Разработка релейной защиты подстанции 220/35/6 кВ "Харьягинская" в связи с ее реконструкцией

Кафедра «Электрификации и механизации сельского хозяйства»

Разработка релейной защиты подстанции 220/35/6 кВ «Харьягинская» в связи с ее реконструкцией

РЕФЕРАТ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ, РАСЧЁТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ, ТРАНСФОРМАТОРЫ, ЛИНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ, ТОКИ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ, КОММУТАЦИОННАЯ АППАРАТУРА, РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ, ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СОПОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ, КОММЕРЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА.

Объект исследования - подстанция «Харьягинская».

Цель дипломного проекта - разработка релейной защиты подстанции 220/35/6 кВ «Харьягинская»

Метод проведения работы - проект разработан с использованием утверждённых методик для проектирования систем электроснабжения промышленных предприятий и для расчета релейной защиты и автоматики распределительных сетей.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Характеристика подстанции «Харьягинская»

Расчет параметров схемы замещения

Расчет токов короткого замыкания

Выбор оборудования подстанции «Харьягинская»

Выбор выключателей

Выбор разъединителей

Выбор разрядников и ограничителей перенапряжения

Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов напряжения

Выбор шин и шинопроводов

Выбор шин РУ 6 кВ

Выбор шин РУ 35 кВ

Выбор шин РУ 220 кВ

Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд и источников оперативного тока

Релейная защита силовых трансформаторов подстанции «Харьягинская

Сравнение релейных защит с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств релейной защиты

Расчет токов короткого замыкания релейной защиты понижающих трансформаторов с РПН

Дифференциальная защита трансформатора ТДТН-40000/220 (реле ДЗТ-21)

Токовые защиты трансформаторов от сверхтоков внешних коротких замыканий и перегрузок

Токовые защиты трансформатора ТДТН-40000/220 (МТЗ 6 кВ)

Токовые защиты трансформатора ТДТН-40000/220 (МТЗ 35 кВ)

Токовые защиты трансформатора ТДТН-40000/220 (МТЗ 220 кВ)

Токовые защиты отходящей ячейки 6 кВ (ТСН)

Дифференциальная защита шин

Дифференциальная защита шин 220 кВ (реле ДЗТ-11)

Дифференциальная защита шин 35 кВ (реле РНТ-565)

Дистанционная защита воздушных линий

Дистанционная защита ВЛ 35 кВ (№91 и №92)

Дистанционная защита ВЛ 35 кВ (№93 и №94)

Дистанционная защита ВЛ 35 кВ (№95 и №96)

Газовая защита трансформатора ТДТН-40000/220

Организационно-экономическая часть проекта

Проблемы оценки надежности релейной защиты

Экономическое сопоставление вариантов с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств РЗ

Коммерческая эффективность инвестиционного проекта

Безопасность и экологичность проекта

Охрана труда при техническом обслуживании устройств релейной защиты, автоматики и средств электрических измерений

Воздействие вредных и опасных факторов на организм человека

Электробезопасность

Пожаробезопасность

Чрезвычайные ситуации

Влияние подстанции «Харьягинская» на экологию и организм человека

Заключение

Библиографический список

подстанция трансформатор ток релейный

Введение

Электрическая энергия является наиболее универсальным видом энергии. Она очень просто и экономично может быть преобразована в другие виды энергии - тепловую, механическую, световую и т.д. Электрическая энергия находит значительное применение в устройствах автоматики, электроники и т.п., без которых немыслимы современные аппараты и технические сооружения. Поэтому обеспеченность потребителей электрической энергией является на сегодняшний день одной из главных задач.

Развитие электрической сети ЕЭС и ОЭС России напряжением 220 кВ и выше на период до 2013 года разработали мероприятия для повышенного и пониженного вариантов развития электроэнергетики России с уровнями возможного спроса на электроэнергию по России в целом, соответственно, 1109 млрд. кВт*ч и 1049 млрд. кВт*ч на уровне 2013 г.

В период 2004-2013 гг. для повышенного варианта рекомендуется сооружение следующих новых электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше, классифицированных по направлениям: для выдачи мощности расширяемых атомных электростанций; для выдачи мощности гидроэлектростанций;

2). Для приведения схемы выдачи мощности существующей электростанции в соответствие с нормативными требованиями необходим ввод ВЛ 330 кВ протяженностью 130 км.

3). Для питания нагрузки, повышения уровня надежности электроснабжения потребителей, для увеличения пропускной способности межсистемных сечений и снижения 'запертой' мощности электростанций необходим ввод ВЛ протяженностью 21432 км, трансформаторов мощностью 44258 МВА.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей:

ПС 220 кВ Харьягинская, 2х25 МВА;

4). Для обеспечения экспорта электроэнергии необходим ввод ВЛ протяженностью 385 км, трансформаторов мощностью 626 МВА.

Всего в повышенном варианте развития электроэнергетики ввод воздушных линий напряжением 220 кВ и выше за период 2004-2013 гг. намечается протяженностью 33 202 км, трансформаторной мощности 109722 МВА. Такой объем электросетевого строительства потребует 10,9 млрд. руб.

Всего в пониженном варианте за период 2004-2013 гг. намечается ввод 10778 км ВЛ и 54927 МВА трансформаторной мощности напряжением 330 кВ и выше, что ниже максимального варианта на 20% и 8% соответственно.

Реализация пониженного варианта развития электроэнергетики потребует капиталовложений в электросетевое строительство в размере 4,4 млрд. руб. в ценах 1991 г.

Вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ и объемы реконструкции и технического перевооружения электрических сетей напряжением 220 кВ и выше практически не зависят от вариантов развития электроэнергетики России и для пониженного варианта могут быть приняты на уровне повышенного варианта.

Основной задачей проектирования промышленных и сельскохозяйственных объектов является создание наиболее простой системы электроснабжения, наиболее полного использования всех видов энергии с наименьшими потерями. Это достигается за счет выравнивания суточных графиков потребления электроэнергии, компенсации реактивной мощности, уменьшения простоя оборудования, повышения коэффициента мощности и т. д.

Развитие энергетики России в программе экономического подъема предусматривает проведение в жизнь активной энергосберегающей политики на базе ускорения научно-технического прогресса во всех звеньях народного хозяйства.

Характеристика подстанции «Харьягинская»

В дипломном проекте рассчитываем релейную защиту подстанции «Харьягинская» 220/35/6 в связи с ее реконструкцией, связанной с заменой трансформаторов ТДТН-25000 на ТДТН-40000. Подстанция «Харьягинская» является связным звеном ряда подстанций через ВЛ 35 кВ, что в свою очередь обеспечивает электроснабжение нефтяных месторождений по сетям с номинальным напряжением 6,3 кВ.

В административном отношении Харьягинское нефтяное месторождение расположено на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области.

Ближайший к месторождению населенным пунктом является г.Усинск, расположенный в 172 км по автодороге круглогодичного действия Усинск-Харьяга. Город связан железнодорожной веткой Усинск-Сыня, а затем по Северной железной дороге со всеми городами России и зарубежья, имеется современный аэропорт и речной порт на реке Уса.

Территория Харьягинского нефтяного месторождения расположена в среднем и нижнем течении р.Харьяги, правобережного притока р.Колвы.

Рельеф территории слабовсхолмленный, пологоволнистый, равнинный.

Климатические условия района. Главными реками являются Колва и Харьяга. Территория сильно заозерена.

Территория Харьягинского месторождения входит в зону южной кустарниковой тундры. Небольшой участок в южной зоне месторождения относится к подзоне северной лесотундры. Незаселенные пространства заняты тундровыми участками, торфяными полями, заболоченными низинами и полосами стока.

Непосредственно в районе Харьягинского нефтяного месторождения стационарные наблюдения за элементами гидрометеорологического режима Росгидрометом не проводятся (используются данные по ГМС Хоседа-Хард).

По климатическому районированию территория относится к южному району арктической области. Погодные условия зависят от макроциркуляционных процессов над Северным полушарием, высокоширотным расположением территории и характера подстилающей поверхности.

Район находится за Полярным кругом и характеризуется умеренно-континентальным климатом. Снежный покров появляется в начале октября, сходит к началу июня. Число дней со снежным покровом составляет 225 суток. Средняя годовая скорость ветра составляет 4,4 м/с, зимой она несколько выше, чем летом. Туманы наблюдаются в течение всего года, но наиболее часты они в августе и сентябре. Расчетная температура наружного воздуха - минус 42єС, среднегодовая температура воздуха - минус 4,9єС.

Добыча в приполярных широтах связана с большими технологическими трудностями. Основные из них обусловлены самой нефтью, которая характеризуется четырьмя особенностями: высокой вязкостью, сильной загазованностью, большим количеством агрессивных компонентов и высоким содержанием парафина. Усложняют производство и природные факторы: вечная мерзлота, длительные зимы с очень низкими температурами. Однако, несмотря на это, нефтяники «ЛУКОЙЛ-Коми» продолжают эффективно осваивать месторождения Тимано-Печорской провинции.

Целью данного дипломного проекта является разработка релейной защиты подстанции 220/35/6 «Харьягинская» в связи с ее реконструкцией.

Поэтому задачами проекта будут:

а) технико-экономическое сравнение вариантов;

в) расчет токов короткого замыкания;

г) выбор электрооборудования ПС «Харьягинская» 220/35/6;

д) расчет релейной защиты.

е) охрана труда;

ж) экология

Технические данные подстанции «Харьягинская»

Подстанция комплектуется двумя трансформаторами ТДТН-25000/220/35, ОРУ-220 кВ, ЗРУ-35 кВ, ЗРУ-6 кВ. На стороне 35кВ применена схема одна секционированная система сборных шин с фидерами №91, 95, 96 и №92, 93, 94.. На стороне 6 кВ применена схема одна секционированная система сборных шин, нагрузка отсутствует, она служит для питания двух трансформаторов ТСН-1 и ТСН-2. В таблице 1 приведены мощности трансформаторов п/с «Харьягинская» за 2010 г.

Таблица 1 - Характеристика нагрузок ПС «Харьягинская» за 2010г.

Защита от прямых ударов молнии осуществляется отдельно стоящим молниеотводом, а также молниеотводом совмещенным с конструкцией концевой опоры.

Защита оборудования от грозовых волн, набегающих с линии выполняется с помощью ОПН.

Прокладка контрольных кабелей оперативных цепей, цепей управления, РЗ и А в пределах подстанции принята в наземных кабельных лотках. К силовым трансформаторам и выключателям 220, 35 и 6 кВ кабели при выходе из лотков прокладываются в стальных коробах и трубах.

На территории подстанции запроектирована внутриплощадочная дорога, шириной 4 метра с гравийным покрытием.

Высота установки оборудования выбрана с соблюдением требуемых ПУЭ электрических габаритов до фарфора и ошиновки с учетом принятых в проекте стрел провеса проводом и возможности прокладки наземных кабельных лотков вблизи любого из аппаратов.

Фундаменты под силовые трансформаторы выполняются из сборных железобетонных плит, с укладкой их на гравийно-балластную подушку. Под силовыми трансформаторами располагаются маслоприемники, укладывается слой грунта высотой не менее 25 см. Отвод трансформаторного масла при авариях в силовых трансформаторах за пределы территории подстанции обеспечивается трубопроводами из асбестоцементных безнапорных труб диаметром 200 мм в маслоуловитель емкостью 60 м3.

Шкафы КРУ устанавливают на незаглубленных фундаментах (лежнях). Лежни укладываются на выравнивающую подготовку высотой 10 - 30 см из крупнозернистого песка.

Для стока дождевых вод за пределы подстанции выполняется планировка площадки с уклоном 2 % в сторону понижения рельефа местности.

Наружное освещение подстанции предусмотрено светильниками установленными на блоке опорных изоляторов 6 кВ и прожекторами установленными на площадке радиомачты.

Территория подстанции ограждается забором из металлической сетки высотой 1,8 м. Ограждение имеет ворота и калитки, которые запираются на внутренний замок. Входные наружные двери всех помещений подстанции выполнены металлическими и оборудованы внутренними замками. Наиболее высокая точка распложена на высоте 7 м.

Расчет параметров схемы замещения

При проектировании электрических линий, подстанций и станций необходимо руководствоваться данными о нагрузках. Пользуясь данными таблицы 1, изобразим на рисунке 1 годовые графики нагрузки подстанции «Харьягинская».

Электрическая нагрузка величина непрерывно изменяющаяся. Эти изменения носят случайный характер, однако они подчиняются вероятностным законам.

В расчетах будем пользоваться годовыми графиками нагрузки, которые дают представление об изменении по месяцам года максимальной получасовой нагрузки. Они характеризуют колебания расчетной мощности объекта в течение года.

Рисунок 1 - Годовые графики нагрузок для трансформаторов (по месяцам года и по продолжительности: а) Т1; б) Т2

Для практических расчетов удобен годовой график нагрузки по продолжительности. На этом графике по оси абсцисс откладываем время (в году 8760 ч), а по оси ординат - максимальную нагрузку, которая соответствует этому времени (в о.е.)

По графикам определим расчетную нагрузку по формуле:

, (1)

Упростим это выражение, приняв за ti=730 ч/мес, Уti=8760 ч, тогда для трансформатора Т1:

Для трансформатора Т2:

Из выше представленных расчетов видно, что трансформатор Т2 в течение года несколько более загружен, чем трансформатор Т1 (на 5,88%).

Для дальнейших расчетов принимаем коэффициент мощности нагрузки нефтяных месторождений

Для анализа загруженности линий в нормальном режиме проводится расчёт токов. Для расчета установившихся режимов производится анализ сети.

Ветви со своими параметрами представляют модель расчетной схемы. Эти данные хранятся в соответствующих таблицах расчетной модели.

Параметры трансформаторов, входящие в схему замещения, определяются по справочным данным. Сопротивления линий электропередачи rл, хл, Ом , определяются по формулам:

, (2)

где r0 - погонное активное сопротивление линии, Ом/км; х0 - погонное реактивное сопротивление линии, Ом/км; l - длина линии, км;

Емкостная проводимость линии, См:

, (3)

где b0 - погонная емкостная проводимость линии, См/км.

