2.

 

Расчет МТЗ ВН

 

Первичный ток срабатывания МТЗ ВН определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора:

А.

где – коэффициент отстройки;

– коэффициент самозапуска;

– коэффициент возврата.

Находим ток срабатывания реле:

 

Проверим чувствительность в основной защищаемой зоне:

 

— ток протекающий в защите при двухфазном к.з. на шинах ВН

Проверим чувствительность в резервной защищаемой зоне:

 

— ток при двухфазном к.з. на шинах СН, протекающий в месте установки защиты.

Требования чувствительности выполняются.

 

Расчет МТЗ СН

 

Первичный ток срабатывания МТЗ СН определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора:

А.

Находим ток срабатывания реле:

 

Проверим чувствительность в основной зоне:

 

— ток протекающий в защите при двухфазном к.з. на шинах СН

Проверим чувствительность в резервной защищаемой зоне:

 

— ток протекающий в защите при двухфазном к.з. в конце линии «Манихино»

 

Коэффициент чувствительности защиты в резервной зоне не удовлетворяет

требованиям ПУЭ. МТЗ должна быть дополнена пусковыми органами ми-нимального напряжения. Токовые органы не отстраиваются от пусковых токов (kс.з.= 1) и их чувствительность к токам КЗ вследствие этого повышается.

Тогда первичный ток срабатывания МТЗ СН:

А.

Находим ток срабатывания реле:

 

Проверим чувствительность в резервной защищаемой зоне:

 

Требования чувствительности выполняются.

 

Находим напряжение срабатывания защиты:

 

где: Uраб.min – рабочее минимальное напряжение на шинах п/ст А, принимается равным 9095% от номинального;

Кв – коэффициент возврата, для минимального реле напряжения.

Значение напряжения срабатывания реле:

(В).

Найдем коэффициент чувствительности по напряжению в основной зоне действия защиты:

 1,5

где: Uост – максимальное значение напряжения на шинах подстанции, где уста-новлен комплект защиты при КЗ в конце зоны защиты.

 

Расчет МТЗ НН

 

Первичный ток срабатывания МТЗ НН определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора:

А.

Находим ток срабатывания реле:

А.

Проверим чувствительность:

 

Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне не удовлетворяет

требованиям ПУЭ. МТЗ должна быть дополнена пусковыми органами ми-нимального напряжения. Токовые органы не отстраиваются от пусковых токов (kс.з.= 1) и их чувствительность к токам КЗ вследствие этого повышается.

Тогда первичный ток срабатывания МТЗ СН:

А.

Находим ток срабатывания реле:

 

Проверим чувствительность в основной защищаемой зоне:

 

Требования чувствительности выполняются.

Находим напряжение срабатывания защиты:

 

где: Uраб.min – рабочее минимальное напряжение на шинах п/ст А, принимается равным 9095% от номинального;

Кв – коэффициент возврата, для минимального реле напряжения.

Значение напряжения срабатывания реле:

(В).

Найдем коэффициент чувствительности по напряжению в основной зоне действия защиты:

 1,5

где: Uост – максимальное значение напряжения на шинах подстанции, где уста-новлен комплект защиты при КЗ в конце зоны защиты.

 

Найдём выдержку времени МТЗ.

Первая выдержка времени защиты принимается на ступень селективности (t=0,3 c) больше максимальной выдержки времени защиты на секционном вы-ключателе НН (действие на отключение выключателя НН).

Вторая выдержка времени защиты принимается на ступень селективности (t=0,3 c) больше первой (действие на отключение трансформатора).

Выдержка времени МТЗ НН отстраивается от выдержки времени защиты секционного выключателя:

с.

 

10.3.4 Токовая отсечка

Ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального тока КЗ при повреждении за трансформатором:

.

А.

Находим ток срабатывания реле:

А.

 

10.3.5 Защита от перегрузки

Ток срабатывания защиты на стороне ВН:

А.

Ток срабатывания реле:

А.

Выберем уставку по току 0,35 А.

Ток срабатывания защиты на стороне СН:

А.

Ток срабатывания реле:

А.

Выберем уставку по току 0,7 А.

Ток срабатывания защиты на стороне НН:

А.

Ток срабатывания реле:

А.

Выберем уставку по току 6,42 А.

 

10.3.6 УРОВ

Номинальный ток трансформатора на ВН – 524,86 А, на СН – 1049,72 А.

Ток срабатывания УРОВ:

,

(10.5)

,

.

Выдержку времени УРОВ принимаем 0,3 с.

 

 

10.3.7 Токовая защита нулевой последовательности

 

Первичный ток срабатывания первой и второй ступеней защиты выбирается по условиям согласования по чувствительности соответственно с первой и второй ступенями защит от замыканий на землю смежных линий по выражению:

. (9.4.9)

Определим ток нулевой последовательности. Минимальный ток КЗ будет при питании от системы со стороны 110 кВ и отключенном одном автотрансформаторе. Составим схему замещения для определения тока нулевой последовательности 3I0 (рисунок 27).

 

 

 

Прямая последовательность Нулевая последовательность

Рисунок 10.3 – Схемы замещения

Сопротивление прямой и обратной последовательности:

.

Сопротивление нулевой последовательности:

.

По правилу эквивалентности:

о.е.

В результате ток нулевой последовательности:

(А).

 

Первая ступень:

А.

Время срабатывания первой ступени: tС.З.= 0 с.

 

Вторая ступень:

А.

Время срабатывания 2-ой ступени ТНЗНП отстраивается от выдержки времени – УРОВ (0,4 с). Следовательно, выдержка времени данной ступени защиты с учетом ступени селективности (0,4 с) – 0,8 с.

 

Третья ступень:

Ток срабатывания третьей ступени ТЗНП выбирается из двух условий:

• надежное действие защиты при КЗ в конце следующего участка;

• отстройка от токов небаланса.

Опыт эксплуатации показывает, что определяющим является второе усло-вие. Так как на данном трансформаторе время срабатывания защиты нулевой последовательности меньше времени срабатывания защит от междуфазных замыканий, то защиту необходимо отстраивать от токов небаланса при трехфазных КЗ в начале следующего участка. Если трансформаторы тока работают в линейной части характеристики, то:

(А).

Проверяем чувствительность:

 

Выдержка времени третьей ступени защиты должна быть согласована с выдержками времени соответствующих ступеней защит предыдущих элементов. Принимаем 1,2 с.

 

Четвёртая ступень:

А.

 

10.4 Трансформатор 220/10/6 кВ

Параметрирование терминалов шкафа ШЗТ-МТ-019

 

10.4.1 ДЗТ

При расчете уставок воспользуемся рекомендациями НПП «Механотроника».

ДЗТ выполнена в виде двухканальной дифференциальной токовой защиты, содержащей токовое реле с торможением и дифференциальная отсечка.

Чувствительное реле ДЗТ имеет токозависимую характеристику срабатывания, которая имеет:

• горизонтальный участок — «ток начала торможения»;

• наклонный участок — «коэффициент торможения 1»;

• наклонный участок — «коэффициент торможения 2»;

• вертикальный участок — «дифференциальная отсечка».

Горизонтальный участок характеристики срабатывания позволяет обеспечить чувствительность ДЗТ при малых токах КЗ. Уставка по начальному току срабатывания , изменяемой в диапазоне от 0,2 до 0,5 .

, ,

где Квн, Кнн – коэффициенты трансформации ТТ ВН, НН1 и НН2 соответст-венно.

(А),

(А).

(А).

 

Коэффициент торможения влияет на устойчивость ДЗТ при внешних КЗ. Он равен отношению приращения дифференциального тока к приращению тормозного тока в условиях срабатывания. Ток торможения блокировки определяет переключение характеристики срабатывания ДЗТ с наклонного участка на вертикальный:

 

где – наибольший из двух токов (сторон ВН, НН1, НН2);

– комплексно сопряженный вектор суммы всех токов за исключением ;

– действительная часть векторного произведения токов и ;

– дифференциальный ток.

Если оба тока и превышают значение тока торможения блокировки , то это означает появление внешнего КЗ с большим сквозным то-ком. В этом режиме ДЗТ блокируется.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 10.4 – Дифференциальный и тормозной токи ДЗТ

 

Наклонный участок характеристики определяется выражением:

,

где – ток срабатывания чувствительного реле ДЗТ;

– начальный ток срабатывания;

– тормозной ток;

– длина горизонтального участка тормозной характеристики;

– коэффициент торможения.

Длина горизонтального участка регулируется в диапазоне от 0 до 0,5 . Уставка по коэффициенту торможения изменяется в диапазоне от 0,2 до 1,5. Уставка по току торможения блокировки изменяется в диапазоне от 1 до 5 .

Дифференциальная отсечка обеспечивает быстрое отключение трансформатора при больших токах внутренних КЗ. Уставка срабатывания дифференциальной отсечки должна быть отстроена по величине от броска намагничивающего тока. Ток срабатывания отсечки изменяется в диапазоне от 5 до 15 .

 

Относительный начальный ток срабатывания ДЗТ (чувст¬ви¬тельного органа) при отсутствии торможения определяется с помощью выражения:

 

где — коэффициент отстройки.

Значение определяется с помощью выражения:

 

где – коэффициент, учитывающий переходный процесс;

— коэффициент однотипности высоковольтных трансфор¬ма¬торов тока с номинальным током 5 А;

— относительное значение полной погрешности ТТ в установившемся в режиме. При 10% погрешности принимается равным 0,1;

– относительная погрешность выравнивания токов плеч. Данная по-грешность определяется погрешностями входных ТТ и аналого-цифровыми преобразователями терминала. Может быть принята .

Тогда:

 

 

Ток начала торможения ДЗТ принимаем

Ток торможения блокировки ДЗТ определяется величиной сквозного тока, выше которого защита использует дифференциально-фазный принцип действия, то есть величиной максимального сквозного тока нагрузки при внутреннем КЗ. Типичное значение уставки тока торможения блокировки .

Определим коэффициент торможения, с помощью правильного выбора которого обеспечивается несрабатывание ДЗТ в диапазоне значений тормозного тока от до .

 

Принимаем уставку .

Для 3-го участка торможения определим коэффициент торможения:

 

Принимаем уставку .

Находим ток срабатывания дифференциальной отсечки.

Ток срабатывания дифференциальной отсечки выбирается исходя из условия отстройки от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ.