Подстанция «Харьягинская» запитана двухцепной ВЛ 220 кВ с подстанции «Северный Возей» (ВЛ№282, ВЛ№283). Согласно паспортным данным, для сталеалюминевого провода АС-240/32 погонное активное сопротивление r0=12,1 Ом/км (при +20єC; на 100 км), погонное реактивное сопротивление x0= 43,5 Ом/км, погонная емкостная проводимость линии b0=2,6*10-4 См/км. Расчетные данные для проводов линии электропередачи представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Параметры ЛЭП

На подстанции «Харьягинская» установлены два трансформатора ТДТН-40000/220 - трансформатор трехфазный с естественной циркуляцией масла и принудительным охлаждением воздухом трехобмоточный, имеется устройство регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), параметры приведены в таблице 3.

Исходный режим рассчитывается для случаев максимальных и минимальных нагрузок. В режиме максимальных нагрузок на шинах 220 кВ ПС«Харьягинская» поддерживается напряжение 230 кВ, в режиме минимальных нагрузок - 220 кВ. Допустимые напряжения у потребителей на шинах 35 кВ в режиме наибольшей нагрузки согласно заданию должно составлять105ч110 %, а в режиме наименьшей нагрузки 95ч100%.

Таблица 3 - Параметры трансформатора ТДТН-40000/220*

*пределы регулирования ±12*1%

**расчетные данные приведены к ВН, Uб=230 кВ

При номинальных значениях мощности трансформаторов 40 МВА номинальные токи: по стороне 220 - 100,4 А; по стороне 35 - 599,8 А; по стороне 6 - 3499,1 А; помимо ТСН по стороне 6 кВ нагрузки нет.

Расчет токов короткого замыкания

Определение токов короткого замыкания является неотъемлемой частью при проектировании любых электрических установок электроэнергетических систем. В дипломной работе расчет токов произведен в системе относительных единиц. Расчет токов к.з. необходим для выбора аппаратов и проводников, проектирования и настройки средств защиты и автоматики, выбора конструктивного выполнения распределительных устройств, проверки защитных заземлений, подбора характеристик разрядников и т.п.

При расчетах токов к.з. составим расчетную схему, в которую входят все участвующие в питании источники тока (генераторы, синхронные компенсаторы, синхронные и асинхронные двигатели) и все элементы, связанные между собой и местом к.з. (трансформаторы, воздушные и кабельные линии, реакторы). Мощный источник (Печорская ГРЭС) питающей системы введем в систему как источник неограниченной мощности. Схему замещения выполним в однолинейном изображении с указанием сопротивлений сети (рисунок 2,а)

Следует иметь в виду, что трехобмоточными выполняются обычно только мощные трансформаторы и активными сопротивлениями обмоток таких трансформаторов можно пренебречь. Кроме того, в трехобмоточных трансформаторах одна из обмоток всегда соединена в треугольник, и поэтому, независимо от конструкции трансформатора, можно пренебрегать сопротивлением намагничивания, которое в схеме замещения всегда шунтируется сопротивлением обмотки, соединенной в треугольник.

При равенстве сопротивлений прямой и обратной последовательностей начальный ток двухфазного к.з. равен от трехфазного короткого замыкания.

Расчетная продолжительность замыкания или время отключения поврежденного присоединения складывается из времени срабатывания релейной защиты и времени отключения выключателя.

Намечаем расчетные зоны и точки для определения токов короткого замыкания (рисунок 2, б)

а) принципиальная схема; б) схема замещения к расчетам токов к.з.

Рисунок 2 - Электроснабжение питания нефтяного месторождения подстанции «Харьягинская»

Эквивалентная ЭДС системы принята по шкале средних номинальных напряжений и равна:

При выборе аппаратов и ошиновки по номинальному току оборудования (синхронные компенсаторы (СК), реакторы, трансформаторы) необходимо учитывать нормальные эксплуатационные, послеаварийные и ремонтные режимы, а также перегрузочную способность оборудования.

Цепь трехобмоточного трансформатора. На стороне ВН, СН и НН расчетные нагрузки определяются, как правило с учетом установки в перспективе трансформатора следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности S'номт.

, (4)

, (5)

где Sномт, Uномт - номинальные мощность и напряжение трансформатора.

На стороне ВН :

Определим сопротивление системы:

где Sк - мощность короткого замыкания энергосистемы, МВА, определяемая, как:

где Iк - ток короткого замыкания энергосистемы, равный 5,45 кА.

Далее рассчитаем сопротивление ВЛ:

, (6)

Определим сопротивления трансформаторов:

, (7)

Затем определим базисные токи на ступенях трансформаторов по следующей формуле:

, (8)

Определим сопротивления до точек короткого замыкания:

, (9)

Расчет токов при трехфазном коротком замыкании:

а) определяем установившееся значение тока КЗ:

, (10)

, (11)

б) определяем величину ударного тока:

, (12)

где Куд - ударный коэффициент для сети напряжением свыше 1000В, в которых не учитывается активное сопротивление, принимаем равным 1,8.

в) определяем мощность короткого замыкания:

, (13)

По данным расчетов токов в дальнейшем будет производиться проверка проводников и электрических аппаратов на термическую стойкость при коротких замыканиях. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.

Таблица 4 - Результаты расчетов токов к.з.

В практике степень термического воздействия тока к.з. на проводники и электрические аппараты принято определять по значению интеграла Джоуля.

Без существенной погрешности этот интеграл можно принять равным сумме интегралов периодической и апериодической составляющих тока к.з., т.е.:

, (14)

Методика расчета интеграла Джоуля зависит от исходной расчетной схемы электроустановки, положения расчетной точки к.з. и ее удаленность от генераторов и других источников.

В дипломном проекте расчетное к.з. является удаленным. При этом интеграл Джоуля определяется по формуле:

, (15)

где - действующее значение периодической составляющей тока к.з., А; - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. от эквивалентного источника:

, (16)

где и - результирующие сопротивления расчетной схемы;

Определим сопротивление системы, Ом:

, (17)

Для РУ трансформатора, соответственно:

Определим интеграл Джоуля по формуле:

Пользуясь данными интеграла Джоуля, проведем проверку электрических аппаратов на термическую стойкость.

Выбор оборудования подстанции «Харьягинская»

В основу классификации электрических аппаратов положены различные принципы. В качестве классификационных признаков используются: значения рабочих напряжений и токов, род тока, конструктивное исполнение, особенности эксплуатации, назначение и др.

Аппаратура и ошиновка в цепи трансформатора выбраны, как правило, с учетом установки в перспективе трансформаторов следующей по шкале ГОСТ номинальной мощности. При этом в цепях ВН и СН всех трансформаторов и двухобмоточных трансформаторов выбор аппаратуры по номинальному току и ошиновки по нагреву производится по току, равному 1,3 - 1,4 номинального тока трансформатора, устанавливаемого в перспективе, а проверка ошиновки - по экономической плотности тока 0,65 - 0,7 от номинального тока этого трансформатора.

Для трехобмоточных трансформаторов в цепях СН (35 кВ) и НН (35, 10, 6 кВ) выбор аппаратуры и ошиновки производят по току перспективной нагрузки на 10-летний период с учетом аварийных перегрузок при отключении второго трансформатора.

В электроэнергетике включение и отключение высоковольтных линий электропередачи, связывающих первичные источники электроэнергии с многочисленными потребителями, включаемых через промежуточные электрические подстанции, осуществляется исключительно высоковольтными автоматическими выключателями. При этом в состав электрооборудования электрических подстанций входят различные виды нелинейных ограничителей перенапряжений, токоограничивающих реакторов для энергосистем, применяемые в аварийных режимах, вызванных короткими замыканиями и воздействиями грозовых разрядов. Кроме того, в состав этого оборудования входят многочисленные разъединители, высоковольтные предохранители, высоковольтные измерительные трансформаторы напряжения и тока.

Распределение электрической энергии по потребителям промышленных объектов на стороне низкого напряжения осуществляется многочисленными выключателями и контакторами, обычно конструктивно объединенными различными распределительными устройствами электрических подстанций.

Управление состоянием автоматических выключателей и контакторов осуществляется различными видами реле и командоаппаратами пунктов управления Совокупность различных типов реле лежит в основе систем релейной защиты.

Выключатели служат для коммутации (включений и отключений) всех токов цепи, возможных в эксплуатации: номинальных, короткого замыкания, емкостных токов длинных линий и др.

Выключатели должны осуществлять многократную коммутацию номинальных токов до 150000 включений и отключений (ВО) и многократную коммутацию токов короткого замыкания (до 1000 ВО).

Разъединители применяются для коммутации элементов цепи при отсутствии тока. Это позволяет выводить оборудование для ревизии и ремонта (сначала ток отключается выключателем, потом цепь отсоединяется разъединителем). Разъединители могут отключать небольшой ток холостого хода трансформаторов и линий электропередачи.

Для ограничения напряжения, появляющегося на аппаратах высокого напряжения при коммутационных и атмосферных перенапряжениях, на подстанции «Харьягинская» служат ограничители перенапряжения (ОПН). Они являются нелинейным резистором с высокой нелинейностью. Это устройство не имеет искровых промежутков и непосредственно присоединяется параллельно защищаемому объекту. При рабочем напряжении ток через ОПН составляет миллиамперы. При перенапряжениях токи достигают сотен и тысяч ампер. Кратность коммутационных перенапряжений не превышает 1,75; при грозовых перенапряжениях - 2,42.

Для питания цепи релейной защиты трансформаторов и высоковольтных линий электропередачи, а также для контроля состояния энергетических систем необходимо непрерывно измерение тока и напряжения. Эту функцию выполняют измерительные трансформаторы тока и напряжения.

Совокупность электрических аппаратов, позволяющая распределять энергию и обеспечивать защиту от аварийных режимов, будет являться распределительным устройством подстанции.

Выбор выключателей

При выборе оборудования на подстанции необходимо руководствоваться следующими данными:

Номинальный ток - наибольший ток (; действующее значение), который аппарат способен длительно проводить при заданном напряжении, номинальной частоте и номинальной температуре воздуха, при этом температура частей аппарата не должна превышать допустимую, установленную для длительной работы;

Номинальное напряжение - линейное напряжение трехфазной системы, в которой аппарат предназначен работать. Для компенсации падения напряжения на источниках энергии (генераторах, трансформаторах, ВЛ) напряжение аппарата принимается на 5ч15% выше номинального значения ();

Номинальный ток отключения - наибольший ток короткого замыкания (; действующее значение), который выключатель способен отключить при напряжении, равном наибольшему рабочему напряжению при заданных условиях восстановления напряжения и заданном цикле операций.

Ток отключения состоит из периодической и апериодической составляющих и меняется по действующему значению. Номинальный ток отключения определяется действующим значением периодической составляющей в момент расхождения контактов ().

Апериодическая составляющая тока короткого замыкания определяется в момент расхождения контактов и оценивается параметром в, равным отношению апериодической составляющей тока к амплитуде периодической в момент расхождения контактов. Допустимое значение в приводится в каталогах на выключатели и выражается в процентах:

, (18)

Под циклом операций понимают перечень коммутационных операций, который обязан совершить аппарат. Так выключатель допускающие автоматическое повторное включение (АПВ), должны быть обеспечить цикл: О - tбт - ВО - 180/20 с - ВО.

Здесь О операция отключения; ВО - операция включения и немедленно за ней операция отключения; tбт - гарантируемая для выключателя минимальная бестоковая пауза при АПВ (время от погасания дуги на всех полюсах до появления тока при последующем включении; 0,3ч1,2 с, где 0,3 с для быстродействующих АПВ);

Термическая и электродинамическая стойкость аппарата при сквозных токах короткого замыкания характеризуется токами при заданном времени tт и . Ток сквозной стойкости - это ток, который пропускает через себя токоведущий контур аппарата при полностью включенном положении, когда нажатие контактов номинальное.

Проверка электрического аппарата на термическую стойкость при к.з. заключается в сравнении найденного при расчетных условиях значения интеграла Джоуля Вк с его допустимым для данного аппарата значением Втерм. Электрический аппарат удовлетворяет условию термической стойкости, если выполняется условие:

, (19)

Допустимое значение интеграла Джоуля зависит от соотношения между расчетной продолжительностью к.з. tоткл = 0,01 и предельно допустимой времени воздействия нормированного тока термической стойкости tтерм (обычно до 3 сек), указываемой заводом-изготовителем. Если tоткл < tтерм, как в нашем случае, то:

, (20)

При протекании тока термической стойкости температура токоведущих частей не должна превышать допустимую для кратковременного режима работы (время при :

, (21)

Ток электродинамической стойкости определяется амплитудным значением ударного тока:

, (22)

Номинальный ток включения - ток короткого замыкания, который выключатель с соответствующим ему приводом способен выключить без приваривания контактов и других повреждений при напряжении сети и заданном цикле операций:

, (23)

Возвращающееся напряжения;

Восстанавливающееся напряжение на контактах полюса;

Коэффициент повышения амплитуды восстанавливающегося напряжения для одночастотного процесса (в реальных установках ;

Длительность дуги выключателя;

Собственное время отключения выключателя с приводом;

Время отключения выключателя с приводом;

Время включения (до возникновения тока в цепи) выключателя с приводом;

Бестоковая пауза выключателя при автоматическом повторном включении;

В процессе работы выключатель подвергается длительному воздействию номинального напряжения и кратковременному воздействию повышенных значений напряжения промышленной частоты и импульсного характера (ГОСТ 687-78).

По выше приведенным условиям выбираем по каталогу элегазовый выключатель типа ЯЭ-220Л-11(21)У4 для РУ ВН.

Для РУ СН выбираем по каталогу вакуумный выключатель типа ВБУ-35-1600/20.

Для РУ НН выбираем по каталогу вакуумный выключатель типа ВГГ-10-5000У3.

Для данных выключателей все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 5.

Таблица 5 - Расчет и выбор выключателей для РУ

Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производится согласно выбору выключателей (п.1,п.2 и п.5).

Для дистанционного электрического управления разъединителями внутренней и наружной установки используются электродвигательные приводы.

Для данных разъединителей все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 6.

Таблица 6 - Расчет и выбор разъединителей для РУ

*Ток термической стойкости главных ножей и заземляющих ножей проверяются аналогично.

**Привод ПД-5У1

***Привод ПРН-110У1

****Привод ПНЧ

Выбор разрядников и ограничителей перенапряжения

Выбор ограничителей перенапряжения осуществляется по следующим параметрам:

Номинальное напряжение разрядника должно быть равно номинальному напряжению сети;

Токи короткого замыкания, возникающие при срабатывании разрядника, должны находиться в пределах токов, отключаемых разрядником (для трубчатых разрядников).

Расстояние до защищаемого объекта выбирается в зависимости от номинального напряжения сети, схемы установки и типа разрядника в соответствии с ПУЭ.

Для выше указанных условий выбираем ОПНН-П-220/115/10/550 УХЛ1 для РУ ВН, ОПН-П-35/40,5/10/550 УХЛ1 для РУ СН и для РУ НН - ОПН-П-6/7,2/10/550 УХЛ1.

Выбор трансформатора тока

Трансформатор тока служи для преобразования измеряемого первичного тока во вторичный. В установках высокого напряжения ТТ изолирует цепь измерительных и защитных устройств от цепи высокого напряжения. При замене нагрузки во вторичной обмотке или размыкании цепи нагрузки включается шунтирующий контакт, чтобы избежать режима разомкнутой вторичной обмотки, который для ТТ является аварийным режимом (режим короткого замыкания).

Для выбора ТТ пользуются следующими данными:

Номинальное напряжение ТТ ;

Частота тока, указанная на щитке, должна соответствовать частоте сети;

Номинальный первичный ток ТТ берется в соответствии со шкалой токов, рекомендованной ГОСТ 7746-78. Если ток установки не соответствует этой шкале, то берется трансформатор с ближайшим большим током. Значительное превышение номинального первичного тока ТТ по сравнению с током установки ведет к повышению погрешности.

Класс точности определяется токовой погрешностью при первичном токе , вторичной нагрузке (0,25ч1)*Z2ном и cosц = 0,8 (классы 0,2; 0,5; 1):

, (24)

Электродинамическая и термическая стойкость должны удовлетворять следующим условиям: для ТТ на номинальное напряжение до 220 кВ включительно термическая стойкость оценивается током трехсекундной стойкости; ток электродинамической стойкости - наибольшее амплитудное значение тока к.з., которое ТТ выдерживает без повреждений, препятствующих его дальнейшей работе:

, (25)

Между токами электродинамической и термической стойкости должны выдерживаться соотношения:

, (26)

Термическая и электродинамическая стойкости должны обеспечиваться при замкнутой накоротко вторичной обмотке.

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин РУ, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются.

Трансформатор, предназначенный для систем защиты от коротких замыканий, должен иметь погрешность, обеспечивающую устойчивую работу релейной защиты. Для оценки работы ТТ в этом режиме используются кривые предельной кратности.

При заданной вторичной нагрузке предельная кратность трансформатора должна быть выше расчетной кратности :

, (27)

Трансформаторы, комплектуемые для дифференциальной защиты, должны иметь одинаковую предельную кратность при сквозном токе короткого замыкания. Значение зависит от принципа действия.

Сопротивление нагрузки не должно превышать номинальных значений ТТ. Для простейшей однофазной схемы включения ТТ, Ом:

, (28)

где - суммарное реактивное сопротивление всех приборов нагрузки, Ом; - суммарное активное сопротиление всех приборов нагрузки, Ом; - сопротивление соединительных проводов, Ом; - сопротивление контаткных соединений (0,05ч1 Ом).

Сечение соединительных проводов при данной длине , м, определятся из выражения:

, (29)

где - сечение провода ( по условиям механической прочности сечение медных проводов должно быть не менее 1,5 мм2, а алюминиевых - 2,5 мм2); - удельное сопротивление (для алюминиевых жил ); - длина соединительных проводов, м, равна:

, (30)

Обмотки тока всех приборов фазы соединяются последовательно.

При соединении ТТ в трехфазные группы по разным проводам протекают различные токи. Поэтому для расчета сечения соединительных проводов необходимо выбрать такой режим, при котором нагрузка на ТТ получается наибольшей (таблица 7).

Выносные измерительные трансформаторы тока устанавливаются лишь в тех случаях, когда использование встроенных трансформаторов тока не обеспечивает требуемых условий релейной защиты и питания измерительных приборов.

По приведенным выше условиям выбираются трансформаторы тока. Счетчики на линии используются для денежных расчетов (класс точности 0,5). Сравнение расчетных и каталожных данных трансформаторов тока сведено в таблице 8.

Таблица 7 - Вторичная нагрузка трансформатора тока*

*для все трех сторон РУ

Потребляемая мощность защиты совместно с выравнивающими автотрансформаторами (дифференциальная защита с применением реле типа ДЗТ-21) в нормальном и аварийном режимах не превышает 5 ВА.

Так как защищаемый элемент на высокой стороне включен через два выключателя (схема четырехугольника) и через эти выключатели возможны значительные перетоки в нагрузочных режимах (без захода в защищаемы элемент - трансформатор), то в защиту целесообразно включать не на трансформаторы тока в цепях этих выключателей, а на трансформаторы тока, установленные непосредственно в цепи защищаемого элемента, чтобы указанные перетоки не загрубляли защиту. Кроме того, при включении защиты на трансформаторы тока в цепях указанных выключателей в ней возможно появление больших токов небаланса при внешних к.з., что приведет к необходимости загрубления защиты.

Из таблицы видно, что трансформаторы проходят по условиям работы, как в продолжительном режиме, так и в режиме КЗ.

Таблица 8 - Расчетные и каталожные данные ТТ

*

По условиям механической прочности можно принять кабель с сечением до 2,5 мм2, что обеспечивает работу трансформатора тока в заданном классе точности. Поэтому принимается контрольный кабель АКРВГ 4х2,5 мм2 и АКРВГ 4х10 мм2.

Выбор трансформаторов напряжения

Трансформатор напряжения служит для преобразования измеряемого напряжения, значение которого удобно для измерения. В установках высокого напряжения ТН изолирует цепь измерительных и защитных устройств от цепи высокого напряжения.

Для выбора ТН пользуются следующими данными:

Номинальное напряжение первичной обмотки ТН должно быть равно номинальному напряжению установки (для систем с изолированной нейтралью). Для систем с заземленной нейтралью номинальное напряжение первичной обмотки должно быть равно фазному напряжению установки;

Для питания счетчиков электроэнергии используются ТН класса 0,5. Для щитовых приборов ТН классов 1 и 3. Требования к ТН со стороны низкого напряжения диктуются релейной защитой и мощностью потребляемой измерительными приборами;

Нагрузка должна равномерно распределяться между фазами. Суммарная нагрузка не должна превышать значение, указанное в каталоге при требуемом классе точности;

Сечение проводников, соединяющих ТН и приборы, выбираются такими, чтобы падение напряжения на них не превышало 0,5% от вторичной обмотки номинального напряжения ТН. Для обеспечения механической прочности сечение медного кабеля должно быть не менее 1,5 мм2, алюминиевого - 2,5 мм2. Медный кабель используется в установках напряжением равным либо превышающим 220 кВ;

Для защиты ТН от повреждений в цепи нагрузки во вторичную цепь включается автоматический выключатель или предохранитель. Номинальный ток защитных аппаратов равен току нагрузки.

Для защиты сети от повреждений в первичной обмотке ТН устанавливаются кварцевые предохранители типа ПКН с номинальным напряжением трансформатора;

ТН можно использовать как силовой трансформатор. Предельная мощность указана в каталожных данных. При предельной мощности температура трансформатора достигает предельного значения;

Номинальная мощность ТН представляет собой наибольшее значение вторичной мощности при cosц = 0,8, при которой погрешность ТН не выходит за пределы, определенные классом точности (ГОСТ 1983-77). Погрешность по напряжению, %:

, (31)

По приведенным выше условиям выбираем трансформаторы напряжения: для РУ НН - НАМИ-6-77У4 (50 ВА в классе точности 0,5), для РУ СН - ЗНОМ-35-66У1 (150 ВА), для РУ ВН - ЗНОГ-220 79У3 (400 ВА). Представим в табличной форме (таблица 9) вторичную нагрузку трансформаторов напряжения.

Таблица 9 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения*

*для всех РУ

Полная мощность вторичной нагрузки трансформаторов напряжения для всех сторон РУ определим по формуле:

, (32)

Проверим выбранные трансформаторы на условие (при соединении трех ТН в звезду мощность утраивается):

, (33)

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 4 мм2.

Выбор шин и шинопроводов

Шины и шинопроводы распределительных устройств применяются, в основном, медные или алюминиевые.

Шины и шинопроводы на токи до 5000 А выбираются по условиям длительного нагрева номинальным током, приведенным в таблицах, с последующей проверкой их на термическую и динамическую устойчивость при к.з. При этом

, (34)

Проверка проводников и и шин на термическую стойкость при к.з. заключается в определении их температуры нагрева к моменту отключения к.з. и сравнений этой температуры с предельно допустимой температурой нагрева при к.з. Последняя зависит от вида проводника, его материала и других факторов.

При расположении шин 'плашмя' или 'на ребро' в распределительных устройствах (кроме комплектных сборных ячеек одностороннего обслуживания (КСО) и комплектных распределительных устройств (КРУ) 6-10 кВ, а также панелей 0,4-0,69 кВ заводского изготовления) необходимо соблюдать следующее условие: в распределительных устройствах напряжением 6-220 кВ при переменном трехфазном токе сборные и обходные шины, а также все виды секционных шин должны располагаться:

а) при горизонтальном расположении: одна под другой: сверху вниз А-В-С; одна за другой, наклонно или треугольником: наиболее удаленная шина А, средняя - В, ближайшая к коридору обслуживания - С;
б) ответвления от сборных шин, если смотреть на шины из коридора обслуживания (при наличии трех коридоров - из центрального):
при горизонтальном расположении: слева направо А-В-С;
Ошиновка ОРУ 35 - 750 кВ должна выполняться сталеалюминиевыми проводами, а также алюминиевыми трубами. На трубах необходимо устанавливать компенсаторы, а также принимать меры против вибрации труб.

Жесткая ошиновка на стороне 6 - 10 кВ трансформаторов (реакторов) допускается только на коротких участках в случаях, когда применение гибких токопроводов усложняет конструкцию.

Шины являются жесткими неизолированными проводниками, из которых выполняются сборные шины распределительных устройств, электрическое соединение между аппаратами и присоединение их к сборным шинам.

Шины прямоугольного и коробчатого сечения применяют на напряжение до 10 кВ.

В установках напряжением 35 кВ и выше необходимо учитывать явление коронного разряда, который возникает при частичном электрическом пробое воздуха у поверхности проводника.

Наиболее совершенной формой поперечного сечения шин является круглая кольцевая, которую имеют трубчатые шины. При правильном выборе соотношения толщины стенки t и диаметра трубы D обеспечивается хороший отвод тепла и достаточная механическая прочность. Вокруг трубчатой шины создается равномерное электрическое поле, что препятствует возникновению короны. Трубчатые шины укрепляют на опорных стержневых или штыревых изоляторах, а также крепят к опорным конструкциям гирляндами подвесных изоляторов.

Наряду с трубчатыми шинами в открытых распределительных устройствах широко применяют многопроволочные гибкие провода. Обычно применяют сталеалюминиевые провода марки АС, у которых сердечник скручен из стальных оцинкованных проволок, а алюминиевая часть из проволок одинакового диаметра укладывается рядами (повивами) вокруг стального сердечника.

Все соединения и ответвления от проводов и шин, а также и присоединения их к аппаратным зажимам должны производиться опрессовкой или сваркой.

При сооружении ОРУ вблизи морских побережий, соленых озер, химических предприятий и т. п. местах, где опытом эксплуатации установлено разрушение алюминия, следует применять специальные алюминиевые и сталеалюминиевые провода (в т. ч. полые), защищенные от коррозии.

Выбор шин РУ 6 кВ

Для выбора проводника (шины) на термическую стойкость, ее определим минимальное сечение.

Для материала ДЗ31Т1 (принятый материал проводника) по кривой [19] для определения температуры нагрева проводников из начальной температуры проводника tнач = 70 єС определим начальное значение функции - Аtн = 1,25 * 104 А2с/мм2.

Так как определяющим условием является термическая стойкость при к.з., то по кривым найдем значение функции, соответствующей предельно допустимой температуре нагрева проводников при к.з. tнач = 200 єС - Аtдоп = 0,65 * 104 А2с/мм2.

Определим минимальное поперечное сечение проводника, при обеспечении его на термическую стойкость:

, (35)

где параметр

В связи с реконструкцией подстанции, принимаем продолжительность максимальной нагрузки более 5000 часов. Для данной продолжительности максимальной нагрузки экономическая плотность тока алюминиевых шин равна 1 А/мм2 [19]. Таким образом, экономическое сечение шин при нормальном режиме работы трансформаторов определим по формуле (:

Наибольший рабочий ток с учетом коэффициента перегрузки равен на фазу 4900 А.

Из выше приведенных условий, выбираем коробчатую шину сечением 3570 мм2, которая отвечает требованию:

При расчете нагрузок на шинах последние считаются достаточно длинными и концевые эффекты не учитываются. Электродинамические нагрузки, действующие на параллельные шины, распределены по длине равномерно.

Для параллельных шин, расположенных в одной плоскости, максимальное значение нагрузок при трехфазном к.з. наступают примерно через 0,01 с и равно, Н/м:

, (36)

где - ударный ток к.з. (таблица №4); а - расстояние между осями шин, м (принимаем а = 0,5 м); - коэффициент максимальной нагрузки, зависящий от взаимного расположения шин, значения которых для некоторых конструкций указывается в каталожных данных [19].

Рисунок 3 - Шинная конструкция

Для шин распределенных в одной плоскости (рисунок 3) расчетной является фаза В. В этой фазе , а для крайних - 0,93, поэтому наибольшая нагрузка:

Изгибающие нагрузки ():

Произведем проверку шинной конструкции на электродинамическую стойкость.

Электродинамической стойкостью шинной конструкции называется свойство конструкции выдерживать без повреждений механические воздействия, создаваемые токами к.з.

Шинная конструкция считается электродинамической, если максимальное расчетное напряжение в материале шин и максимальные расчетные нагрузки на изоляторы не превосходят допустимых значений, т.е.:

, (37)

Согласно ПУЭ допустимое напряжение принимается равным 70% временного сопротивления разрыву (предела прочности) материала шин, т.е.:

, (38)

где - предел прочности материала, дается в каталожных данных.