 

где — максимальное значение тока внешнего металлического КЗ, приведенное к базисному току стороны внешнего КЗ:

 

 

Принимаем уставку срабатывания ДО .

Коэффициент чувствительности ДЗТ при КЗ на выводах трансформатора:

.

 

Принятые уставки сведем в таблицу 30.

 

Таблица 10.2 – Таблица уставок ДЗТ

Наименование величин Значения ве-личин

Ток срабатывания ДЗТ, о.е. 0,42

Ток начала торможения ДЗТ, о.е. 0,5

Ток торможения блокировки ДЗТ, о.е. 5

Коэффициент торможения ДЗТ 2-го участка 0,26

Коэффициент торможения ДЗТ 3-го участка 1

Ток срабатывания диф. отсечки, о.е. 4,3

 

Характеристика торможения с учётом выбранных уставок находится в зоне выбора уставок Приведена на рисунке 10.5.

 

Рисунок 10.5 – Тормозная характеристика реле

 

10.4.2 Максимальная токовая защита трансформатора

Ток срабатывания защиты определяется по формуле:

(А).

Ток срабатывания реле:

 

Коэффициент чувствительности защиты:

 

Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне не удовлетворяет требованиям ПУЭ. МТЗ должна быть дополнена пусковыми органами минимального напряжения.

Тогда первичный ток срабатывания МТЗ ВН:

А.

Находим ток срабатывания реле:

 

Проверим чувствительность в основной защищаемой зоне:

 

 

Требования чувствительности выполняются.

Находим напряжение срабатывания защиты:

 

Значение напряжения срабатывания реле:

(В).

Найдем коэффициент чувствительности по напряжению в основной зоне действия защиты:

 1,5

Найдем выдержку времени МТЗ для стороны НН. Выдержка времени выбирается по принципу селективности на ступень больше, чем у аналогичной защиты смежного, более удалённого по сети питания участка:

(с).

Выдержка времени на стороне ВН выбирается на ступень больше МТЗ на стороне НН:

(с).

Ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального тока КЗ (приведённого в стороне ВН) при повреждении за трансформатором:

;

 

Уставка:

Зона действия отсечки показана на рисунке 10.6.

 

Рисунок 10.6 – ЗДО силового трансформатора 220/10/6 кВ

 

10.4.3 Защита от перегрузки

Ток срабатывания защиты на стороне ВН:

А.

Ток срабатывания реле:

А.

Выберем уставку по току 0,11 А.

Ток срабатывания защиты на стороне НН1:

А.

Ток срабатывания реле:

А.

Выберем уставку по току 2,43 А.

Ток срабатывания защиты на стороне НН2:

А.

Ток срабатывания реле:

А.

Выберем уставку по току 3,37 А.

 

10.4.4 УРОВ

Номинальный ток трансформатора на ВН – 165,33 А.

Ток срабатывания УРОВ:

,

(10.6)

,

Выдержку времени УРОВ принимаем 0,3 с.

 

10.4.5 Токовая защита нулевой последовательности

Определим ток нулевой последовательности. Минимальный ток КЗ будет при питании от системы со стороны 220 кВ и отключенном одном трансформаторе. Составим схему замещения для определения тока нулевой последовательности 3I0 (рисунок 27).

 

 

 

Прямая последовательность Нулевая последовательность

Рисунок 10.7 – Схемы замещения

Сопротивление прямой и обратной последовательности:

.

Сопротивление нулевой последовательности:

.

По правилу эквивалентности:

о.е.

В результате ток нулевой последовательности:

(А).

 

Первая ступень:

А.

Время срабатывания первой ступени: tС.З.= 0 с.

 

Вторая ступень:

А.

Время срабатывания 2-ой ступени ТНЗНП отстраивается от выдержки времени – УРОВ (0,4 с). Следовательно, выдержка времени данной ступени защиты с учетом ступени селективности (0,4 с) – 0,8 с.

 

Третья ступень:

Ток срабатывания третьей ступени ТЗНП выбирается из двух условий:

• надежное действие защиты при КЗ в конце следующего участка;

• отстройка от токов небаланса.

Опыт эксплуатации показывает, что определяющим является второе усло-вие. Так как на данном трансформаторе время срабатывания защиты нулевой последовательности меньше времени срабатывания защит от междуфазных замыканий, то защиту необходимо отстраивать от токов небаланса при трехфазных КЗ в начале следующего участка. Если трансформаторы тока работают в линейной части характеристики, то:

(А).

Проверяем чувствительность:

 

Выдержка времени третьей ступени защиты должна быть согласована с выдержками времени соответствующих ступеней защит предыдущих элементов. Принимаем 1,2 с.

 

Четвёртая ступень:

А.

 

10.5. Питающие линии 220 кВ

 

Расчёт уставок линии 220 кВ «Шмелёво» (рисунок 10.8).

 

Рисунок 10.8 – Схема защищаемого объекта

 

Исходные данные к расчету:

Номинальное напряжение защищаемой линии: UНОМ = 220 кВ

Длина защищаемой линии: L = 25,5 км

Тип провода защищаемой линии: АС-400/51

Максимальный ток нагрузки защищаемой линии:

(А).

Максимальный угол нагрузки защищаемой линии примем φнагр = 40º

Ток КЗ на шинах п/ст Луч, на которой производится расчет ДЗ: IК = 13,6 кА

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения: КТТ = 2000/1; КТН =

Параметры энергосистемы:

Примем ЭДС энергосистемы: EС = 1,1∙UНОМ = 1,1∙220 = 242 кВ. Примем активное сопротивление энергосистемы: RС = 0.

Реактивное сопротивление энергосистемы:

(Ом).

 

Параметры защищаемой линии:

Удельные сопротивления ВЛ 220 кВ с проводом АС-400/51:

RУД = 0,075 Ом/км;

XУД = 0,42 Ом/км.

Активное, индуктивное и полное сопротивление защищаемой линии:

RЛ = RУД∙L = 0,075∙25,5 = 1,91 Ом;

XЛ = XУД∙L = 0,42∙25,5 =10,71 Ом.

(Ом).

Угол сопротивления защищаемой линии:

.

 

10.5.1 Дифференциально-фазная защита

 

Определим первичный ток срабатывания реле тока, действующего на пуск ВЧ передатчика по условию отстройки от максимального рабочего тока линии:

А (14.1)

где – максимальный рабочий ток, протекающий в месте установки ком-плекта;

КН = 1,1 — коэффициент надежности;

КВ = 0,96 — коэффициент возврата реле.

 

Определим вторичный ток срабатывания реле тока, действующего на пуск ВЧ передатчика:

А, (10.7)

Определим первичный ток срабатывания реле тока, действующего на от-ключение:

(10.8)

А

Примем первичный ток срабатывания реле тока на отключение равным 827 А.

Определим вторичный ток срабатывания реле тока, действующего на от-ключение:

А.

Определим ток срабатывания фильтр-реле пускового органа защиты (при неиспользовании тока в пусковом органе):

, (10.9)

где – расчетный вторичный ток обратной последовательности.

Определим этот ток по следующей формуле:

, (10.10)

где – приведенный к первичной стороне трансформаторов тока ток небаланса фильтра обратной последовательности, обусловленный погрешностями трансформаторов тока и фильтра токов обратной последовательности;

– отношение тока срабатывания отключающего реле к току срабатывания пускового реле.

Определим значение тока :

А (10.11)

где − коэффициент, определяющий значение тока небаланса обратной последовательности.

Вычислим значение тока обратной последовательности:

А

Примем уставку срабатывания фильтр – реле пускового органа защиты равной 0,02 А.

Определим первичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения:

кВ (10.12)

где .

Определим вторичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения:

В, (10.13)

где — коэффициент трансформации трансформатора тока( )

Определим первичное сопротивление срабатывания реле сопротивления:

, (10.14)

где – первичное минимальное сопротивление в месте установки комплекта в максимально нагрузочном режиме;

– угол максимальной чувствительности реле сопротивления;

– угол полного сопротивления нагрузки ( ), примем ;

— угол линии.

Определим минимальное сопротивление в месте установки комплекта:

Ом. (10.15)

Определим первичное сопротивление срабатывания реле сопротивления:

Ом.

 

Определим вторичное сопротивление срабатывания реле сопротивления:

Ом. (10.16)

Найдем активные и реактивные составляющие:

Ом.

Ом.

Чувствительность реле тока, действующего на отключение, проверяется по выражению:

, (10.17)

где — ток трехфазного к.з.;

— первичный ток срабатывания реле тока.

Чувствительность реле сопротивления пускового органа, действующего на отключение:

.

10.5.2 Дистанционная защита

Параметры нагрузки защищаемой линии:

Примем напряжение при самозапуске и коэффициент самозапуска:

Uсзап = 0,7∙Uном = 0,7∙220 = 154 кВ;

Ксзап = 1,5.

Минимальное сопротивление нагрузки при самозапуске электродвигате-лей:

(Ом).

 

Первая ступень ДЗ

Угол наклона характеристики 1 ступени ДЗ принимается равным углу со-противления защищаемой линии: φ1(I) = 79,89º.

Сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ при угле φЛ:

Zс.з.(I) = 0,85∙ZЛ = 0,85∙10,88=9,25 (Ом).

Уставка 1 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению:

Xс.з(I) = Zс.з(I)∙sinφЛ =9,25∙sin79,89º = 9,1 (Ом).

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

 

(Ом)

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

ΔUД(I) = 1,26∙LМФ = 1,26∙8 =10,08 (кВ),

где LМФ – расстояние между фазами в линии.

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

 

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

(Ом).

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

Rс.з(I).ДУГ = 0,5∙Zс.з(I)∙cosφЛ +1,5∙RД(I) = 0,5∙9,25∙cos79,89º +1,5∙1,62 =3,218 (Ом).

 

Примем уставку 1 ступени ДЗ по активному сопротивлению:

Rс.з.(I) = 3,22 Ом.

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ:

(Ом).

(Ом).

Ток точной работы 1 ступени ДЗ:

IТР(I) = 1,6 А

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

 

 

Вторая ступень ДЗ

Сопротивление срабатывания 2 ступени ДЗ при угле φЛ:

Zс.з(II) = 1,25∙ZЛ = 1,25∙10,88=13,6 (Ом).

Уставка 2 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению:

Xс.з.(II) = Zс.з.(II)∙sinφЛ = 9,25∙sin79,89º =13,39 (Ом).