Допустимая нагрузка на изолятор принимается равной 60% от минимальной разрушающей нагрузки, приложенной к головке изолятора, т.е.:

, (39)

где - минальная разрушающая нагрузка, дается в каталожных данных.

Для современных опорных (стержневых) изоляторов 6…35 кВ с внутренней заделкой арматуры расстояние Н (рисунок 3) примерно равно высоте изолятора.

В качестве расчетной схемы шины принимают балку , защемленную или шарнирно опертую на опоры.

Опоры шин (изоляторы и основания, на которых они крепятся) применяются абсолютно жесткими. Как правило, можно опоры считать абсолютно жесткими, не участвующими в колебании при к.з., в РУ напряжением до 35 кВ включительно, в остальных случаях следует этим фактом оперировать.

Принимаем для шинной конструкции 6 кВ многопролетную нарезную шину, ее расчетная схема представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 - Расчетная схема шинной конструкции

Для расчетных шин коробчатого сечения принимаем материал АДЗ1Т1. Определим момент инерции и момент сопротивления поперечного сечения шины (даны в каталожных данных):

Т.к. изоляторы абсолютно жесткие, поэтому расчетной схемой служит балка с жесткими опираниями на неподвижные опоры, параметры частоты которой r1 = 4,73, а коэффициенты в = 1 и л = 12 [1].

Вычислим первую частоту собственных колебаний шины по следующей формуле:

, (40)

где r1 - параметр первой частоты собственных колебаний шины; l - длина пролета между опорными изоляторами, принимаем ; Е - модуль упругости материала шин, равный для алюминия и его сплавов 7*1010 Па; J - момент инерции поперечного сечения шины, м4; m - масса шины на единицу дины, для выбранного нами сечения шины она составляет 9,64 кг/м [19].

Необходимо, чтобы частота собственных колебаний шины была далека от резонансных частот 50 и 100 Гц, т.е. либо меньше 40 Гц, либо больше 115 Гц. Проверим данное условие:

Условие соблюдено. Так как частота собственных колебаний больше 200 Гц, поэтому динамический коэффициент з = 1 ([1].

Вычисляем максимальные напряжения в материале шин по следующей формуле:

, (41)

Допустимое напряжение наиболее прочного электротехнического алюминиевого сплава марки АДЗ1Т1 составляет 136 МПа [19], что больше расчетной:

,

Определим расчетные нагрузки на изоляторы по формуле:

, (42)

Предварительно выбираем изоляторы типа ИОР-6-3,75УХЛ3 с минимальной разрушающей нагрузкой 3750 Н [19].

Изоляторы имеют внутреннюю заделку арматуры, поэтому расстояние от головки до опасного сечения изолятора равно высоте изолятора, Н = 100 мм, данный параметр приведен в каталожных данных. Расстояние от вершины изолятора до центра масс поперечного сечения шины (рисунок 4) согласно таблицы [19] для выбранного сечения шин, будет равен:

Определим допустимую нагрузку с учетом удаления центра масс поперечного сечения шины от вершины опорного изолятора (формула39):

Отсюда, выполняется условие:

Принимаем к установке шины марки АДЗ1Т1 2020 мм2 и изоляторами марки ИОР-6-3,75УХЛ3.

Выбор шин РУ 35 кВ

Для материала ДЗ31Т1 (принятый материал проводника) по кривой для определения температуры нагрева проводников [19] из начальной температуры проводника tнач = 70 єС определим начальное значение функции - Аtн = 1,25 * 104 А2с/мм2.

Так как определяющим условием является термическая стойкость при к.з., то по кривым [19] найдем значение функции, соответствующей предельно допустимой температуре нагрева проводников при к.з. tнач = 200 єС - Аtдоп = 0,65 * 104 А2с/мм2.

Определим минимальное поперечное сечение проводника, при обеспечении его на термическую стойкость:

где параметр .

В связи с реконструкцией подстанции, принимаем продолжительность максимальной нагрузки более 5000 часов. Для данной продолжительности максимальной нагрузки экономическая плотность тока алюминиевых шин равна 1 А/мм2 [19]. Таким образом, экономическое сечение шин при нормальном режиме работы трансформаторов определим по формуле (:

Наибольший рабочий ток с учетом коэффициента перегрузки равен 840 А (таблица 4).

В сетях с напряжением до 35 кВ чаще используются шины трубчатые либо круглого сечения.

Из выше приведенных условий, выбираем шину сечением 416 мм2 (диаметр 23 мм), которая отвечает требованию [19]:

При расчете нагрузок на шинах последние считаются достаточно длинными и концевые эффекты не учитываются. Электродинамические нагрузки, действующие на параллельные шины, распределены по длине равномерно.

Для параллельных шин, расположенных в одной плоскости, максимальное значение нагрузок при трехфазном к.з. наступают примерно через 0,01 с.

Для шин распределенных в одной плоскости (рисунок 5) расчетной является фаза В. В этой фазе , а для крайних - 0,93, поэтому наибольшая нагрузка (формула 36):

где - ударный ток к.з. (таблица 4); 0,5 м - расстояние между осями шин; - коэффициент максимальной нагрузки, зависящий от взаимного расположения шин, значения которых для некоторых конструкций указывается в каталожных данных [1].

Рисунок 5 - Шинная конструкция

Изгибающие нагрузки ():

Произведем проверку шинной конструкции на электродинамическую стойкость.

Для современных опорных (стержневых) изоляторов 6…35 кВ с внутренней заделкой арматуры расстояние Н (рисунок 4) примерно равно высоте изолятора.

В качестве расчетной схемы шины принимают балку, защемленную или шарнирно опертую на опоры.

Опоры шин (изоляторы и основания, на которых они крепятся) применяются абсолютно жесткими. Как правило, можно опоры считать абсолютно жесткими, не участвующими в колебании при к.з., в РУ напряжением до 35 кВ включительно, в остальных случаях следует этим фактом оперировать.

Принимаем для шинной конструкции 35 кВ многопролетную нарезную шину, ее расчетная схема представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Расчетная схема шинной конструкции

Для расчетных шин коробчатого сечения принимаем материал АДЗ1Т1. Определим момент инерции и момент сопротивления поперечного сечения шины:

Т.к. изоляторы абсолютно жесткие, поэтому расчетной схемой служит балка с жесткими опираниями на неподвижные опоры, параметры частоты которой r1 = 4,73, а коэффициенты в = 1 и л = 12 [1]

Вычислим первую частоту собственных колебаний шины по формуле 40. Необходимо, чтобы частота собственных колебаний шины была далека от резонансных частот 50 и 100 Гц, т.е. либо меньше 40 Гц, либо больше 115 Гц. Проверим данное условие:

где 1,2 м - длина пролета между опорными изоляторами; 7*1010 Па - модуль упругости материала шин, равный для алюминия и его сплавов; 1,12 кг/м - масса шины на единицу дины, для выбранного нами сечения шины [19].

Условие соблюдено. Так как частота собственных колебаний больше 200 Гц, поэтому динамический коэффициент з = 1,25 [1].

Вычисляем максимальные напряжения в материале шин по формуле (41).

Допустимое напряжение наиболее прочного электротехнического алюминиевого сплава марки АДЗ1Т1 составляет 136 МПа [19], что больше расчетной:

Определим расчетные нагрузки на изоляторы по формуле 42.

Предварительно выбираем изоляторы типа ИОР-35-4,00УХЛ3 с минимальной разрушающей нагрузкой 4000 Н ([19].

Изоляторы имеют внутреннюю заделку арматуры, поэтому расстояние от головки до опасного сечения изолятора равно высоте изолятора, Н = 355 мм, данный параметр приведен в каталожных данных. Расстояние от вершины изолятора до центра масс поперечного сечения шины будет равен:

Определим допустимую нагрузку с учетом удаления центра масс поперечного сечения шины от вершины опорного изолятора по формуле 39.

Отсюда, выполняется условие:

Принимаем к установке шины марки АДЗ1Т1 Ш23 мм и изоляторами марки ИОР-35-4,00УХЛ3.

Произведем выбор гибких токопроводов

Определим минимальное поперечное сечение проводника, при обеспечении его на термическую стойкость:

где параметр .

В распредустройстве 35 кВ применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сечение выбирается по экономической плотности тока Jэ = 1 А/мм при Тmax 5000 ч:

Выбираем провод АС-400/64 с допустимым длительным током 860 А:

Согласно ПУЭ на электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при . Расчетные токи КЗ менее допустимых, и поэтому, на электродинамическое действие тока КЗ гибкие шины РУ проверять не будем.

Выбор шин РУ 220 кВ

Для материала ДЗ31Т1 (принятый материал проводника) по кривой для определения температуры нагрева проводников [19] из начальной температуры проводника tнач = 70 єС определим начальное значение функции - Аtн = 1,25 * 104 А2с/мм2.

Так как определяющим условием является термическая стойкость при к.з., то по кривым [19] найдем значение функции, соответствующей предельно допустимой температуре нагрева проводников при к.з. tнач = 200 єС - Аtдоп = 0,65 * 104 А2с/мм2.

Определим минимальное поперечное сечение проводника, при обеспечении его на термическую стойкость:

где параметр

В связи с реконструкцией подстанции, принимаем продолжительность максимальной нагрузки более 5000 часов. Для данной продолжительности максимальной нагрузки экономическая плотность тока алюминиевых шин равна 1 А/мм2 [19]. Таким образом, экономическое сечение шин при нормальном режиме работы трансформаторов определим по формуле (:

Наибольший рабочий ток с учетом коэффициента перегрузки равен 140,6 А (таблица 4).

В сетях с напряжением 220 кВ чаще используются шины трубчатые либо круглого сечения.

Из выше приведенных условий, выбираем шину сечением с учетом короны 25/30 мм2 [19], которая отвечает требованию:

При расчете нагрузок на шинах последние считаются достаточно длинными и концевые эффекты не учитываются. Электродинамические нагрузки, действующие на параллельные шины, распределены по длине равномерно.

Для параллельных шин, расположенных в одной плоскости, максимальное значение нагрузок при трехфазном к.з. наступают примерно через 0,01 с по формуле 36.

Для шин распределенных в одной плоскости (рисунок 7) расчетной является фаза В. В этой фазе , а для крайних - 0,93, поэтому наибольшая нагрузка.

где - ударный ток к.з. (таблица 4); 1,6 м - расстояние между осями шин; - коэффициент максимальной нагрузки, зависящий от взаимного расположения шин, значения которых для некоторых конструкций указывается в каталожных данных [1].

Изгибающие нагрузки ():

Произведем проверку шинной конструкции на электродинамическую стойкость.

В качестве расчетной схемы шины принимают балку, защемленную или шарнирно опертую на опоры.

Рисунок 7 - Шинная конструкция

Опоры шин (изоляторы и основания, на которых они крепятся) принято считать упругоподатливыми.

Принимаем для шинной конструкции 220 кВ разрезную шину с длиной целого участка, равной длине пролета (, ее расчетная схема представлена на рисунке 8.

Для расчетных шин трубчатого сечения принимаем материал АДЗ1Т1. Определим момент инерции и момент сопротивления поперечного сечения шины:

Рисунок 8 - Расчетная схема шинной конструкции

Площадь поперечного сечения шины:

Предварительно принимаем к установке изолятор типа С4-950 УХЛ с минимальной разрушающей нагрузкой 4 кН, жесткость изолятора 2 кН/м, высота изолятора 2100 мм, масса изолятора 150,6 кг [19].

Определим частоту собственных колебаний опоры, по следующей формуле:

, (43)

где rоп - параметр частоты собственных колебаний опоры, зависящий от коэффициента [1]; Cоп - жесткость опор, равная жесткости изолятор, Н/м.

Для изоляторов (изоляционных опор) на жестком основании массу стержня можно принять массе изолятора, сосредоточенную массу и коэффициент равными нулю, а параметр частоты опоры rоп = 1,875.

Определим приведенную массу по следующей формуле:

, (44)

Вычислим первую частоту собственных колебаний шины по следующей формуле:

, (45)

где r1 - параметр первой частоты собственных колебаний шины, является функцией безразмерных величин Cоп l3 / (E J) и М / (т l), где Cоп - жесткость опор, равная жесткости изолятор, Н/м; М - приведенная масса; l - длина пролета между опорными изоляторами, принимаем ; Е - модуль упругости материала шин, равный для алюминия и его сплавов 7*1010 Па; J - момент инерции поперечного сечения шины, м4; m - масса шины на единицу дины, для выбранного сечения шины она составляет 0,583 кг/м [19].

Определим безразмерные величины:

Конструкция с разрезными шинами, у которой длина целого участка равна длине пролета, отвечает расчетной схеме балки с шарнирными опираниями (рисунок 9). По кривым [1] для шарнирно опертых шин на упругоподатливых опорах находим параметр частоты, который равен 2,25, . Следовательно, первая частота собственных колебаний шинной конструкции:

Так как частота собственных колебаний меньше 40 Гц, поэтому динамический коэффициент з = 0,4 [1].

Вычисляем максимальные напряжения в материале шин по следующей формуле 41.

Допустимое напряжение наиболее прочного электротехнического алюминиевого сплава марки АДЗ1Т1 составляет 136 МПа [19], что больше расчетной:

Определим расчетные нагрузки на изоляторы по формуле 42:

Расстояние от вершины изолятора до центра масс поперечного сечения шины будет равен:

Определим допустимую нагрузку с учетом удаления центра масс поперечного сечения шины от вершины опорного изолятора по формуле 39:

Отсюда, выполняется условие:

Принимаем к установке шины марки АДЗ1Т1 Ш 30/25 мм и изоляторами марки С4-950 УХЛ.

Произведем выбор гибких токопроводов.

Определим минимальное поперечное сечение проводника, при обеспечении его на термическую стойкость:

где параметр

В распредустройстве 220 кВ применяются гибкие шины, выполненные проводами АС. Сечение выбирается по экономической плотности тока Jэ = 1 А/мм при Тmax 5000 ч:

Выбираем провод с учетом действия короны АС-240/32 с допустимым длительным током 860 А:

Согласно ПУЭ на электродинамическое действие тока КЗ проверяются гибкие шины РУ при . Расчетные токи КЗ менее допустимых, и поэтому, на электродинамическое действие тока КЗ гибкие шины РУ не проверяются.

Выбор числа и мощности трансформаторов собственных нужд и источников оперативного тока

Элементы подстанций (краткое описание):

Сторона 220 кВ (ОРУ): открытое распределительное устройство, собранное из унифицированных транспортабельных блоков, на которых смонтированы аппараты высокого напряжения с элементами жесткой и гибкой ошиновки, сторона комплектуется элегазовыми выключателями.

Общестанционный пункт управления: в состав трансформаторных подстанций входит общестанционный пункт управления заводского изготовления, который представляет собой сборное здание. В пункте управления предусмотрены помещения для размещения панелей релейной защиты, управления и сигнализации, аппаратура связи устройств телемеханики, а так же оборудованные помещения для работы и отдыха выездного и ремонтного персонала. Все помещения оборудованы освещением, отоплением и вентиляцией. При отсутствии обслуживающего персонала в пункте управления в холодное время года автоматически поддерживается температура не ниже -5єС.

Сторона 35 кВ (ЗРУ): закрытое распределительное устройство представляет собой сооружение, собираемое на территории подстанции из отдельных транспортабельных блоков. Непосредственно на заводе в блоках монтируются шкафы современных распредустройств, элементы воздушных вводов и выводов, элементы межблочных соединений главных и вспомогательных цепей. Шкафы имеют один или два релейных отсека и оборудуются современными микропроцессорными устройствами релейной защиты, автоматики и управления. В качестве коммутационного аппарата в шкафах применяются надежные вакуумные выключатели. Вакуумные камеры этих выключателей вмонтированы в полимерные изоляционные полюса, а многофункциональный электромагнитный привод, основанный на принципе «магнитной защелки», и электронный блок управления размещены в раме выключателя.

Сторона 6 кВ (ЗРУ): закрытое распределительное устройство комплектуется современными шкафами. В качестве коммутационных аппаратов используются надежные и долговечные вакуумные выключатели. Шкафы могут располагаться в капитальном строении или в собираемом на площадке подстанции сооружении, которое поставляется к месту монтажа отдельными транспортабельными блоками. Они в свою очередь оборудуются шкафами, межблочными соединениями главных и вспомогательных цепей, элементами воздушных вводов и воздушных или кабельных выводов. Размещение шкафов предполагает возможность двустороннего обслуживания. Сооружение имеет два раздельных выхода, оборудуется освещением, отоплением и вентиляцией.

Собственные нужды (ТСН): для питания потребителей собственных нужд на подстанциях предусмотрены трансформаторы напряжением 10(6)/0,4 кВ и мощностью от 25 - до 400 кВт, которые устанавливаются в шкафу собственных нужд. Шкафы трансформаторов собственных нужд устанавливаются на отдельном фундаменте, внутри шкафов предусмотрены разъединитель и предохранители.

В общем случае расход электроэнергии за год определяется по формуле:

, (48)

где N0 - норма расхода электроэнергии на единицу (группы оборудования или подстанции в целом), кВт·ч за год; Кед - количество единиц оборудования, шт; Кt - температурный коэффициент.

Согласно данным [25], максимальные нагрузки и расход электроэнергии собственных нужд подстанции с высшим напряжением 220 кВ характеризуется электрической нагрузкой 120ч410 кВт, потребление электроэнергии 600ч2050 тыс. кВт*ч/год. Где меньшим значениям относятся подстанции с простыми схемами электрических соединений, большим - к узловым ПС, имеющим несколько РУ ВН с установленными синхронными компенсаторами.

Согласно указанным выше данным, принимаем на подстанции «Харьягинская» трансформаторы собственных нужд с единичной мощностью каждого 400 кВт. В случае выхода из строя одно из ТСН, резервный должен обеспечить нормальную работу потребителей, тогда:

Принимаем к установке трансформатор типа ТСЗ-250/10, параметры которого приведены в таблице 10 [19].

Таблица 10 - Трансформатор собственных нужд

Выбранный трансформатор имеет небольшой запас по мощности и, при необходимости, позволяет увеличить нагрузку.

Выберем предохранитель в цепи трансформатора собственных нужд, который производиться согласно ниже представленным условиям:

По напряжению уставки:

По току предохранителя:

По отключаемому току:

Для защиты трансформаторов собственных нужд устанавливаются предохранители типа ПКТ-102-6-50-31,5 У3, что удовлетворяет условиям:

Источниками оперативного переменного тока являются трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и силовые ТСН. Так как, вся номинальная мощность выдаваемая трансформаторами напряжения почти полностью потребляется измерительными приборами, то основным источником оперативного тока будет являться ТСН. Для более надежной работы релейной защиты в аварийных ситуациях, будут также использоваться индивидуальные источники питания, в качестве которых используются трансформаторы тока.

Щит собственных нужд подстанции состоит из двух секций, с которых напряжение подается на шины оперативного переменного тока, нормально питающиеся от одной секции щита с.н. Резервирование питания оперативных шин обеспечивается специальной автоматикой.

Напряжение сети оперативного переменного тока составляет 220В.

В отдельных устройствах используется выпрямленное напряжение 24В, создаваемое с помощью индивидуальных блоков питания, резервируемых со стороны 220В.

Создание на подстанции сети оперативного выпрямленного тока обеспечивается установкой блоков питания. Для резервирования такой сети устанавливается два блока питания, постоянно подключенных к щиту собственных нужд.

Аналогичная схема силового выпрямленного тока предусматривается для электромагнитов включения; в этой схеме применены два полупроводниковых выпрямителя. Два выпрямителя устанавливаются для обеспечения надежного питания выпрямленным током при исчезновении напряжения на одной из секции шин с.н.

Релейная защита силовых трансформаторов подстанции «Харьягинская»

Трансформаторы конструктивно весьма надежны благодаря отсутствию у них движущихся или вращающихся частей. Несмотря на это, в процессе эксплуатации возможны и практически имеют место их повреждения и нарушения нормальных режимов работы. Поэтому трансформаторы должны оснащаться соответствующей релейной защитой.

В обмотках трансформаторов могут возникать короткие замыкания между фазами, одной или двух фаз на землю, между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений. На вводах трансформаторов, ошиновке и в кабелях также могут возникать короткие замыкания между фазами и на землю.

Кроме указанных повреждений, в условиях эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов, перегрузка, выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение его температуры.

Из изложенного следует, что защита трансформаторов должна выполнять следующие функции:

а) отключать трансформатор (автотрансформатор) от всех источников питания при его повреждении;

б) отключать трансформатор (автотрансформатор) от поврежденной части установки при прохождении через него сверхтока в случаях повреждения шин или другого оборудования, связанного с трансформатором (автотрансформатором), а также при повреждениях смежного оборудования и отказах его защиты или выключателей;

в) подавать предупредительный сигнал дежурному персоналу подстанции (или электростанции) при перегрузке трансформатора (автотрансформатора), выделении газа ил масла, понижении уровня масла, повышении его температуры.

В соответствии с назначением для защиты трансформаторов (автотрансформаторов) при их повреждениях и сигнализации о нарушении нормальных режимов работы применяются следующие типы защит:

Дифференциальная защита для защиты при повреждениях обмоток, вводов и ошиновки трансформаторов (автотрансформаторов).

1 - дифференциальная защита на реле типа ДЗТ-21; 2 - газовая защита; 3,4,5 - МТЗ с блокировкой по напряжению; 6,7 - защита от перегрузки; 8 - реле УРОВ; 9,10,11 - исполнительные элементы защиты.

Рисунок 9 - Структурная схема защиты понижающего трансформатора 220/35/6 кВ с питанием со стороны высшего напряжения

2. Токовая отсечка мгновенного действия для защиты трансформатора (автотрансформатора) при повреждениях его ошиновки, вводов и части обмотки со стороны источника питания.

3. Газовая защита для защиты при повреждениях внутри бака трансформатора (автотрансформатора), сопровождающихся выделением газа, а также при понижениях уровня масла.

4. Максимальная токовая или максимальная направленная защита или эти же защиты с пуском минимального напряжения для защиты от сверхтоков, проходящих через трансформатор (автотрансформатор), при повреждении как самого трансформатора (автотрансформатора), так и других элементов, связанных с ним. Защиты от сверхтоков действуют, как правило, с выдержкой времени.

5. Защита от замыканий на корпус.

6. Защита от перегрузки, действующая на сигнал, для оповещения дежурного персонала или с действием на отключение на подстанциях без постоянного дежурного персонала.

На рисунке №9 представлена структурная схема защиты трансформатора ТДТН-40000/220.

Кроме того, в отдельных случаях на трансформаторах (автотрансформаторах) могут устанавливаться и другие виды защиты.

Сравнение релейных защит с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств

В релейную защиту микропроцессорные устройства пришли довольно поздно, чем в другие области электротехники. Первые устройства защиты с микропроцессорами выпустили в начале 80-х гг Siemens и ABB. Именно к этому времени появились процессоры, способные принять необходимое количество сигналов о состоянии сети и преобразовать их.

Схема работы и тех, и других (МУРЗ и ЭМРЗ) аналогична. Совокупность измерительных преобразователей воспринимает незапланированные отклонения от нормальной работы сети (о состоянии угла сдвига фаз, о величине напряжения и тока, и др.), стоящие за ними приборы анализируют состояние сети («мозги») и в зависимости от величины отклонений выдают команду на противоаварийное отключение. Приборы, анализирующие состояние сети, выполняются на электромеханических реле (релейная логика) или на микропроцессорах (логика, реализованная на базе микропроцессоров) с соответствующими периферийными устройствами, которые преобразуют аналоговый сигнал.

Измерительные преобразователи воспринимают в основном только два параметра: величину тока и величину напряжения в сети. Для электромеханической релейной защиты этих сведений вполне достаточно: при определенных отклонениях параметров на цепь управления поступит сигнал, и сеть будет отключена. Микропроцессорные устройства на основании двух данных параметров выдают и запоминают еще целый ряд дополнительных: причина отключения, время и дата отключения, ток и длительность аварийной ситуации, векторная диаграмма напряжений и токов в линиях в момент отключения и др. Но конечная задача этих устройств - дать сигнал на отключение при перегрузке сети.

Электромеханические реле защиты (ЭМРЗ) последнего поколения полностью удовлетворяли всем требованиям, предъявляемым к ним как к средствам защиты электроэнергетических объектов от аварийных режимов в течение десятков лет. В новейших микропроцессорных устройствах релейной защиты (МУРЗ) функции релейной защиты объединили с функциями устройств связи передачи данных, регистраторов аварийных режимов, узлов подстанционной логики и др. Такие многофункциональные комплексы стали сравнивать с единичными однофункциональными ЭМРЗ, отработавшими не один десяток лет и порядком изношенными, и говорить о неоспоримых преимуществах микропроцессорных «реле защиты». При этом как бы упускается из виду, что речь идет о совершенно разных по выполняемым функциям устройствах, которые просто нельзя сравнивать друг с другом. В статьях мировых производителей и дистрибьюторов (МУРЗ) отмечаются только положительные качества МУРЗ, хотя существуют ряд проблем, связанных с переходом на микропроцессорные системы. Несмотря на проблемы, связанные с внедрением МУРЗ, их все более широкое распространение и полное вытеснение ими электромеханических реле является неизбежным уже только потому, что выпуск электромеханических реле полностью прекращен практически всеми ведущими мировыми производителями реле. Причиной этого являются не непреодолимые принципиальные недостатки электромеханических реле, а сверхприбыли, которые получают компании, при производстве МУРЗ по сравнению с производством электромеханических реле. Поскольку будущее релейной защиты неизбежно связано с микропроцессорными системами (во всяком случае, для сложных защит), прогноз путей развития этого вида техники представляет безусловный интерес.

Однако встает вопрос, насколько необходимы все эти дополнительные параметры, оснащаемые МУРЗ, и на сколько увеличившийся объем информации улучшает качество работы релейной защиты? Логика работы энергосистемы не изменилась, не увеличилось количество операций, выполняемых энергосистемой: производство электроэнергии, передача и перераспределение ее потребителям, - а следовательно, не увеличилось и количество основных функций, которая должна выполнить релейная защита. Таким образом, можно сказать, что достоинством микропроцессорной защиты являются не их функциональные качества, а удобство в эксплуатации. Они (МУРЗ) выполняют те же самые функции, что и ЭМРЗ.

Апологеты использования микропроцессорных устройств в релейной защите говорят также о таких их достоинствах, как уменьшение массогабаритов, сокращение числа обслуживающего персонала, уменьшение затрат на эксплуатацию, поскольку при наличии МУРЗ можно с пульта управления проводить работу, которая выполняется вручную в случае использования ЭМРЗ. Однако, МУРЗ имеет и ряд существенных недостатков.

Так, одно из достоинств защиты с микропроцессорами может обернуться крупным недостатком. На пульте управления установки задаются одним нажатием кнопки, но никто не застрахован от системной ошибки, даже при наличии дополнительного компьютерного контроля, потому что существует такая вещь, как компьютерный вирус. Поэтому вероятность системной ошибки при микропроцессорных защитах достаточно велика, что наблюдается в США и Европе.

У микропроцессоров очень высокая чувствительность, может быть поэтому достаточно много ложных срабатываний, кроме того они не способны выдерживать сильные нагрузки.

Говоря о возможном переходе на защиту, основанную на микропроцессорах, возникает еще одна проблема - их подверженность электромагнитным излучениям, что в значительной степени снижает эффект защиты. Есть еще одно «но» в вопросе переоснащения российской энергосистемы - электромагнитная совместимость. Прежде чем ставить МУРЗ необходимо провести реконструкцию всех действующих подстанций с тем, чтобы заземляющие контуры довести до соответствующих требований.

Микропроцессорные реле не обеспечили более высокий уровень надежности электроснабжения и не облегчили работу обслуживающего персонала.

Еще один очень существенный недостаток МУРЗ - они требуют обновления программного продукта, который устаревает гораздо быстрее, чем техника. Он устаревает через три года, через пять лет его уже нужно менять, а в масштабах нашей энергосистемы это очень большие затраты.

Результаты сравнения релейных защит (МУРЗ и ЭМРЗ) сведем в таблицу 11.