Максимально допустимое активное сопротивление срабатывания 2 ступени ДЗ по условию отстройки от сопротивления самозапуска:

(Ом).

Падение напряжения на дуге при КЗ в конце 2 ступени ДЗ:

ΔUД(II) = 10,5∙LМФ = 10,5∙8 = 84 (кВ).

Минимальный ток двухфазного металлического КЗ в конце защищаемой зоны 2 ступени ДЗ:

 

Сопротивление дуги при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны 2 ступени ДЗ:

(Ом).

Минимально допустимое активное сопротивление срабатывания 2 ступени ДЗ по условию обеспечения чувствительности к КЗ через дугу в конце защищаемой зоны:

Rс.з.(II).ДУГ = 0,5∙Zс.з(II)∙cosφЛ +1,5∙RД(II) = 0,5∙13,6∙cos79,89º +1,5∙16,5=25,944 (Ом).

Примем уставку 2 ступени ДЗ по активному сопротивлению:

Rс.з(II) =25,95 Ом.

Примем наклон нижней и левой части характеристики 2 ступени ДЗ: φ2(I) = -15º φ3(I) = 115º

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 2 ступени ДЗ:

(Ом);

(Ом).

Ток точной работы 1 ступени ДЗ:

IТР(I) = 1,6 А

Коэффициент чувствительности 2 ступени ДЗ по току точной работы при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны:

 

Третья ступень ДЗ

Сопротивление срабатывания 3 ступени ДЗ при угле φЛ:

Zс.з.(III) = 1,5∙ZЛ = 1,5∙10,88=16,32.

Уставка 2 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению:

Xс.з.(III) = Zс.з.(II)∙sinφЛ = 16,36∙sin79,89º =16,1 (Ом).

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

(Ом).

Примем уставку 3 ступени ДЗ по активному сопротивлению:

RСЗ(III) =36,63 Ом

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 3 ступени ДЗ:

(Ом);

(Ом).

Минимальный ток двухфазного металлического КЗ в конце защищаемой зоны 2 ступени ДЗ:

 

Ток точной работы 1 ступени ДЗ:

IТР(III) = 0,5 А

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

 

Характеристики РС 1-3 ступеней ДЗ в комплексной плоскости сопротивле-ний приведены на рисунке 10.9

 

Рисунок 10.9 – Характеристики срабатывания ступеней реле сопротивления

Таблица 10.3 – Таблица уставок ДЗ

Ступень

 

 

 

 

 

I 0,22 0,86 75 -15 115

II 1,34 1,6 75 -15 115

III 2,58 8,12 75 -15 115

 

10.5.3 Токовая отсечка линии

Рассчитаем ток срабатывания реле:

 

Коэффициент чувствительности ТО равен:

.

Коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Зависимость тока срабатывания защиты от места КЗ представлена на рисунке 10.11.

 

Рисунок 10.10 — Зона действия токовых отсечек ВЛ 220 кВ

 

10.5.4 Токовая защита нулевой последовательности

Первая ступень ТНЗНП.

 

Т.к. выключатели, установленные на ВЛ имеют трехфазный привод, ток срабатывания первой ступени защиты при выполнении ее без выдержки времени выбирается по условиям отстройки от утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при замыкании на землю на шинах противоположной подстанции:

, (10.18)

где – максимальное значение периодической составляющей утроенного начального тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при замыкании на землю на шинах противоположной подстанции.

Тогда ток срабатывания первой ступени:

(10.19)

Время срабатывания первой ступени: tс.з = 0 с.

Коэффициент чувствительности первой ступени:

, (10.20)

где 3I0з.min – минимальное значение периодической составляющей утроенного начального тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при замыкании на землю в начале защищаемой линии;

I0с.з – первичный ток срабатывания первой ступени защиты.

Вторая ступень ТНЗНП.

Ток срабатывания второй ступени защиты (отсечки с выдержкой времени) выбирается по условиям:

отстройки от утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при замыкании на землю за предыдущим автотрансформатором на стороне его смежного напряжения (примыкающей к сети с глухозаземленной нейтралью);

согласования с первой ступенью защиты предыдущей линии или защиты от замыканий на землю предыдущего автотрансформатора, установленной на стороне смежного напряжения (последнее производится вместо условия «а» в случае, если это необходимо для повышения чувствительности защиты);

Тогда ток срабатывания второй ступени:

, (10.21)

где 3I0к.з – максимальное значение периодической составляющей утроенного на-чального тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при замыкании на землю за автотрансформатором противоположной подстанции на стороне его, примыкающей к сети с глухозаземленной нейтралью;

.

Коэффициент чувствительности второй ступени:

,

где 3I0з.min – минимальное значение периодической составляющей утроенного начального тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при замыкании на землю на шинах противоположной подстанции.

Время срабатывания 2-ой ступени ТНЗНП отстраивается от выдержки времени – УРОВ (0,4 с). Следовательно, выдержка времени данной ступени защиты с учетом ступени селективности (0,4 с) – 0,8 с.

Ступень направлена в линию.

 

Третья ступень.

Ток срабатывания третьей ступени защиты выбирается по условиям согласования с защитой предыдущей линии (со второй или третьей ее ступенью; последнее – в случае, если при согласовании со второй ступенью защиты предыдущей линии рассматриваемая третья ступень не удовлетворяет требованиям чувствительности) или защиты от замыканий на землю предыдущего автотрансформатора, установленной на стороне смежного напряжения (с первой ее ступенью, если вторая ступень рассматриваемой защиты отстроена от замыканий на землю на шинах этого напряжения, или со второй ее ступенью, если вторая ступень рассматриваемой защиты согласована с первой ступенью защиты автотрансформатора).

Тогда ток срабатывания третьей ступени:

, (10.22)

 

где 3I0к.з – максимальное значение периодической составляющей утроенного на-чального тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при замыкании на землю за автотрансформатором противоположной подстанции на стороне его, примыкающей к сети с глухозаземленной нейтралью;

kотс – коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,1.

 

Выдержка времени третьей ступени защиты должна быть согласована с выдержками времени соответствующих ступеней защит предыдущих элементов. Принимаем 1,2 с.

Ступень направлена в линию.

 

Четвертая ступень ТНЗНП.

Ток срабатывания четвертой ступени должен быть отстроен от тока неба-ланса в нулевом проводе трансформаторов тока при внешних замыканиях между фазами, если рассматриваемая ступень защиты нулевой последовательности имеет выдержку времени, равную или меньшую, чем защита от замыканий между фазами на поврежденном элементе. Как правило, указанное соответствует условию отстройки от токов небаланса при к.з. между тремя фазами за трансформаторами и на стороне низшего напряжения автотрансформаторов подстанций данного и противоположных концов линии.

Ток срабатывания защиты, выбираемый по рассматриваемому условию, определяется по выражению:

, (10.23)

где I0нб.у – ток небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока в установив-шемся режиме при рассматриваемых внешних к.з. между тремя фазами;

kотс – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле, ошибки расчета и необходимый запас;

kпер – коэффициент, учитывающий увеличение тока небаланса в переход-ном режиме, принимается равным: 2 – при выдержке времени рассматриваемой ступени до 0,1 с; 1,5 – при выдержке времени до 0,3 с, 1 – при выдержке времени выше 0,5÷0,6 с.

 

Выдержка времени четвертой ступени защиты определяется по возможно-сти по ступенчатому принципу. Для обеспечения селективного действия в слож-ных сетях выдержка времени четвертой ступени рассматриваемой защиты согласовывается с выдержками времени третьих ступеней защит предыдущих линий. Принимаем 1,6 с.

 

10.5.5 Автоматическое повторное включение

 

Выдержка времени АПВ отвечает двум требованиям:

1) выдержка времени АПВ (t1АПВ) должна быть больше выдержки времени готовности для повторного включения привода отключившегося выключателя:

t1АПВ > tГП + tЗАП = 0,4 + 0,4 = 0,8

2) выдержка времени АПВ должна быть больше выдержки времени от мо-мента погасания электрической дуги в месте КЗ до полного восстановления изо-ляционных свойств воздуха (время деионизации воздушного промежутка):

t1АПВ > tД + tЗАП = 0,2 + 0,4 = 0,6

За уставку принимается большее из полученных значений t1АПВ.

Следовательно, уставка 0,8 с.

Выдержка времени готовности АПВ к повторному действию (tгот). Отсчет tГОТ начинается при отсутствии сигнала пуска АПВ и нахождении выключателя во включенном состоянии.

Выдержка времени готовности к повторному действию (tгот) выбирается исходя из необходимости обеспечения однократного действия АПВ при повтор-ном включении на устойчивое КЗ и, соответственно, должна быть отстроена от наибольшей выдержки времени действия РЗА в этом режиме:

tгот > 1,6 + 0,05 + 0,4 = 2,05,с

Одновременно должно быть соблюдено условие tгот >t1АПВ. Это условие выполняется.

 

10.5.6 Устройство резервирования отказов выключателя

Номинальный ток отходящей линии: А.

Ток срабатывания УРОВ: IУРОВ = 0,05•Iном. транз. = 0,05•310,9 = 32,8 А.

Выдержку времени УРОВ принимаем 0,4 с.

 

10.6 Защита шин 220 кВ

Ток срабатывания пускового органа ПО ДЗШ ( ) выбирается по следующим условиям:

1) По условию отстройки от максимального тока в защите при разрыве ее вторичных цепей тока в рабочем (нагрузочном режиме):

А, (10.24)

Где – первичный ток нагрузки наиболее мощного присоединения в предположении возможности разрыва вторичных цепей ТТ.

А.

2) По условию отстройки от максимального тока небаланса при переход-ном режиме внешних КЗ.

А, (10.25)

где ,

— полная погрешность ТТ,

— коэффициент отстройки,

— действующее значение периодической составляющей сверхпереход-ного режима, проходящего через ТТ при внешних трехфазных КЗ в максимальном режиме (шины ПС «Шмелёво»).

А. (10.26)

Из двух рассчитанных значений выбирается большее.

Уставка 0,37 А.

Ток срабатывания исполнительного органа (ИО) ДЗШ должен быть больше максимального тока небаланса при переходном режиме внешнего КЗ на другой системе шин и может быть определен также, как и для ПО.

 

10.7. Питающие линии 110 кВ

 

Расчёт уставок линии 110 кВ «Пернатово» (рисунок 10.11).

 

Рисунок 10.11 – Схема защищаемого объекта

 

Исходные данные к расчету:

Номинальное напряжение защищаемой линии: UНОМ = 110 кВ

Длина защищаемой линии: L = 12,24 км

Тип провода защищаемой линии: АС-150/24

Максимальный ток нагрузки защищаемой линии:

(А).

Максимальный угол нагрузки защищаемой линии примем φнагр = 40º

Ток КЗ на шинах п/ст Луч, на которой производится расчет ДЗ: IК = 23,5 кА

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения: КТТ = 2000/1: КТН =

Параметры энергосистемы:

Примем ЭДС энергосистемы: EС = 1,1∙UНОМ = 1,1∙110 = 121 кВ. Примем активное сопротивление энергосистемы: RС = 0.

Реактивное сопротивление энергосистемы:

(Ом).

Параметры защищаемой линии:

Удельные сопротивления ВЛ 110 кВ с проводом АС-150/24:

RУД = 0,2 Ом/км;

XУД = 0,42 Ом/км.

Активное, индуктивное и полное сопротивление защищаемой линии:

RЛ = RУД∙L = 0,2∙25,5 = 2,45 Ом;

XЛ = XУД∙L = 0,42∙25,5 =5,14 Ом.

(Ом).

Угол сопротивления защищаемой линии:

.

 

 

10.7.1 Дифференциально-фазная защита

 

Определим первичный ток срабатывания реле тока, действующего на пуск ВЧ передатчика по условию отстройки от максимального рабочего тока линии:

А

Определим вторичный ток срабатывания реле тока, действующего на пуск ВЧ передатчика:

А

Определим первичный ток срабатывания реле тока, действующего на от-ключение:

А

Примем первичный ток срабатывания реле тока на отключение равным 595,43 А.

Определим вторичный ток срабатывания реле тока, действующего на от-ключение:

А.

Определим ток срабатывания фильтр-реле пускового органа защиты (при неиспользовании тока в пусковом органе) по следующей формуле:

,

где – приведенный к первичной стороне трансформаторов тока ток небаланса фильтра обратной последовательности, обусловленный погрешностями трансформаторов тока и фильтра токов обратной последовательности;

– отношение тока срабатывания отключающего реле к току срабатывания пускового реле.

Определим значение тока :

А

где − коэффициент, определяющий значение тока небаланса обратной последовательности.

Вычислим значение тока обратной последовательности:

А

Примем уставку срабатывания фильтр – реле пускового органа защиты равной 0,01 А.

 

Определим первичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения:

кВ

где .

Определим вторичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения:

В,

где — коэффициент трансформации трансформатора тока( )

Определим первичное сопротивление срабатывания реле сопротивления:

,

где – первичное минимальное сопротивление в месте установки комплекта в максимально нагрузочном режиме;

– угол максимальной чувствительности реле сопротивления;

– угол полного сопротивления нагрузки ( ), примем ;

— угол линии.

Определим минимальное сопротивление в месте установки комплекта:

Ом.

Определим первичное сопротивление срабатывания реле сопротивления:

Ом.

 

Определим вторичное сопротивление срабатывания реле сопротивления:

Ом.

Найдем активные и реактивные составляющие:

Ом.

Ом.

Чувствительность реле тока, действующего на отключение, проверяется по выражению:

,

где — ток трехфазного к.з.;

— первичный ток срабатывания реле тока.

Чувствительность реле сопротивления пускового органа, действующего на отключение:

.

 

10.7.2 Дистанционная защита

Параметры нагрузки защищаемой линии:

Примем напряжение при самозапуске и коэффициент самозапуска:

Uсзап = 0,7∙Uном = 0,7∙110 = 77 кВ;

Ксзап = 1,5.

Минимальное сопротивление нагрузки при самозапуске электродвигате-лей:

(Ом).

 

Первая ступень ДЗ

Угол наклона характеристики 1 ступени ДЗ принимается равным углу со-противления защищаемой линии: φ1(I) = 64,51º.

Сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ при угле φЛ:

Zс.з.(I) = 0,85∙ZЛ = 0,85∙5,69 = 4,84 (Ом).

Уставка 1 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению:

Xс.з(I) = Zс.з(I)∙sinφЛ =4,84∙sin64,51º = 4,34 (Ом).

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

 

(Ом)

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

ΔUД(I) = 1,26∙LМФ = 1,26∙4 =5,04 (кВ),

где LМФ – расстояние между фазами в линии.

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

 

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

(Ом).

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

Rс.з(I).ДУГ = 0,5∙Zс.з(I)∙cosφЛ +1,5∙RД(I) = 0,5∙4,84∙cos64,51º +1,5∙0,7 = 2,091 (Ом).

 

Примем уставку 1 ступени ДЗ по активному сопротивлению:

Rс.з.(I) = 2,1 Ом.

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ:

(Ом).

(Ом).

Ток точной работы 1 ступени ДЗ:

IТР(I) = 1,6 А

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

 

Вторая ступень ДЗ

Сопротивление срабатывания 2 ступени ДЗ при угле φЛ:

Zс.з(II) = 1,25∙ZЛ = 1,25∙5,69 = 7,11 (Ом).

Уставка 2 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению:

Xс.з.(II) = Zс.з.(II)∙sinφЛ = 7,11∙sin64,51º = 6,42 (Ом).

Максимально допустимое активное сопротивление срабатывания 2 ступени ДЗ по условию отстройки от сопротивления самозапуска:

(Ом).

Падение напряжения на дуге при КЗ в конце 2 ступени ДЗ:

ΔUД(II) = 10,5∙LМФ = 10,5∙4 = 42 (кВ).

Минимальный ток двухфазного металлического КЗ в конце защищаемой зоны 2 ступени ДЗ:

 

Сопротивление дуги при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны 2 ступени ДЗ:

(Ом).

Минимально допустимое активное сопротивление срабатывания 2 ступени ДЗ по условию обеспечения чувствительности к КЗ через дугу в конце защищаемой зоны:

Rс.з.(II).ДУГ = 0,5∙Zс.з(II)∙cosφЛ +1,5∙RД(II) = 0,5∙13,6∙cos79,89º +1,5∙16,5=25,944 (Ом).

Примем уставку 2 ступени ДЗ по активному сопротивлению:

Rс.з(II) =25,95 Ом.

Примем наклон нижней и левой части характеристики 2 ступени ДЗ: φ2(I) = -15º φ3(I) = 115º

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 2 ступени ДЗ:

(Ом);

(Ом).

Ток точной работы 1 ступени ДЗ:

IТР(I) = 1,6 А

Коэффициент чувствительности 2 ступени ДЗ по току точной работы при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны:

 

 

Третья ступень ДЗ

Сопротивление срабатывания 3 ступени ДЗ при угле φЛ:

Zс.з.(III) = 1,5∙ZЛ = 1,5∙5,69 = 8,54.

Уставка 2 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению:

Xс.з.(III) = Zс.з.(II)∙sinφЛ = 8,54∙sin64,51º = 7,7 (Ом).

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

(Ом).

Примем уставку 3 ступени ДЗ по активному сопротивлению:

RСЗ(III) =12,01 Ом

Вторичное реактивное и активное сопротивление срабатывания 3 ступени ДЗ:

(Ом);

(Ом).

Минимальный ток двухфазного металлического КЗ в конце защищаемой зоны 2 ступени ДЗ:

 

Ток точной работы 1 ступени ДЗ:

IТР(III) = 0,5 А

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

 

Характеристики РС 1-3 ступеней ДЗ в комплексной плоскости сопротивле-ний приведены на рисунке 10.12

 

Рисунок 10.12 – Характеристики срабатывания ступеней реле сопротивления

 

Таблица 10.4 – Таблица уставок ДЗ

Ступень

 

 

 

 

 

I 0,22 0,86 75 -15 115

II 1,34 1,6 75 -15 115

III 2,58 8,12 75 -15 115

 

 

Рисунок 10.13 Характеристики РС 1-3 ступеней ДЗ в комплексной плоскости

 

10.7.3 Токовая отсечка линии

 

Рассчитаем ток срабатывания реле:

 

Зависимость тока срабатывания защиты от места КЗ представлена на рисунке 10.14.

 

Рисунок 10.14 — Зона действия токовых отсечек ВЛ 110 кВ

 

10.7.4 Токовая защита нулевой последовательности

Первая ступень ТНЗНП.

Т.к. выключатели, установленные на ВЛ имеют трехфазный привод, ток срабатывания первой ступени защиты при выполнении ее без выдержки времени выбирается по условиям отстройки от утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при замыкании на землю на шинах противоположной подстанции:

Ток срабатывания первой ступени:

 

Время срабатывания первой ступени: tс.з = 0 с.

Коэффициент чувствительности первой ступени:

 

 

Вторая ступень ТНЗНП.

Ток срабатывания второй ступени защиты (отсечки с выдержкой времени) выбирается по условиям:

отстройки от утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при замыкании на землю за предыдущим автотрансформатором на стороне его смежного напряжения (примыкающей к сети с глухозаземленной нейтралью);

согласования с первой ступенью защиты предыдущей линии или защиты от замыканий на землю предыдущего автотрансформатора, установленной на стороне смежного напряжения (последнее производится вместо условия «а» в случае, если это необходимо для повышения чувствительности защиты);

Ток срабатывания второй ступени:

.

Коэффициент чувствительности второй ступени:

,

где 3I0з.min – минимальное значение периодической составляющей утроенного начального тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при замыкании на землю на шинах противоположной подстанции.

Время срабатывания 2-ой ступени ТНЗНП отстраивается от выдержки времени – УРОВ (0,4 с). Следовательно, выдержка времени данной ступени защиты с учетом ступени селективности (0,4 с) – 0,8 с.

Ступень направлена в линию.

 

Третья ступень.

Ток срабатывания третьей ступени защиты выбирается по условиям согласования с защитой предыдущей линии (со второй или третьей ее ступенью; последнее – в случае, если при согласовании со второй ступенью защиты предыдущей линии рассматриваемая третья ступень не удовлетворяет требованиям чувствительности) или защиты от замыканий на землю предыдущего автотрансформатора, установленной на стороне смежного напряжения (с первой ее ступенью, если вторая ступень рассматриваемой защиты отстроена от замыканий на землю на шинах этого напряжения, или со второй ее ступенью, если вторая ступень рассматриваемой защиты согласована с первой ступенью защиты автотрансформатора).