Таблица 11 - Сравнение релейных защит с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств

Один из крупнейших специалистов в области релейной защиты, главный конструктор по РЗиА ОАО «ЧЭАЗ» Геннадий Варганов, определил направление перехода от ЭМРЗ к МУРЗ: «Переход на микропроцессорные устройства неизбежен. Однако это дела не ближайшего будущего. В ближайшие 2-3 года необходимо заменить физически изношенную аппаратуру, которую уже нельзя эксплуатировать, на традиционные отечественные аппараты, выровнять состояние энергосистемы и только после этого приступить к планомерному, постепенному переходу на релейную защиту с использованием микропроцессоров».

Расчет токов короткого замыкания релейной защиты понижающих трансформаторов с РПН

Известно, что современные трансформаторы распределительных сетей напряжением 35 кВ и выше имеют автоматические регуляторы напряжения (РПН), цель которых поддерживать на шинах низшего напряжения (НН и/или СН) трансформатора номинальное напряжение при эксплуатационных изменениях напряжения на стороне высшего напряжения (ВН).

Для таких трансформаторов дополнительно необходимо иметь значения диапазона регулирования напряжения и напряжений короткого замыкания Uк%, соответствующие крайним положениям РПН.

Все современные понижающие трансформаторы общего назначения имеют встроенные регуляторы напряжения РПН на стороне ВН.

При уменьшении коэффициента трансформации (-ДUРПН) сопротивление Хтр уменьшается по сравнению со средним его значением, а при увеличении коэффициента трансформации (+ДUРПН) - увеличивается.

Значение Uк при среднем положении регулятора РПН, а также для крайних положений РПН, указывается указываются в паспорте трансформатора (таблица 12).

Таблица 12 - Технические данные трансформатора ТДТН-40000/220

Зададимся эквивалентным источником питания, у которого мощность короткого замыкания Sк = 2170 МВА, суммарный ток короткого замыкания Iк = 5,45 кА, напряжение Uсн = 230 кВ. Определим сопротивление системы при заданных параметрах по формуле 17:

Сопротивление воздушной линии Сев. Возей - Харьяга равно ХВЛ = 3,03 Ом (таблица 2). В расчетах принято учитывать активные сопротивления, если значение R составляет примерно третью часть индуктивного сопротивления. Так как это условие не выполняется, активную составляющую сопротивления воздушной линии учитывать в расчетах не будем.

Определим сопротивления обмоток трансформатора для всех трех положений РПН. Согласно паспортным данным (таблица 3) регулирование напряжение на рассматриваемых трансформаторах обеспечивается в пределах регулирования ±12%. Однако, согласно ГОСТ 721-89, ГОСТ 27514-87 ограничивают максимальное значение напряжения равным 252 кВ в сети со средним номинальным напряжением 230 кВ [17].

, (46)

, (47)

, (48)

где Uк% - напряжения короткого замыкания для соответствующих режимов (таблица 12) , - напряжения, соответствующие среднему, максимальному и минимальному положению РПН, определим последние два по формулам:

, (49)

, (50)

где - половина полного диапазона регулирования напряжения на стороне ВН трансформатора, о.е.

Принимаем

Сопротивления трансформатора на высокой стороне ВН:

Сопротивление трансформатора на средней стороне СН принимаем равным нулю. Сопротивления трансформатора на низкой стороне НН:

Изобразим расчетную схему сети и ее схему замещения на рисунке 10.

схема сети (а) и ее схема замещения (б)

Рисунок 10 - Расчетные схемы

Произведем расчет токов к.з., предварительно рассчитав сопротивления относительно заданных точек к.з.

, (51)

, (52)

Точка К1:

Точка К2:

А) для среднего положения регулятора РПН трансформатора:

Ток в месте к.з., приведенный к действительному напряжению 38,5 кВ, равен

Б) для максимального положения регулятора РПН трансформатора. Значение суммарного сопротивления сети приводим к 252кВ:

Ток в месте к.з., приведенный к действительному напряжению 38,5 кВ, равен

В) для минимального положения регулятора РПН трансформатора. Значение суммарного сопротивления сети приводим к 202,4кВ:

Ток в месте к.з., приведенный к действительному напряжению 38,5 кВ, равен

Точка К3:

А) для среднего положения регулятора РПН трансформатора:

Ток в месте к.з., приведенный к действительному напряжению 6,6 кВ, равен

Б) для максимального положения регулятора РПН трансформатора. Значение суммарного сопротивления сети приводим к 252кВ:

Ток в месте к.з., приведенный к действительному напряжению 6,6 кВ, равен

В) для минимального положения регулятора РПН трансформатора. Значение суммарного сопротивления сети приводим к 202,4кВ:

Ток в месте к.з., приведенный к действительному напряжению 6,6 кВ, равен

При максимальном положении РПН ток к.з., приведенный к напряжению 38,5 кВ, составляет 4,57кА. Это соответствует сопротивлению сети в минимальном режиме:

При минимальном положении РПН ток к.з., приведенный к напряжению 38,5 кВ, составляет 2,75 кА. Это соответствует сопротивлению сети в максимальном режиме:

При максимальном положении РПН ток к.з., приведенный к напряжению 6,6 кВ, составляет 17,29 кА. Это соответствует сопротивлению сети в минимальном режиме:

При минимальном положении РПН ток к.з., приведенный к напряжению 6,6 кВ, составляет 9,65кА. Это соответствует сопротивлению сети в максимальном режиме:

Напряжения на шинах 6 и 35 кВ остаются неизменными, так как назначение РПН - сохранять постоянным напряжение на шинах низшего (среднего) напряжения регулированием напряжения на стороне ВН.

Таблица 13 - Результаты расчетов тока к.з.

Результаты расчетов сведем в таблицу 13. Здесь же укажем двухфазные токи короткого замыкания, которые составляют 0,87 от трехфазного тока к.з.

Дифференциальная защита трансформатора ТДТН-40000/220 (реле ДЗТ-21)

Для обеспечения защиты трансформаторов на подстанции «Харьягинская» используется дифференциальная защита с применением полупроводникового реле типа ДЗТ-21. Данная защита предназначена для использования в качестве основной защиты силовых трансформаторов. Исполнение защиты у реле ДЗТ-21 трехфазное с общим выходом трех фаз.

Использование полупроводниковой элементной базы позволило кроме увеличения чувствительности в ряде случаев уменьшить потребляемую защитной мощность по цепям переменного и постоянного тока и повысить быстродействие по сравнению с широко применяемыми в настоящее время дифференциальными защитами на электромеханических реле типов РНТ-560 и ДЗТ-11.

Защита ДЗТ-21 предназначена для работы при питании ее от сети постоянного оперативного тока напряжением 220 и 110В и от блоков питания с номинальным выходным напряжением выпрямленного тока 110 В.

Защита выполнена на вторичный номинальный ток 5 А, что обеспечивается через выравнивающие автотрансформаторы тока типа АТ-32, использующиеся также для выравнивания токов в плечах защиты. Выравнивающие автотрансформаторы выполняются однофазными.

Тормозные характеристики имеют ступенчатое регулирование на два положения со значениями 0,6 и 1 номинального тока ответвления. Коэффициент торможения регулируется в пределах 0,3-1. Коэффициент возврата защиты составляет не менее 0,6.

Защита на минимальной установке по току срабатывания (0,3 номинального тока ответвления) обеспечивает отстройку от бросков намагничивающего тока с апериодической составляющей и амплитудой, превышающей амплитуду номинального тока ответвления в 6-8 раз (для однофазного трансформатора; уставка времяимпульсного блокирования 4,5-5 мс); обеспечивает отстройку от периодических токов включения с амплитудой, превышающей амплитуду номинального тока ответвления до 2 раз (для трехфазных трансформаторов; в связи с малым временем первой гармоники применяется комбинированный времяимпульсный метод блокирования защиты при появлении в кривой тока пауз заданной длительности в сочетании с торможением от второй гармоники дифференциального тока, последняя составляет не менее 40% от первой гармоники).

Защита типа ДЗТ-21 надежно срабатывает при напряжении постоянного тока от 80 до 110% номинального и при напряжении постоянного тока от 70 до 120% номинального.

Схема входных цепей защиты обеспечивает выравнивание действия токов плеч для дифференциальной цепи в диапазоне токов от 2,5 до 5 А, что обеспечивает эти токи ответвления от обмотки трансреактора.

Аналогичный диапазон соответствует и для выравнивания действия токов плеч для любой тормозной цепи. Точное выравнивание токов в плечах защиты осуществляется путем выбора соответствующих ответвлений, выравнивающих автотрансформаторов на основе расчета их коэффициента трансформации.

Потребляемая мощность защиты совместно с выравнивающими автотрансформаторами в нормальном и аварийном режимах не превышает 5 ВА на фазу при первичном токе 5 А для автотрансформатора типа АТ-32, и при номинальном токе автотрансформатора АТ-31.

При всех многофазных к.з. возникновение условий, вызывающих одновременное замедление реле нескольких фаз защиты, практически невозможно, поэтому при этих видах к.з. защита срабатывает без замедления.

Структурная схема дифференциальной защиты содержит (рисунок 11): рабочую цепь РЦ; цепь торможения от второй гармоники ТЦ1; цепь процентного торможения ТЦ2, на вход которой подаются токи плеч защиты; времяимпульсный реагирующий орган РО; дифференциальную отсечку ДО, на вход которой с выхода РЦ подается выпрямленный ток; усилитель У; выходные реле ВР; блок питания БП; МПУ - модуль питания и управления.

Орган РО состоит из релейного формирователя прямоугольных импульсов РФ, элемента выдержки времени на возврат ВВ и элемента выдержки времени на срабатывание ВС.

В нормальном режиме и режиме внешнего к.з. рабочий ток на входе РО будет меньше суммы токов срабатывания (, поэтому сигнал на выходе РФ будет равен нулю.

Рисунок 11 - Структурная схема дифференциальной защиты.

При на входе РО и на выходе РФ появляется единичный сигнал, поступающий на вход ВВ, а это в свою очередь приводит к появлению единичного сигнала на выходе ВВ. При исчезновении единичного сигнала на входе ВВ сигнал на выходе ВВ становится равным нулю только по истечении выдержки времени элемента ВВ на возврат (), принятой для исполнения защиты на 50 Гц. Единичный сигнал на выходе ВС появляется при наличии единичного сигнала на входе ВС в течение времени, превышающего уставку элемента ВС на Этот сигнал усиливается усилителем, и защита срабатывает через выходные рле ВР.

При синусоидальном токе (рисунок 12) длительность пауз на выходе РФ зависит от отношения амплитуды тока к заданному уровню срабатывания . Если отношение такое, что , то на выходе ВВ появляется единичный сигнал, не имеющий пауз. При этом спустя время , на выходе ВС появляется сигнал, что приводит к срабатыванию защиты.

Учитывая высокие уровни токов к.з. и то, что минимальный ток срабатывания защиты не более 0,7 номинального. Можно считать, что при всех к.з. в защищаемой зоне обеспечивается соблюдение условия .

Рисунок 12 - Временная диаграмма работы реагирующего органа защиты при синусоидальном токе к.з. в защищаемой зоне.

Дифференциальная защита выполнена трехфазной, трехрелейной. Модуль реле защиты дифференциальный МРЗД (РЦ, ТЦ1, ТЦ2, ДО, РО) устанавливается в общей кассете (рисунок №13). В зависимости от конкретной схемы и параметров защищаемого трансформатора кассета дополняется необходимым числом выравнивающих автотрансформаторов тока и приставок дополнительного торможения, которые устанавливаются на панели защиты отдельно от кассеты.

Произведем выбор уставок и схемы включений защиты.

Выбор уставок и схемы включения защиты в основном сводится к расчету минимального тока срабатывания и коэффициента торможения чувствительного органа; выбору тока срабатывания отсечки; определению ответвлений в плечах рабочей и тормозной цепей, включая при необходимости выбор ответвлений выравнивающих автотрансформаторов; расчету чувствительности.

Определим первичные токи для всех сторон трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

, (53)

Ток на стороне ВН:

Ток на стороне СН:

Ток на стороне НН:

В соответствии со схемой соединения обмоток силового трансформатора Y/Y/Д выбираем схему соединения вторичных обмоток трансформаторов тока (ТА) Д/Д/Y. При этом устанавливаем в дифференциальные цепи три реле ДЗТ-21.

Расчетные коэффициенты ТА определяются по формуле:

, (54)

где - номинальный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А; - номинальный вторичный ток ТА.

Коэффициент схемы соединения обмоток ТА для Y равен 1, для Д- .

На стороне ВН:

Принимаем на высокой стороне трансформатор тока 300/5.

На стороне СН:

Принимаем на средней стороне трансформатор тока 1500/5.

На стороне НН:

Принимаем на низкой стороне трансформатор тока 5000/5

Затем по первичным токам определим соответствующие вторичные токи в плечах защиты с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока Кi и коэффициента схемы Kсх:

, (55)

На стороне ВН:

На стороне СН:

На стороне НН:

После выберем ответвление трансреактора Iотв,ном,осн реле TAV или выравнивающих автотрансформаторов для стороны, принятой за основную.

Для плеч защиты основной стороны номинальный ток ответвления трансреактора реле TAV или выравнивающих автотрансформаторов Iотв,ном,осн,, если последние используются в рассматриваемом плече, выбирается исходя из вторичного тока в этом плече защиты Iном,в,осн, соответствующего номинальной мощности трансформатора. При выборе ответвления необходимо руководствоваться следующим условием:
, (56)

За основную сторону может приниматься любая сторона, но иногда принимают ту, которой соответствует наибольший из вторичных токов в плечах защиты, так как при этом в общем случае третья составляющая тока небаланса получается меньше.

В связи с тем, что ближайшего из токов к номинальному трансреактора нет, то целесообразно включение выравнивающих автотрансформаторов.

В основную сторону (ВН) установим АТ-31, принимаем номинальный ток ответвления 2,9 А, с коэффициентом трансформации 2,9/5 = 0,58, что в свою очередь соответствует номинальному току ответвления №1 трансреактора.