Ток срабатывания третьей ступени:

 

Выдержка времени третьей ступени защиты должна быть согласована с выдержками времени соответствующих ступеней защит предыдущих элементов. Принимаем 1,2 с.

Ступень направлена в линию.

 

Четвертая ступень ТНЗНП.

Ток срабатывания четвертой ступени должен быть отстроен от тока неба-ланса в нулевом проводе трансформаторов тока при внешних замыканиях между фазами, если рассматриваемая ступень защиты нулевой последовательности имеет выдержку времени, равную или меньшую, чем защита от замыканий между фазами на поврежденном элементе. Как правило, указанное соответствует условию отстройки от токов небаланса при к.з. между тремя фазами за трансформаторами и на стороне низшего напряжения автотрансформаторов подстанций данного и противоположных концов линии.

Ток срабатывания защиты, выбираемый по рассматриваемому условию, определяется по выражению:

 

Выдержка времени четвертой ступени защиты определяется по возможно-сти по ступенчатому принципу. Для обеспечения селективного действия в слож-ных сетях выдержка времени четвертой ступени рассматриваемой защиты согласовывается с выдержками времени третьих ступеней защит предыдущих линий. Принимаем 1,6 с.

 

10.7.5 Автоматическое повторное включение

Выдержка времени готовности к повторному действию (tгот):

tгот > 1,6 + 0,05 + 0,4 = 2,05,с

 

10.7.6 Устройство резервирования отказов выключателя

Номинальный ток отходящей линии: А.

Ток срабатывания УРОВ: IУРОВ = 0,05•Iном. транз. = 0,05•472,4 = 23,62 А.

Выдержку времени УРОВ принимаем 0,4 с.

 

10.7.7 Защита шин 110 кВ

1) По условию отстройки от максимального тока в защите при разрыве ее вторичных цепей тока в рабочем (нагрузочном режиме):

А.

2) По условию отстройки от максимального тока небаланса при переход-ном режиме внешних КЗ. А.

Из двух рассчитанных значений выбирается большее.

Уставка 0,46 А.

Ток срабатывания исполнительного органа (ИО) ДЗШ должен быть больше максимального тока небаланса при переходном режиме внешнего КЗ на другой системе шин и может быть определен также, как и для ПО.

 

11 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Наряду с техническими критериями выбора инновации инвесторы предъявляют экономические ограничения на инновационные процессы, стремясь обеспечить себе гарантию не только возврата вложенных средств, но и получения дохода. Немаловажным фактором, который инвесторы учитывают при принятии решений о финансировании инновации, является период, в течение которого будут возмещены понесённые расходы, а также период, необходимый для получения расчётной прибыли.

В связи с моральным устареванием релейной защиты и износом основного электротехнического оборудования подстанции «Луч» 220/110/10/6 кВ разработан проект её реконструкции.

В данной части проекта определим основные технико-экономические показатели реконструируемой подстанции:

1. Капитальные вложения в реконструкцию подстанции «Луч»;

2. Объем эксплуатационных работ и текущего ремонта по подстанции;

3.Фонд заработной платы и штатное расписание ПС;

4. Расчет дохода и срок окупаемости ПС

 

11.1 Капитальные затраты на сооружение подстанции «Луч»

Подстанция «Луч» состоит из распределительных устройств высшего, среднего и низшего напряжения, двух автотрансформаторов, двух силовых трансформаторов, двух питающих линий на стороне ВН, шести отходящих линий на стороне СН и двух трансформаторов собственных нужд на НН.

Как было отмечено в пункте 1 настоящего проекта, особенностью подстанции является наличие 2х РУ НН, вследствие чего на подстанции установлено 4 силовых трансформатора.

В результате реконструкции подстанция построена «заново», на новой площадке. Старое здание подстанции, со всеми элементами всех РУ, полностью демонтировано.

В пункте 3 настоящего проекта, на основании технико-экономического расчёта, исходя из минимума приведённых затрат, были определены наиболее оптимальные схемы распределительных устройств. На стороне ВН схема – трансформаторы – шины с присоединением линий и автотрансформаторов по полуторной схеме; на стороне СН – одна рабочая секционированная система шин с одним выключателем на цепь, на всех НН – одна рабочая секционированная система шин.

Капитальные вложения в трансформаторы, ОРУ 220, ОРУ 110 ЗРУ 10 кВ и 6 кВ, включая устройства защиты подстанции «Луч» сведем в таблицу 11.1.

Таблица 11.1 – Капитальные затраты на строительство подстанции

Тип оборудования Количество, шт. Стоимость ед.оборудования, тыс. руб. Расчетная стоимость, тыс. руб.

АТДЦТН-200000/220/110/10 2 95 000 190 000

ТРДН-63000/220/10/6 2 30 000 60 000

Стоимость ячеек ОРУ – 220 кВ 6 25 000 150 000

Стоимость ячеек ОРУ – 110 кВ 12 10 000 120 000

Стоимость ячеек ЗРУ – 10 кВ 93 150 14 000

Основная защита АТ ШЭ-2607 042043 2 100 200

Резервная защита АТ ШЭ-2607 072072 2 50 100

Основная защита ВЛ-220 ШЗЛ-МТ-025 2 100 200

Резервная защита ВЛ-220 ШЗЛ-МТ-016-01 2 50 100

Основная защита трансформа-тора 220 кВ ШЗТ-МТ-022 2 100 200

Защита шин 220 кВ 2 50 100

Основная защита ВЛ-110 ШЗЛ-МТ-025 6 100 600

Резервная защита ВЛ-110 ШЗЛ-МТ-016-01 6 50 300

Защита шин 110 кВ 1 50 50

Защита КЛ 10(6) кВ БМРЗ-КЛ 57 10 570

Итого 536 430

 

Стоимость капиталовложений в сооружение РУ и установку трансформаторов подстанции Кп=536430 тыс. руб.

Рассчитаем стоимость сооружения оперативного пункта управления, она составляет 11% от стоимости сооружения подстанции:

тыс. руб.

(11.1)

Определим стоимость капиталовложений в подстанцию:

тыс. руб.

(11.2)

Рассчитаем ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание:

.

(11.3)

тыс.руб.

Затраты на потери энергии в трансформаторах определим последующей формуле:

,

(11.4)

где S∆w – стоимость потерь электроэнергии, принимаем S∆W= 130(коп./кВтч);

∆W – потери электроэнергии, вычислим следующим образом:

,

(11.5)

где — потери мощности в трансформаторах.

,

(11.6)

= 2,5. 5000= 12500 МВт•ч,

где τ= 5000 ч – число часов использования максимума потерь;

=1,3•12500 = 16250 тыс.руб.

Стоимость проектирования подстанции примем по данным строительной группы компаний «Вира-АртСтрой». Разработка проектной документации выполняется в архитектурной программе ArchiCad 6.5. Стоимость составляет 90 150 руб./кв.м. Площадь подстанции составляет 23000 м2.

Кпроект = 23000 ∙ 90 = 2070 тыс.руб. (11.7)

 

 

11.2 Определение объема эксплуатационных работ и текущего ремонта по подстанции

Объем эксплуатационных работ и текущего ремонта ЛЭП и подстанции «Луч» определяется удельными показателями по различным статьям в зависимости от объема работы в условных единицах.

Расчеты по объему эксплуатационных работ и текущего ремонта для под-станции сведены в таблицы 11.2 и 11.3.

Таблица 11.2 – Стоимость объема эксплуатационных работ и текущего ремонта по подстанции.

№ Наименование Ед. изм Стоимость ед. работы, тыс. руб. Периодич-ность, в го-дах Число еди-ниц Стои-мость ра-бот, тыс. руб.

1 Испытание АТ 220 кВ шт. 50 6 4 33,33

2 Испытание изме-рительных транс-форматоров 220 кВ шт. 30 6 2 10

3 То же 110 кВ шт. 30 6 10 50

4 То же 10(6) кВ шт. 10 6 8 13,33

5 Отбор проб масла 1 проба 20 1 4 80

6 Испытание ОПН фа-за 241,7 6 6 241,7

7 Измерение сопро-тивления контура заземления на подстанции 1 контур 59,5 10 1 59,5

8 Прочие эксплуата-ционные расходы усл. ед. 214,2 214,2

Итого: 360,6

 

Таблица 11.3 – Стоимость единицы работы по текущему ремонту оборудо-вания п/ст

№ Наименование Ед. изм Стоимость ед. работы, тыс.руб. Перио-дичность рабо-ты в годах Чис-ло ед. Стои-мость ра-бот, тыс.руб.

1 Текущий ремонт АТ 220 кВ шт. 300 2 2 300

2 Текущий ремонт тр-ра 220 кВ шт. 200 2 2 200

3 Текущий ремонт выключателя 220 кВ шт. 500 2 6 1500

4 То же 110 кВ шт. 350 2 10 1750

5 То же 10 кВ шт. 4 2 73 146

6 Текущий ремонт шин и шинных разъединителей ОРУ 220кВ систе-ма 600 2 2 600

7 То же 110 кВ 400 2 2 400

10 Текущий ремонт контура заземле-ния подстанции свыше 25МВт контур 500 1 1 500

11 Чистка и окраска выключателей 220кВ шт. 400 5 6 480

12 То же 110 кВ шт. 250 5 12 600

14 Окраска АТ 220 шт. 250 5 2 100

15 Прочие расходы по текущему ре-монту усл.ед. 400 400

Итого: 6976

 

Получаем, что суммарный итог эксплуатационных работ и текущего ремонта подстанций равен ЗΣ = 7000 тыс. руб.

 

11.3 Расчет фонда заработной платы

Составим штатное расписание для ПС «Луч» и определим численность персонала. Оперативное обслуживание подстанции 220 кВ осуществляется круглосуточно двумя электромонтерами в смене.

Нормативная численность рабочих по оперативному и техническому обслуживанию подстанции 220 кВ составляет 8 чел.

Нормативная численность рабочих по ремонту оборудования подстанции сведена в таблице 11.4

Таблица 11.4 – Нормативы численности рабочих по ремонту подстанции

Наименование

устройств Численность рабочих на 100 уст-ройств Число уст-ройств, шт. Числен-ность

рабочих, чел.