Для плеч защиты неосновных сторон номинальный ток ответвлений трансреактора реле TAV или выравнивающих автотрансформаторов Iотв,ном,неосн выбирается исходя из вторичного тока Iном,в,неосн в плечах защиты на рассматриваемой неосновной стороне, соответствующего номинальной мощности трансформатора и выбранного ответвления Iотв,ном,осн для основной стороны:

, (57)

Для стороны СН:

В неосновную сторону (СН) установим АТ-31, принимаем номинальный ток ответвления 3,41А, с коэффициентом трансформации 3,41/5 = 0,682, что в свою очередь соответствует номинальному току ответвления №1 трансреактора.

Для стороны НН:

В неосновную сторону (НН) установим АТ-31, принимаем номинальный ток ответвления 3,41 А, с коэффициентом трансформации 3,41/5 = 0,682, что в свою очередь соответствует номинальному току ответвления №1 трансреактора.

Ответвления принимаются с номинальным током, равным расчетному или ближайшим меньшим (по каталожным данным). Для выравнивающих автотрансформаторов выбранные ответвления являются первичными (со стороны трансформаторов тока высокого напряжения).

Такой выбор необходим для обеспечения возможности выставления на реле уставки относительного минимального тока срабатывания I*с,р,min (при отсутствии торможения), соответствующий наименьшему возможному значению первичного минимального тока срабатывания защиты :

, (58)

Выбираются также токи ответвления промежуточных трансформаторов тока ТА Iотв,торм,ном цепи торможения реле и приставок дополнительного торможения исходя из вторичных токов Iномв в плече защиты и коэффициента трансформации КАТ выравнивающих автотрансформаторов тока.

, (59)

Для стороны ВН:

Это соответствует ответвлению №1 обмоток промежуточного трансформатора тока и тормозной приставки.

Для стороны СН:

Это соответствует ответвлению №1 обмоток промежуточного трансформатора тока и тормозной приставки.

Для стороны НН:

Это соответствует ответвлению №1 обмоток промежуточного трансформатора тока и тормозной приставки.

Выравнивающие автотрансформаторы допускают длительное протекание тока, равно трем номинальным токам ответвления, но не менее 1,2 и не более 10 А.

Дифференциальные и тормозные цепи защиты, а также тормозная приставка выдерживают длительное протекание тока 10 А на всех ответвлениях. Представим расчеты в виде таблицы (таблица 12).

Таблица 12

Уставку начала торможения принимаем равной 1 при условии, что торможение осуществляется от токов всех плеч защиты.

При таком выборе уставки начала торможения отсутствие торможения будет обеспечиваться при первичных токах меньше указанных:

, (60)

где Кток - коэффициент токораспределения соответственно для плеч защиты в рассматриваемом режиме.

Максимальный тормозной ток, соответствующий началу торможения, будет в режимах внешнего к.з., когда токи протекают только по плечам защиты, где выбраны ответвления промежуточных трансформаторов тока цепей торможения с большим номинальным током.

Определим расчетный первичный ток небаланса, по следующей формуле:

, (61)

где - составляющая, обусловленная погрешностью трансформатора тока; - составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора; - составляющая, обусловленная несовпадением расчетных токов и номинальных токов используемых ответвлений автотрансформаторов тока АТ-31 и АТ-32 или трансреактора реле TAV.

За расчетный принимается режим, при котором сумма трех составляющих тока небаланса будет максимальной, потому он выбирается из нескольких рассматриваемых режимов.

Первая составляющая определяется по выражению:
, (62)

где Кпер - коэффициент, учитывающий наличие периодической составляющей тока, принимается равным 1; Кодн - коэффициент однотипности трансформаторов тока, принимается равным 1; е - относительное значение полной погрешности трансформатора тока, вносимой выравнивающими автотрансформаторами тока, принимается 0,05о.е.

Составляющая определяется по выражению:

, (63)

где - относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на соответствующей стороне; Кток - коэффициенты токораспределения.

Составляющая определяется по выражению:

, (64)

где - расчетные значения токов в плечах неосновных сторон; - ближайшие к расчетным номинальные токи принятых ответвлений выравнивающих автотрансформаторов или трансреактора реле в плечах неосновных сторон.

Первичный минимальный ток срабатывания защиты (ее чувствительного органа) при отсутствии торможения Iс.зmin выбирается по следующим условиям.

Отстройка от расчетного первичного тока небаланса в режиме внешнего к.з., соответствующем началу торможения :

, (65)

где Котс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности реле, ошибки расчета и необходимый запас, принимаемый равным 1,5.

Обеспечение недействия защиты от тока небаланса переходного режима внешнего к.з. Гарантируется заводом-изготовителем при:

, (66)

А

За расчетное значение минимального тока срабатывания защиты принимается большее из значений 34,5 А.

Определим относительные минимальные токи срабатывания реле для всех плеч защиты, соответствующие минимальному току срабатывания защиты:

, (67)

Уставка , выставляемая на реле с помощью переменного резистора R13, принимается равной большему из полученных значений, потому расчетной стороной принимается та неосновная сторона, где ток принятого ответвления автотрансформатора в максимальной степени отличается от расчетного значения. В данном случае такой стороной является сторона НН, тогда:

Затем определим действительные токи срабатывания чувствительного органа защиты для всех плеч защиты, соответствующие принятой уставки.

, (68)

На стороне ВН:

На стороне СН:

На стороне НН:

Определим коэффициент торможения по следующей формуле:

, (69)

где - относительный максимальный расчетный вторичный ток небаланса, подводимый к ответвлению трансреактора реле TAV при расчетном внешнем к.з., от которого защита должна быть отстроена соответствующим выбором коэффициента торможения; - относительный ток срабатывания реле при отстствии торможения (уставки минимального тока срабатывания); - полусумма относительных вторичных токов, подводимых к ответвлениям промежуточных трансформаторов тока АТ цепи торможения реле и приставок дополнительного торможения при расчетном внешнем к.з.; - относительный вторичный ток начала торможения (уставка начала торможения); - коэффициент отстройки, принимаемый 1,5.

Относительный ток небаланса состоит из трех составляющих относительных расчетных вторичных токов небаланса.

, (70)

Первая составляющая тока небаланса рассчитывается по формулам

, (71)

, (72)

где - относительный вторичный ток расчетного внешнего к.з., подводимый к ответвлению трансреактора реле TAV от рассматриваемого плеча защиты; - первичный ток расчетного внешнего к.з. в рассматриваемом плече защиты; - принятый номинальный ток ответвленя трансреатора реле TAV рассматриваемого плеча защиты.

Для стороны ВН:

Для средней стороны СН:

Для низкой стороны НН:

Определим Кторм при к.з. в точке К3 (на низкой стороне). Первичная составляющая тока небаланса рассчитывается для низкой стороны.

Для обеспечения недействия защиты от тока небаланса переходного режима внешнего к.з. коэффициент, учитывающий переходной режим, Кпер принимается равным 1,5-2.

Относительное значение полной погрешности e трансформаторов тока, соответствующее установившемуся режиму к.з., или качаний при выборе трансформаторов тока по кривым предельных кратностей при 10%-ой погрешности принимается равным 0,1.

Вторая составляющая небаланса рассчитывается по выражению

, (73)

где - относительные вторичные токи при расчетном внешнем к.з., подводимые к ответвлениям трансреактора реле TAV от плеч защиты, соответствующих сторонам защищаемого оборудования, на которых производится регулирование напряжения.

Вторая составляющая тока рассчитывается для основной стороны.

Третья составляющая тока небаланса рассчитывается по выражению

, (74)

где - относительные вторичные токи при расчетном внешнем к.з., подводимые к ответвлениям трансреатора реле TAV от неосновных плеч защищаемого оборудования.

Ток небаланса:

, (75)

где - относительные вторичные токи при расчетном внешенм к.з., подводимые к ответвлениям промежуточных трансформаторов тока АТ цепи торможения реле и приставок дополнительного торможения от всех плеч защиты основной и неосновных сторон защищаемого оборудования, от которых осуществляется торможение.

, (76)

Относительный начальный ток торможения.

Коэффициент торможения в плече защиты низкой стороны.

Аналогично рассчитаем коэффициент торможения для стороны СН. Первая составляющая тока небаланса.

Вторая составляющая тока рассчитывается для основной стороны.

Ток небаланса равен.

Относительный начальный ток торможения.

Коэффициент торможения в плече защиты средней стороны.

Определим коэффициент торможения в случае внешнего к.з. со стороны ВН. Первая составляющая тока небаланса.

Вторая третья составляющие тока небаланса будет отсутствовать.

Расчетный ток небаланса.

Относительный начальный ток торможения.

Коэффициент торможения в плече защиты высокой стороны.

За расчетный для выбора Кторм принимается тот, при котором коэффициент получается максимальным, равный 0,44, и выставляется на реле с помощью переменного резистора R12.

Ток срабатывания определяется по условиям отстройки от броска намагничивающего тока трансформатора и от максимального тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего к.з. Отстройка от броска намагничивающего тока трансформатора надежно обеспечивается при минимальной уставке на реле по току срабатывания отсечки, равной 6*Iном.отв, так как ответвления рабочей цепи реле со стороны, где может быть подано напряжение толчком (ВН), примерно равны вторичным номинальным токам в соответствующих плечах защиты.

Токовые защиты трансформатора от сверхтоков короткого замыкания и перегрузок

На трансформаторах наряду с защитами, действующими при повреждении в трансформаторе и его соединениях, предусматриваются резервные защиты для действия при внешних коротких замыканиях в случае отказа защит или выключателей смежных элементов. В качестве защит от внешних коротких замыканий применяются токовые защиты с выдержкой времени с включением реле на полные токи фаз и на их симметричные составляющие. Эти защиты реагируют и на внутренние короткие замыкания, поэтому могут использоваться как резервные или даже как основные защиты трансформаторов.

Срабатывая, защита действует на отключение выключателей. Она может быть выполнена посредством вторичных реле прямого и косвенного действия на переменном и постоянном оперативном токе.

Токовая защита содержит три ступени: селективное действие первой ступени токовой защиты (токовая отсечка без выдержки времени) достигается тем, что ее ток срабатывания принимается большим максимального тока короткого замыкания, проходящего через защиту при повреждении вне защищаемого элемента; вторая ступень токовой защиты от междуфазных коротких замыканий - токовая отсечка с выдержкой времени; третья ступень токовой защиты от междуфазных коротких замыканий - максимальная токовая защита.

На многообмоточных трансформаторах максимальная токовая защита должна обеспечить отключение только того выключателя, со стороны которого происходит короткое замыкание. На трехобмоточном трансформаторе с односторонним питанием это достигается путем установки отдельных защит с каждой стороны (рисунок 13) и соблюдения следующего порядка при выборе выдержек времени (выбирается большее значение):

, (77)

, (78)

, (79)

На рисунке 13 каждая защита действует на отключение выключателя соответствующей стороны. Обычно схема выполняется так, что защита со стороны питания воздействует на выходное (промежуточное) реле, общее для всех основных защит трансформатора, и отключает все его выключатели.

Токовая защита от перегрузок. Перегрузка обычно является симметричной, поэтому защита от перегрузки выполняется одним реле тока КА1, выполненным в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий. Ток срабатывания защиты определяется по выражению:

, (80)

Рисунок 13 - Принципиальная схема максимальной токовой защиты трехобмоточного трансформатора.

Токовая защита от перегрузок. Перегрузка обычно является симметричной, поэтому защита от перегрузки выполняется одним реле тока КА1, выполненным в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий. Ток срабатывания защиты определяется по выражению:

, (80)

Следовательно, ток срабатывания реле с учетом коэффициента трансформации трансформатора тока и схемы их соединения:

, (81)

Коэффициент Котс учитывает только погрешность в токе срабатывания и принимается равным 1,5. Коэффициент выдержки времени Кв =0,8.

Для отстройки от кратковременных перегрузок и коротких замыканий предусматривается реле времени КТ1, рассчитанное на длительное прохождение тока в его обмотках. Выдержка времени принимается на ступень селективности больше, чем время срабатывания защиты трансформатора от внешних коротких замыканий.

На трехобмоточных трансформаторах с обмотками равной мощности и односторонним питанием защита от перегрузки устанавливается только со стороны питания.

Защита от перегрузки предусматривается при параллельной работе нескольких трансформаторов мощностью по 400 кВА и более, а также при раздельной работе и наличии УАВР с действием на сигнал, автоматическую разгрузку или отключение.

Рассмотренная защита не позволяет полностью использовать перегрузочную способность трансформатора. Наиболее объективным критерием перегрузки является не ток, а температура изоляции обмотки трансформатора.

Рисунок 14 - Максимальная токовая защита от внешних коротких замыканий с комбинированным пусковым органом напряжения.

Максимальная токовая защита с комбинированным пусковым органом напряжения. Так как максимальная токовая защита практически не может отличить токи внешних коротких замыканий от токов перегрузки, то рекомендуется максимальная токовая защита с комбинированным пусковым органом напряжения (рисунок 14).

Комбинированный пусковой орган напряжения состоит из минимального реле напряжения KV, включенного на междуфазное напряжение, и максимального реле напряжения KVZ, которое присоединяется к фильтру напряжения обратной последовательности. Благодаря реле KVZ схема имеет повышенную чувствительность, не зависящую от группы соединения обмоток трансформатора, за которым происходит несимметричное к.з. Срабатывая при несимметричных к.з., оно разрывает цепь обмотки реле KV, обеспечивая его действие независимо от остаточного напряжения. Реле KVZ кратковременно срабатывает и при трехфазных к.з., в связи с чем реле KV работает в условиях возврата, поэтому повышается чувствительность защиты и к симметричным к.з. Напряжение возврата минимального реле больше напряжения срабатывания в Кв раз, поэтому чувствительность защиты повышается в Кв раз. Напряжение срабатывания реле KVZ должно быть отстроено от напряжения небаланса нормального режима. По данным опыта эксплуатации, рекомендуется принимать Uср = 6 В. Напряжение срабатывания реле KV выбирают с учетом далее представленных условий:

Для минимального реле напряжения, включенного на междуфазное напряжение, исходя из обеспечения возврата реле в условиях самозапуска после отключения внешнего короткого замыкания

, (82)

по выражению отстройки от напряжения самозапуска Uсзп при включении от УАПВ или УАВР заторможенных двигателей нагрузки

, (83)

В расчетах напряжение принимают равным (0,9…0,85), а напряжение - равным примерно 0,7. Коэффициент отстройки и коэффициент возврата рекомендуется принимать равными 1,2.