Трансформаторы 220 кВ 10,87 4 1

Присоединения с

элегаз. выкл. 220 кВ 8,77 6 1

Присоединения с

элегаз. выкл. 110 кВ 8,77 12 1

Присоединения с

вакуумными выключате-лями 10(6) кВ 0,96 73 2

Итого: 5

 

Итоговая суммарная численность рабочих подстанции:

= 2+8+5 = 15 человек.

(11.8)

На подстанции с высшим напряжением 220 кВ численность руководителей и специалистов равна одному. Численность мастеров, включая старших мастеров, по техническому обслуживанию и ремонту подстанции равна двум.

Принимаем численность персонала подстанции в количестве:

= 15+2+1 = 18 человек.

(11.9)

Штатное расписание реконструируемой подстанции «Луч» и определение фонда заработной платы сведены в таблице 18.5

Таблица 11.5– Штатное расписание

Наименование должно-стей,

профессий Кате-гория Кол. человек. Разряд Ок-лад, тыс. руб. Пре-мия, тыс.руб. Район. коэф.

тыс. руб. Зарпла-та, тыс.руб.

Начальник 1гр. спец 1 — 20 21,6 14 55,6

Мастер 1гр. спец 2 — 15,3 16,524 10,7 42,524

Инженер СРЗАИ 1кат. спец 2 — 13,8 14,9 9,66 38,36

Диспетчер спец 6 — 13,8 14,9 9,66 38,36

Электрослесарь раб. 2 — 5,3 5,724 3,71 14,734

Электромонтер раб. 2 5 8,1 8,748 5,67 22,518

Электромонтер по

ремонту РЗиА раб. 2 5 8,5 9,18 5,95 23,63

Уборщик помещений раб. 1 — 3,9 4,212 2,73 10,842

Итого: 18 246,5

Годовой фонд заработной платы работников подстанции с учётом 26% единого социального налога (ЕСН):

= 246,5∙12∙1,26 = 3728,1 тыс. руб.

(11.10)

 

11.4 Определение себестоимости передачи и распределения электроэнергии на подстанции.

План по себестоимости продукции в электросетевых хозяйствах в основе своей имеет калькуляцию для определения себестоимости передачи и распределения электроэнергии. Калькуляция включает следующие статьи:

1. Основная заработная плата производственных рабочих:

60% 3з/п = 0,6 3728,1 = 2236,8 тыс. руб.;

2. Дополнительная заработная плата производственных рабочих:

(60% Зз/п)/12 = 186,4 тыс. руб.;

3. Расходы на содержание оборудования:

(65212,13+3700) 1,05 = 75822,73 тыс. руб.;

4. Расходы на подготовку и освоение производства:

25% 2236,8 = 559,2 тыс. руб.;

5. Цеховые расходы:

80% 2236,8 = 1789,4 тыс. руб.;

6. Общесетевые расходы:

30% 2236,8 = 671,01 тыс. руб

Себестоимость электроэнергии без учета потерь:

.

Вычислим себестоимость электроэнергии с учетом потерь.

Себестоимость электроэнергии с учетом потерь:

Затраты на возмещение потерь электроэнергии рассчитаны ранее и составляют: = 6105,5 тыс.руб.

.

Построим график зависимости себестоимости электроэнергии от передаваемой мощности.

 

Рисунок 11.1 – График зависимости себестоимости электроэнергии

от передаваемой мощности.

 

11.5 Определение дохода и расчет срока окупаемости подстанции

Подсчитаем общие капиталовложения по ПС «Луч»:

Кобщ = КП + Копу + Кпроект (11.11)

Кобщ = 536430+59000+2070 = 597500 тыс. руб.

Рассчитаем доход предприятия подстанции «Луч»:

Пб = Sполн.перед. ∙ Тнб ∙( Ц тр –С) (11.12)

где Sполн.перед – полная мощность передаваемая потребителям подстанции;

Ц тр – цена за передачу 1кВт энергии, и равна 0,14 руб/кВт∙ч.

Пб = (190 +57+ 50) ∙ 5000 ∙ (0,14 — 0,0464) = 138963,8 тыс. руб. (11.13)

 

Определим балансовую прибыль подстанции:

Определим чистую прибыль подстанции «Луч»:

Пч = Пб –Н,

где Н-величина налогов, принимаем 20% от общей прибыли.

Пч = 0,8 ∙ 138963,8 = 111171,034 тыс. руб.

Рассчитаем срок окупаемости подстанции:

Т0 = ,

(11.14)

Т0 = .

Рентабельность инвестиций:

.

(11.15)

 

11.6 Сводные технико-экономические и плановые показатели ПС «Луч»

Подведем итог произведенных вычислений и сведем его в таблицу 11.6.

Таблица 11.6 − Сводные технико-экономические и плановые показатели

Наименование показателей Величина

Объем эксплуатационных работ и текущего ремонта по подстан-ции, тыс.руб. 360,6

Работы по текущему ремонту оборудования подстанции, тыс.руб. 6976

Капитальные затраты на сооружение подстанции, тыс. руб. 595437,3

Годовой фонд заработной платы ПС, тыс. руб. 3728,1

Стоимость трафика электроэнергии коп/кВт∙ч 14

Срок окупаемости подстанции «Луч» без увеличения преда-ваемой мощности, год 5,4

Рентабельность инвестиций 0,19

 

12 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

12.1 Территория, компоновка и конструктивная часть

подстанции

12.1.1 Ограждение территории подстанции

Реконструкция подстанции 220/110/10/6 кВ «Луч» предусматривает демонтаж старых зданий и сооружений подстанции 220/110/10/6 кВ и строительство новых на новой площадке площадью 2,23 Га.

В соответствии с Нормами Технологического Проектирования Подстанций (НТП) п.18.1. территория ПС ограждается. Ограждение территории ПС напряжением 35 — 750 кВ выполняется высотой не менее 2,4 м.

Ограда выполняется сплошной (предпочтительно из ж/б конструкций), по верху ограды устанавливается козырек из трех нитей колючей проволоки с наклоном во внутрь территории ПС. Проволока может не предусматриваться, если вместо нее монтируются элементы периметральной охранной сигнализации.

 

12.1.2 Основные габариты и разрывы, обеспечивающие безопасность работ и осмотра оборудования на ОРУ

В соответствии с п.18.18. НТП на планах ПС и каждого ОРУ 330 кВ и выше предусматривают маршруты обхода для осмотра оборудования и маршруты следования к рабочим местам, обеспечивающие безопасный подход ко всем аппаратам. Участки маршрутов, на которых напряженность электрического поля (ЭП) превышает 15 кВ/м, необходимо экранировать.

Дня сокращения объема экранирования маршруты располагают в зонах экранирующего действия стоек порталов, фундаментов и заземленных частей оборудования.

Протяженность участков маршрутов с напряженностью ЭП 15 кВ/м такая, чтобы длительность пребывания персонала на маршруте не превышала 80 мин. в сутки при одноразовом обходе.

Протяженность маршрутов обхода может быть увеличена при напряженности ЭП менее 15 кВ/м.

В соответствии с п.4.2.54. ПУЭ наименьшие расстояния в свету между не-изолированными токоведущими частями разных фаз, от неизолированных токоведущих частей до земли, заземленных конструкций и ограждений, а также между неизолированными токоведущими частями разных цепей следует принимать по таблице 12.1.

Таблица – 12.1 Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ

№

ри-сунка Наименование расстояния Обо-зна-че-ние Изоляционное расстояние, мм, для

номинального напряжения, кВ

до 10 110 220

9.1 От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до протяженных заземленных конструкций и до постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м, а также до стационарных межячейковых экранов и противопожарных перегородок Aф-з 200 900 1200

9.1 От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций: головка аппарата-опора, провод-стойка, траверса, провод-кольцо, стержень

200 900 1200

9.1 Между токоведущими частями разных фаз Aф-ф 220 1000 1600

Продолжение таблицы 19.2

№

ри-сунка Наименование расстояния Обо-зна-че-ние Изоляционное расстояние, мм, для

номинального напряжения, кВ

до 10 110 220

9.2 От токоведущих частей, элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой до 1,6 м Б 950 1650 2000

9.3 Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и неотключенной верхней В 960 1650 2400

9.5 От неогражденных токоведущих частей до земли или до кровли зданий при наибольшем провиса-нии проводов Г 2900 3600 3900

9.3

9.4 Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи и неотключенной дру-гой Д1 2200 2900 3200

9.6

9.7 От токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора или до здания и сооружения Д 2200 2900 3200

 

 

Рисунок 19.1 – Наименьшие расстояния в свету при гибких шинах между токоведущими и заземленными частями и между токоведущими частями разных фаз, расположенными в одной горизонтальной плоскости

 

Рисунок 12.2 – Наименьшие расстояния от токоведущих частей и элементов изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений

 

Рисунок 12.3 – Наименьшие расстояния между токоведущими частями разных цепей, расположенными в различных плоскостях с обслуживанием нижней цепи при неотключенной верхней.

 

Рисунок 12.4 – Наименьшие расстояния по горизонтали между токоведущими частями разных цепей с обслуживанием одной цепи при неотключенной другой

 

Рисунок 12.5 – Наименьшие расстояния от неогражденных токоведущих частей и от нижней кромки фарфора изоляторов до земли

 

Рисунок 12.6 – Наименьшие расстояния от токоведущих частей до верхней кромки внешнего ограждения

 

Рисунок 12.7 – Наименьшие расстояния между токоведущими частями и зданиями и сооружениями

 

12.1.3 Основные требования к установке трансформаторов

В соответствии с п.4.2.200. ПУЭ на электростанциях, ПС 220 кВ и выше, независимо от мощности установленных трансформаторов, маслохозяйства и маслосклады не сооружаются. Доставка на них сухого масла осуществляется в передвижных емкостях или автоцистернах с централизованных масляных хозяйств.

В соответствии с п.4.2.204. ПУЭ в регионах с холодным климатом должны применяться трансформаторы соответствующего исполнения.

В соответствии с п.4.2.205. ПУЭ установка трансформаторов должна обеспечивать удобные и безопасные условия его осмотра без снятия напряжения.

В соответствии с п.4.2.206. ПУЭ фундаменты трансформаторов напряжением 35-500 кВ должны предусматривать их установку непосредственно на фундамент без кареток (катков) и рельс.

На фундаментах трансформаторов должны быть предусмотрены места для установки домкратов.

В соответствии с п.4.2.209. ПУЭ трансформаторы необходимо устанавли-вать так, чтобы отверстие защитного устройства выброса масла не было направлено на близко установленное оборудование. Для защиты оборудования допускается установка заградительного щита между трансформатором и обо-рудованием.

В соответствии с п.4.2.211. ПУЭ расстояния в свету между открыто уста-новленными трансформаторами определяются технологическими требованиями и должны быть не менее 1,25 м.

В соответствии с п.4.2.212. ПУЭ разделительные перегородки между открыто установленными трансформаторами напряжением 110 кВ и выше единичной мощностью 63 МВ•А и более, должны предусматриваться при расстояниях менее 15 м между трансформаторами, а также между ними и трансформаторами любой мощности, включая регулировочные и собственных нужд.

Разделительные перегородки должны иметь предел огнестойкости не менее 1,5 ч, ширину — не менее ширины маслоприемника и высоту — не менее высоты вводов высшего напряжения более высокого трансформатора. Перегородки должны устанавливаться за пределами маслоприемника. Расстояние в свету между трансформатором и перегородкой должно быть не менее 1,5 м.

В соответствии с п.4.2.214. ПУЭ, трансформаторы напряжением 220-330 кВ, мощностью менее 250 МВА, автоматическими установками пожаротушения не оснащаются.

В соответствии с п.4.2.224. ПУЭ трансформаторы с принудительной системой охлаждения должны быть снабжены устройствами для автоматического пуска и останова системы охлаждения.

Автоматический пуск должен осуществляться в зависимости от температуры верхних слоев масла и, независимо от этого, по току нагрузки трансформатора.

В соответствии с п.4.2.231. ПУЭ трансформаторы с принудительной системой охлаждения должны быть снабжены сигнализацией о прекращении циркуляции масла, охлаждающей воды или останове вентиляторов дутья, а также об автоматическом включении или отключении резервного охладителя или резервного источника питания.

 

12.1.4 Проезд на ОРУ передвижных монтажно-ремонтных механизмов, приспособлений и передвижных лабораторий

В соответствии с п.4.2.45. ПУЭ в ОРУ 110 кВ и выше должен быть преду-смотрен проезд для передвижных монтажно-ремонтных механизмов и приспособлений, а также передвижных лабораторий.

В соответствии с п.14.3.1. НТП для ПС предусматриваются следующие виды автомобильных дорог:

• подъездная дорога для связи ПС с общей сетью автомобильных дорог;

• внутриплощадочные автомобильные дороги.

Для перевозки тяжелых грузов (трансформаторов, шунтирующих реакторов, СК) от разгрузочной площадки железнодорожной станции или причала водного транспорта до площадки ПС в случае отсутствия подъездного железнодорожного пути разрабатывается автодорожный маршрут.

В соответствии с п.14.3.2. НТП проект подъездных Автомобильных дорог ПС увязывается со схемами районных планировок и с генеральными планами населенных пунктов и промышленных предприятий при расположении площадки в пределах последних.

В соответствии с п.14.3.3. НТП подъездные автомобильные дороги относятся к V категории по строительным нормам и правилам и, как правило, имеют ширину проезжей части 4,5 м, а в пределах населенных пунктов — в соответствии с типом существующих или проектируемых Автомобильных дорог по согласованию с местными организациями. При доставке оборудования трейлерами грузоподъемностью 200 т и более ширина проезжей части уточняется в каждом конкретном случае в зависимости от габаритов транспортных средств.

Внутриплощадочные автомобильные дороги имеют ширину проезжей части 3,5 м, кроме трейлерного проезда, являющегося продолжением подъездной автодороги в пределах площадки, ширина которого выполняется равной 4,5м.

Покрытие ремонтных площадок у трансформаторов выполняется аналогично покрытию основных внутриплощадочных дорог.

В соответствии с п.14.3.4. НТП автомобильные дороги, являющиеся также и пожарными проездами с усовершенствованным облегченным покрытием, предусматриваются, как правило, к следующим зданиям, сооружениям и установкам: трансформаторам, шунтирующим реакторам, СК, к зданию маслохозяйства и емкостям масла, ОПУ, ЗРУ, вдоль рядов выключателей ОРУ напряжением 110 кВ и выше, вдоль батарей конденсаторов статических компенсаторов, к каждой фазе выключателей 330 — 750 кВ, компрессорной, складу хранения водорода и материальному складу, насосным резервуарам воды.

Ко всем остальным зданиям и сооружениям предусматриваются проезды с щебеночным (гравийным) или грунтощебеночным покрытием, обеспечивающим круглогодичный проезд автотранспорта.

В соответствии с п.14.3.5. НТП внутриплощадочные автодороги ПС напряжением 220 кВ и выше проектируются, как правило, по кольцевой системе.

В соответствии с п.14.3.6. НТП покрытие проезжей части подъездных основных внутриплощадочных Автомобильных дорог выполняется для ПС 220 кВ и выше асфальтобетонное, с применением сборных железобетонных плит при специальном обосновании (отсутствие местных дорожных строительных материалов, асфальтобетонных заводов, неблагоприятные климатические и гидрологические условия), когда это требуется по условиям доставки тяжелого оборудования.

 

12.1.5 Правила окраски токоведущих частей

В соответствии с п.1.1.29. ПУЭ для цветового и цифрового обозначения отдельных изолированных или неизолированных проводников должны быть использованы цвета и цифры в соответствии с ГОСТ Р 50462 «Идентификация проводников по цветам или цифровым обозначениям».

Проводники защитного заземления во всех электроустановках, а также нулевые защитные проводники в электроустановках напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью, в т.ч. шины, должны иметь буквенное обозначение РЕ и цветовое обозначение чередующимися продольными или поперечными полосами одинаковой ширины (для шин от 15 до 100 мм) желтого и зеленого цветов.

Нулевые рабочие (нейтральные) проводники обозначаются буквой N и голубым цветом. Совмещенные нулевые защитные и нулевые рабочие проводники должны иметь буквенное обозначение PEN и цветовое обозначение: голубой цвет по всей длине и желто-зеленые полосы на концах.

В соответствии с п.1.1.30. ПУЭ буквенно-цифровые и цветовые обозначения одноименных шин в каждой электроустановке должны быть одинаковыми.

Шины должны быть обозначены:

1) при переменном трехфазном токе: шины фазы А – желтым, фазы В –зеленым, фазы С – красным цветами;

2) при переменном однофазном токе шина В, присоединенная к концу об-мотки источника питания, – красным цветом, шина А, присоединенная к началу обмотки источника питания, – желтым цветом.

Шины однофазного тока, если они являются ответвлением от шин трехфазной системы, обозначаются как соответствующие шины трехфазного тока;

3) при постоянном токе: положительная шина (+) – красным цветом, отрицательная (–) – синим и нулевая рабочая М – голубым цветом.

Цветовое обозначение должно быть выполнено по всей длине шин, если оно предусмотрено также для более интенсивного охлаждения или антикоррозионной защиты.

Допускается выполнять цветовое обозначение не по всей длине шин, только цветовое или только буквенно-цифровое обозначение либо цветовое в сочетании с буквенно-цифровым в местах присоединения шин. Если не-изолированные шины недоступны для осмотра в период, когда они находятся под напряжением, то допускается их не обозначать. При этом не должен снижаться уровень безопасности и наглядности при обслуживании электроус-тановки.

 

12.1.6 Требования к устройству дверей и замков

В соответствии с п.18.2. НТП ограждение территории ПС выполняется со сплошными металлическими воротами и калиткой, конструкция которых не должна позволять свободно преодолевать их. Ворота и калитки закрываются на внутренний замок.

В соответствии с п.18.3. НТП входные наружные двери всех помещений ПС 35 – 750 кВ выполняются металлическими и оборудуются внутренними замками.

 

12.2 Электробезопасность

12.2.1 Расчёт защитного заземления

Территория, на которой размещается подстанция, оборудуется заземляю-щим устройством, основной функцией которого является защита обслуживающего персонала от поражения электрическим током.

Согласно ПУЭ [2] заземляющие устройства в электроустановках должны проектироваться так, чтобы в любое время года на всей территории подстанции напряжение прикосновения, под которое может попасть человек, не превышало допустимого напряжения прикосновения .

Безопасная величина зависит от времени воздействия.

Время воздействия напряжения прикосновения равно времени существования однофазного короткого замыкания:

 

;

(12.1)

 

где – время действия релейной защиты;

– полное время отключения выключателя.

Исходя из значения , напряжение прикосновения [3].

Напряжение на заземляющем устройстве U3 не должно превышать 10 кВ, иначе возникает опасность пробоя изоляции кабелей низкого напряжения.

Заземляющее устройство на проектируемой подстанции выполняется в виде сетки из горизонтальных полос, уложенных на глубине 0,7 м. Площадь, охватываемая сеткой, превышает площадь подстанции. Сетка состоит из полос, уложенных вдоль рядов оборудования, и выравнивающих полос, уложенных в поперечном направлении.

Так же предусматривается установка вертикальных заземлителей. При проведении расчета заземляющего устройства многослойный грунт заменяется на двухслойный: верхний толщиной h1 c удельным сопротивлением ρ1, и нижний– с удельным сопротивлением ρ2.

Исходные данные для расчета сведены в таблице 12.2.

Таблица 12.2 – Исходные данные

Глубина заземления, м t 0,7

Общая площадь ПС, м2 S 2300

Удельное сопротивление верхнего слоя грунта, Ом∙м ρ1 480

Удельное сопротивление нижнего слоя грунта, Ом∙м ρ2 50

Длина вертикальных заземлителей, м lв 5

Глубина верхнего слоя грунта, м h1 2,1

Порядок расчета:

1) Намечаем схему заземляющего устройства, Причем контур заземления перекрывает территорию электроустановки рисунок 12.8.

Рисунок 12.8 – Схема для расчета заземления

На рисунке 12.8 обозначено:

1 – площадь, занятая оборудованием;

2 – заземляющий контур;

3 – ограждение подстанции;

ρ1 – удельное сопротивление грунта верхнего слоя, Ом∙м;

ρ2 – удельное сопротивление грунта нижнего слоя, Ом∙м;

h1 – толщина верхнего слоя грунта, м;

tГ – глубина заложения заземлителей, м;

lВ – длина вертикальных заземлителей, м.

2) =0,035, напряжения прикосновения ;

3) определяем коэффициент напряжения прикосновения по формуле:

,

(12.2)

 

где – длина горизонтальных заземлителей, м;

– расстояние между вертикальными заземлителями, м;

– параметр, зависящий от соотношения ;

– коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступней .

.

(12.3)

 

В расчетах принимают

Определим недостающие параметры:

 

Для значения берем из /3/ .

Суммарная длина горизонтальных заземлителей .

Расстояние между вертикальными заземлителями .

Таким образом, коэффициент прикосновения:

;

4) определяем напряжение на заземлителе:

В;

(12.4)

5) находим допустимое сопротивление заземляющего устройства:

 

(12.5)

где – ток, стекающий с заземлителя проектируемого зазем-ляющего устройства при однофазном КЗ.

Согласно расчётам программы Токо .

;

6) заземляющее устройство преобразуется в расчетную модель квадратной формы, площадь которой и суммарная длина горизонтальных заземлителей равна длине заземлителей в реальной модели рисунок 12.9.

 

Рисунок 12.9 – Схема расчетной модели для расчета заземления

Сторона квадратной модели = 151,7 м, число ячеек по стороне модели (принимается ближайшее целое):

(принимаем 33)

(12.6)

Длина стороны ячейки:

 

(12.7)

Число вертикальных заземлителей по периметру контура:

 

(12.8)

принимаем .

По таблице 7.6 [3] определяем , откуда находим относительное удельное сопротивление грунта расчетной модели. (так как относительная толщина слоя ).

Следовательно , Ом м;

7) по расчетной модели определяем сопротивление реального заземляющего устройства.

Для этого рассчитываем относительную глубину заложения заземлителя:

 

.

(12.9)

 

Тогда согласно [3]:

так как ;

(12.10)

 

.

Находим сопротивление реального заземляющего устройства:

 

(12.11)

что меньше максимально допустимого сопротивления.

Сопротивление заземляющего устройства с учетом естественных заземлителей (свинцовые оболочки кабелей и системы трос-опора, Ом).

Напряжение прикосновения:

В

(12.12)

Напряжение прикосновения меньше допустимых 500 В.

 

12.2.2 Контроль изоляции

В соответствии с п.1.6.12.ПУЭ в сетях переменного тока выше 1 кВ с изолированной или заземленной через дугогасящий реактор нейтралью, как правило, должен выполняться автоматический контроль изоляции, действую-щий на сигнал при снижении сопротивления изоляции одной из фаз (или полюса) ниже заданного значения, с последующим контролем асимметрии напряжения при помощи показывающего прибора (с переключением).

Допускается осуществлять контроль изоляции путем периодических изме-рений напряжений с целью визуального контроля асимметрии напряжения.

Для контроля изоляции линий, отходящих от распределительного устройства, используется селективная сигнализация от замыканий на землю с действием на сигнал.

 

Рисунок 12.10 — Схема контроля изоляции

 

12.3 Вентиляция и освещение

12.3.1 Расчёт вентиляции помещения аккумуляторных батарей

В данном помещении к установке предполагается обобщённая искусствен-ная приточно – вытяжная вентиляция. Производительность приточной вентиляции должна быть на 5 % меньше производительности вытяжной вентиляции. Кроме того, выполняется естественная вытяжная вентиляция, которая за час обеспечивает однократный обмен воздуха в помещении.

Вентиляция выполняется в соответствии со следующими принципами:

• Вся система вентиляции выполнена автономно от других систем;

• Электродвигатели привода располагаются вне помещении АБ;

• Отсос воздуха из помещения АБ производится с нижней и верхней части со стороны противоположной притоку воздуха;

• Короба располагаются не над батареей;

• Предусматривается отдельное помещение для подготовки электролита;

• Выброс воздуха осуществляется через шахту, превышение над кровлей который составляет 2м;

• Шахта должна быть защищена от попадания атмосферных осадков;

Объём помещения составляет V = 7800 м3. Воздухообмен L = 15000 м3/ч.

Кратность воздухообмена:

K = L / V = 7800 /15000 = 0,52 ч. (12.14)

 

12.3.2 Расчёт освещения ОРУ

На подстанции предусматривается рабочее освещение ОРУ, где в темное время суток может производиться работа или происходить движение транспорта и людей.

Для определения количества и места установки прожекторов произведем расчет освещенности ОРУ 220 кВ. Порядок расчета следующий:

1) определяется площадь распределительного устройства;

2) определяется норма освещенности РУ (по СНиП 23-05-95 для открытых распределительных устройств норма освещенности должна составлять не менее 5 лк);

3) определяется суммарный световой поток:

 

(12.15)

 

где – площадь РУ;

– норма освещенности;

– коэффициент запаса, учитывающий потери света от загрязнения отражателя;

– коэффициент, учитывающий потери света в зависимости от конфигурации освещенной площади;

лм.

4) выбирается тип прожекторной установки: для освещения ОРУ будем использовать прожекторы ПКН-1000 с лампой КН 220-1000;

5) находится число прожекторов:

 

(12.16)

 

где = 22000 лм – световой поток лампы прожектора;

= 60 % – КПД прожектора;

 

Т.о. устанавливаем 4 прожектора.

6) определяется высота установки прожектора:

 

(12.17)

 

где = 46000 кд – максимальная сила света прожектора.

м.

Результаты расчета освещенности ОРУ 220 кВ представлены в таблица 12.3.

Таблица 12.3 – Освещение ОРУ 220 кВ

Площадь распределительного устройства, м2 15000

Норма освещенности, лк 1

Суммарный световой поток, лм 43200

Тип прожекторной установки ПКН-1000

Число прожекторов 4

Высота установки прожекторов, м 13,6

 

12.4 Пожарная безопасность

Согласно «Инструкции по проектированию противопожарной защиты энергетических предприятий» (РД34.49.101-87) проектируемая подстанция относится к третьей группе.

По противопожарной и пожарной опасности помещения в зданиях ПС относятся к следующим категориям по ОНТП 24-86 и классам ПУЭ:

— Узел установки трансформаторов – В;

— Остальные помещения – Д .

Степень огнестойкости всех зданий – 11.

Ширина дверей не менее 0,8 м, ширина коридоров – не менее 1,0 м, плюс ширина открытой двери.

Все здания обслуживающего и дежурного персонала имеют по два выхода наружу.

Разрывы между зданиями и сооружениями удовлетворяют СНиП 11-89-80 , СНиП 2.01.02-85 и ПУЭ. К зданиям и сооружениям предусмотрены проезды, обеспечивающие проезд к ним пожарных автомашин.

Источником водоснабжения ПС служит городской водопровод.

Противопожарное водоснабжение осуществляется из пожарных гидрантов запроектированных по данному проекту.

Пожаротушение камер установки трансформаторов запроектировано от системы сухотрубов с оросителями типа ЭО-25 для подачи распыленной воды.

Интенсивность орошения – 0,2 л/сек м2. Площадь трансформатора – 46 м2. Расчетный расход – 5 л/сек.

Расход воды из одного оросителя – 3,6 л/сек при давлении 30 м перед оросителем. Из условия равномерности орошения установлено 6 оросителей. Расход воды составил 21,6 л/сек.

Для отвода трансформаторного масла при аварии трансформатора предусмотрены маслоприемники, маслоотводы и маслосборники. Емкость маслосборника принята из расчета вместимости полного объема масла от одного трансформатора. 100% воды от системы пожаротушения и с учетом перспективной замены трансформаторов составляет 150 м3.

Для защиты ОПУ от пожара предусмотрена установка огнетушителей. Выбор типа и расчет необходимого количества огнетушителей производится в зависимости от их огнетушащей способности и предельной площади тушения. Т.к. помещения ОПУ относятся к классу – Г, то устанавливаются порошковые огнетушители ОПУ-10 с предельной защищаемой зоной 200 кв.м. Также все складские и вспомогательные помещения должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения (ручными и передвижными): ящиками с песком, ас-бестовыми или войлочными покрывалами и т. д.

 

12.4.1 Молниезащита подстанции

Молниеотводы установлены на порталах подстанции.

Стержневые молниеотводы состоят из четырех конструктивных элементов: молниеприемника 1, несущей конструкции 2, токоотвода 3, и заземлителя 4 (рисунок 12.11).

 

Рисунок 12.11 – Конструкция стержневого молниеотвода

Металлоконструкции порталов используются в качестве токоотводов. Расчет зон защиты молниеотводов, согласно п.7.3.142 ПУЭ, будем проводить на основании «Инструкции по устройству молниезащиты зданий и сооружений РД 34.21.122-87».

Территория подстанции находится в районе продолжительностью гроз от 40 до 60 часов в году.

Расчет проводим для ОРУ 220 кВ.

Защите подлежат ошиновка, порталы, аппараты РУ.

Распределительное устройство выполнено на типовых конструкциях по схеме «Две рабочие и обходная системы шин». Количество присоединений 8, из которых 6- воздушные линии 220 кВ и 2 понижающих трансформатора.

Обходная система шин и другие элементы РУ, расположенные между линейными порталами и лицевым забором подстанции, защищаются тросовыми молниеотводами воздушных линий 220 кВ, заведенными на линейные порталы.

При установке нескольких молниеотводов зона защиты каждого молниеотвода будет больше по сравнению с одиночным молниеотводом одинаковой высоты за счёт многократности. Зоны защиты трёх- и четырёхстержневого молниеотводов представлены на рисунке 12.12.

 

Рисунок 12.12 – Зоны защиты многократных молниеотводов

Расстановку молниеотводов выполним с помощью программы FlashProt.

План ОРУ 220 кВ показан на рисунке 19.13.

Ошиновка трансформаторных ячеек должна быть защищена на высоте 11 м., ошиновка сборных шин и всех других ячеек на высоте 7,5 м.

Так как Ом∙м > 350 Ом∙м, то согласно ПУЭ молниеотводы можно поставить на все конструкции РУ, кроме трансформаторных порталов.

 

Рисунок 19.13 – План ОРУ 220 кВ

 

По результатам расчёта программы Flash Prot устанавливаем 6 молниеотводов на линейных порталах с грозозащитными тросами.

Высота установленных молниеотводов: h = 19,2 м.

Радиус зоны защиты молниеотводов на полученной высоте составляет:

r = 9,7 м.