При этом обеспечивается отстройка от защиты от перегрузок и появляется возможность при выборе тока срабатывания принять коэффициент Ксзп = 1. Защита при наличии секционного выключателя имеет две выдержки времени. С меньшей выдержкой она действует на отключение секционного выключателя, а с большей выдержкой времени - отключение трансформатора. - максимальная выдержка времени защиты элементов, подключенных к шинам трансформаторного напряжения.

В связи с наличием реле напряжения защита должна иметь требуемую чувствительность по току:

, (84)

При этом должно обеспечиваться КчI ? 1,2.

Наличие комбинированного пускового органа напряжения позволяет выбрать ток срабатывания защиты без учета перегрузки трансформатора по условию:

, (85)

где принимается равным 1,2, а Кв = 0,8.

Токовые защиты трансформатора ТДТН-40000/220 (МТЗ 6 кВ)

Защита от перегрузки

Отстройка от номинального тока трансформатора, А (формула 80):

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Ток срабатывания реле, А (формула 81):

где - коэффициент схемы, равный 1 (Y); КТТ - коэффициент трансформации трансформатора тока, 5000/5.

Время срабатывания защиты Тсз = 9 сек. Действие защиты на сигнал.

1-ая ступень МТЗ

Определим ток срабатывания защиты при обеспечении коэффициента чувствительности Кч = 1,5 при двухфазном к.з. на шинах 6 кВ, А:

, (86)

Ток срабатывания реле, А:

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек. Действие защиты на отключение В 6 кВ трансформатора и СВ 6 кВ.

2-ая ступень МТЗ с пуском по напряжению

Отстройка от номинального тока трансформатора, А (формула 85):

, (94)

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Ток срабатывания реле, А:

Определим коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. на шинах 6 кВ:

Время срабатывания защиты Тсз = 1,5 сек. Действие защиты на отключение В 6 кВ трансформатора.

Время срабатывания защиты Тсз = 2 сек. Действие защиты на отключение В 220,35, 6 кВ трансформатора.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,25 сек. Действие защиты на ускорение 2-ой ступени МТЗ 6 кВ.

Время срабатывания защиты Тсз = 1,1 сек. Действие защиты на отключение СВ 6 кВ трансформатора.

Защита минимальная.

Рассчитаем напряжение срабатывания защиты, В:

, (87)

где ; коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Напряжение срабатывания фильтр-реле обратной последовательности по условию отстройки от небаланса фильтра при нормальном режиме 6 В.

Напряжение срабатывания защиты Тсз = 6 сек. Действие защиты на отключение В 6 кВ трансформатора.

Токовые защиты трансформатора ТДТН-40000/220 (МТЗ 35 кВ)

Защита от перегрузки

Отстройка от номинального тока трансформатора, А:

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Ток срабатывания реле, А:

где - коэффициент схемы, равный 1 (Y); КТТ - коэффициент трансформации трансформатора тока, 1000/5.

Время срабатывания защиты Тсз = 9 сек. Действие защиты на сигнал.

1-ая ступень МТЗ

Определим ток срабатывания защиты при обеспечении коэффициента чувствительности Кч = 1,5 при двухфазном к.з. на шинах 35 кВ, А:

Ток срабатывания реле, А:

Время срабатывания защиты Тсз = 0,9 сек. Действие защиты на отключение В 35 кВ трансформатора.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек. Действие защиты на отключение СВ 35 кВ трансформатора. При близком к.з. на отходящей ВЛ возможно неселективное отключение.

Время срабатывания защиты Тсз = 1,4 сек. Действие защиты на отключение В 220, 35, 6 кВ трансформатора.

2-ая ступень МТЗ с пуском по напряжению

Отстройка от номинального тока трансформатора, А:

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Ток срабатывания реле, А:

Определим коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. на шинах 35 кВ:

Время срабатывания защиты Тсз = 2,5 сек. Действие защиты на отключение СВ 35 кВ трансформатора.

Время срабатывания защиты Тсз = 3 сек. Действие защиты на отключение В 35 кВ трансформатора.

Время срабатывания защиты Тсз = 3,5 сек. Действие защиты на отключение В 220, 35, 6 кВ трансформатора.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек. Действие защиты на ускорение 2-ой ступени МТЗ 35 кВ.

Защита минимальная.

Рассчитаем напряжение срабатывания защиты, В:

где ; коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Напряжение срабатывания фильтр-реле обратной последовательности по условию отстройки от небаланса фильтра при нормальном режиме 6 В.

Напряжение срабатывания защиты Тсз = 6 сек. Действие защиты на отключение В 6 кВ трансформатора.

Токовые защиты трансформатора ТДТН-40000/220 (МТЗ 220 кВ)

Защита от перегрузки

Отстройка от номинального тока трансформатора, А:

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Ток срабатывания реле, А:

где - коэффициент схемы, равный 1 (Y); КТТ - коэффициент трансформации трансформатора тока, 200/5.

Время срабатывания защиты Тсз = 9 сек. Действие защиты на сигнал.

МТЗ с пуском по напряжению

Отстройка от номинального тока трансформатора, А:

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Согласование тока срабатывания с защитой на вводах (6 кВ и 35 кВ), приведенное к высокой стороне, А:

, (88)

где - коэффициент согласования, равный 1,1; - ток срабатывания защиты рассматриваемого ступени (ввода).

Согласование с защитой на вводе 6 кВ:

Согласование с защитой на вводе 35 кВ:

Принимаем ток срабатывания защиты .

Ток срабатывания реле, А:

Определим коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. на шинах 6 кВ, приведенное к высокой стороне:

Определим коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. на шинах 35 кВ, приведенное к высокой стороне:

Время срабатывания защиты Тсз = 3,5 сек. Действие защиты на отключение В 220, 35, 6 кВ трансформатора.

Токовые защиты отходящей ячейки 6 кВ (ТСН)

Пользуясь данными таблицы 10, в которой указаны параметры трансформатора собственных нужд, определим коэффициент трансформации трансформаторов тока, соединенных по схеме «звезда» (Ксх=1) по формуле 54.

Номинальный максимальный ток ТСН:

Принимаем к установке трансформаторов тока 100/5.

Токовая отсечка.

Отстройка от токов трехфазного к.з. на шинах 0,4 кВ:

, (89)

где Кн = 1,2 ч 1,3 - коэффициент надежности, учитывает погрешность трансформаторов тока, реле и расчета; =2030 А (в дипломе не рассчитывалось).

Максимальный ток короткого замыкания определим по следующей формуле:

, (90)

где - сопротивление сети в максимальном режиме, приведенное к 6,6 кВ (рассчитан в п.5.2); - сопротивление трансформатора собственных нужд, поределяемый о формуле:

Определим максимальный ток короткого замыкания на стороне 0,4 кВ:

Тогда ток срабатывания защиты составит:

Ток срабатывания реле:

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

МТЗ.

Отстройка от номинального тока трансформатора, А

:

где коэффициент отстройки , коэффициент возврата .

Ток срабатывания реле, А:

Время срабатывания защиты Тсз = 1,0 сек.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,25 сек. Действие защиты на ускорение МТЗ.

Дифференциальная защита шин

На шинах станций и подстанций могут возникнуть трехфазные и двухфазные короткие замыкания, однофазные и двухфазные замыкания на землю, обрыв фаз.

К основным причинам замыканий на шинах относятся ошибочные действия эксплуатационного персонала при операциях с разъединителями, перекрытия изоляторов при грозах, загрязнения и гололед, поломка изоляторов разъединителей и т.д.

В результате замыканий на шинах могут произойти значительное понижение напряжение в энергосистеме, приводящее к расстройству технологического процесса на промышленных предприятиях, недоотпуску продукции; повреждения трансформаторов; потеря устойчивости энергосистемы; возможное полное отключение подстанций, линий электропередачи.

Подстанции напряжением 110 кВ и более, шины генераторного напряжения оснащаются специальной защитой шин.

Для защиты шин используются дифференциальная защита, дифференциальная защита с торможением, неполная дифференциальная защита.

Принцип действия защиты шин основан на сравнении токов в присоединениях. Для выполнения защиты на каждом присоединении устанавливаются трансформаторы тока с одинаковыми коэффициентами трансформации, их вторичные обмотки соединяются между собой параллельно и к ним подключается токовое реле (рисунок 15).

Рисунок 15 - Принцип действия дифференциальной защиты шин

При к.з. на шинах через реле протекает суммарный ток, под действием которого оно сработает.

При внешнем токе к.з. (рисунок 15, а) для реальных трансформаторов тока сумма токов в реле равна току небаланса, вызываемое погрешностями трансформаторов тока, и реле не работает.

Ток срабатывания защиты выбирается больше тока небаланса для исключения возможности ложного срабатывания защиты:

е*, (91)

где Кн - коэффициент надежности, принимается равным 1,5; Ка = 1 - коэффициент , учитывающий влияние апериодической составляющей тока короткого замыкания в переходном режиме; е - допустимая погрешность трансформаторов тока, 10%; - максимальное значение тока внешнего короткого замыкания.

Основными достоинствами дифференциальных токовых защит шин являются быстродействие, принципиальная простота реализации.

Одним из недостатков дифзащиты является возможность ложного срабатывания при обрыве соединительных проводов. Для устранения этого недостатка ток срабатывания защиты выбирают больше тока наиболее нагруженного присоединения:

, (92)

где Кн - коэффициент надежности, принимается равным 1,1ч1,2.

Рассмотрим токовую защиту для подстанции с двумя рабочими системами шин.

В этой схеме каждое присоединение считается фиксированным. В процессе оперативных переключений, связанным с переводом присоединения на другую систему, фиксация может нарушаться. В таких случаях эксплуатационный персонал для обеспечения правильного действия защиты должен произвести необходимые переключения в токовых цепях.

На рисунке 16 представлена примерная схема дифференциальной защиты для подстанции с фиксированным включением присоединений.

В состав защиты входят три измерительных комплекта. Индивидуальные комплекты КАТ1 и КАТ2, предназначенные для защиты отдельной системы шин, включены на сумму токов присоединения этих шин. Групповой комплект КАТ3 включен на сумму токов присоединений обеих систем шин и предназначен для защиты шин при нарушении фиксации присоединений. Схема цепей постоянного тока собрана таким образом, что плюс на контакты реле КАТ1 и КАТ2 подается только после срабатывания КАТ3. При фиксированном включении присоединений в случае возникновения внешнего к.з. все три реле не работают, а при замыкании на одной из систем шин сработает групповой комплект и один из индивидуальных, в результате чего будет отключена только поврежденная система шин.

При изменении фиксации присоединений селективность действия индивидуальных комплектов нарушается. В случае возникновения внешнего к.з. защита не сработает, так как, несмотря на срабатывание индивидуальных комплектов, групповой комплект не разрешает прохождение команды на отключение выключателей.

Рисунок 16 - Схема дифференциальной защиты для подстанции с фиксированным включением присоединений

При коротком замыкании на любой из систем шин произойдет отключение всех присоединений.

Для исключения неселективности действия дифференциальной защиты при изменении фиксации присоединений оперативный персонал должен произвести необходимое переключение во вторичных цепях.

Коэффициент чувствительности защиты определяется по выражению:

, (93)

где - минимальное значение тока внешнего короткого замыкания.

Расчетное число витков дифференциального реле определяется по формуле (принимается в ближайшую меньшую сторону):

, (94)

При отсутствии торможения (Iтрм = 0) ток срабатывания принимает значение минимального тока срабатывания Iсзmin. Ему соответствует минимальная МДС срабатывания Fсрmin, равная 100 А. Таким образом, для отстройки защиты от бросков первичного тока небаланса Iнбmax при внешних к.з. необходимо соответствующим образом выбрать помимо минимального тока срабатывания защиты еще и число витков тормозной обмотки Wтрм:

, (95)

где = 1,5; - число витков обмотки ННТ реле на стороне, к которой присоединена тормозная обмотка; tgб - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле, соответствующий минимальному торможению (для ДЗТ-11 принимается равным 0,75).

При внешних к.з. несрабатывание защиты будет обеспечено, если удовлетворяется условие:

, (96)

Дифференциальные защиты обеспечивают быстрое и селективное отключение повреждений в зоне, охватываемой трансформаторами тока.

При выборе схемы дифференциальной защиты прежде всего рассматривалась возможность применения наиболее простой из дифференциальных защит - дифференциальной токовой отсечки. Только в случае ее недостаточной чувствительности следует использовать реле РНТ. Защиты с реле, имеющих торможение, наиболее сложны, и их применение оправдано только невозможностью отстройки защиты без торможения от установившихся значений максимального тока небаланса при внешних токах короткого замыкания.

Дифференциальная защита шин 220 кВ (РЕЛЕ ДЗТ-11)

Рассчитаем коэффициент трансформации трансформаторов тока ТА, соединенных по схеме звезда (), определяется по формуле 54:

где - номинальный ток на стороне высокого напряжения трансформатора, А; - номинальный вторичный ток ТА.

Принимаем на высокой стороне трансформатор тока 200/5.

Максимальный первичный ток нагрузки будет равен (формула 5):

Определим первичный расчетный ток срабатывания по условию отстройки от максимального тока нагрузки, А (формула 92):

где Кн - коэффициент надежности, принимается равным 1,1ч1,2.

Определим первичный расчетный ток срабатывания по условию отстройки от тока небаланса при максимальном токе внешнего короткого замыкания, А (формула 91):

е*0,1*

где Кн - коэффициент надежности, принимается равным 1,5; Ка = 1 - коэффициент , учитывающий влияние апериодической составляющей тока короткого замыкания в переходном режиме; е - допустимая погрешность трансформаторов тока, 10%; - максимальное значение тока внешнего короткого замыкания.

Принимаем для дальнейших расчетов .

Расчетное число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора ДЗТ-11 по формуле 94:

При отсутствии торможения (Iтрм = 0) ток срабатывания принимает значение минимального тока срабатывания Iсзmin. Ему соответствует минимальная МДС срабатывания Fсрmin, равная 100 А.

Принимаем Уточним значение при выбранном числе обмоток.

Принимаем окончательно .

Определим число витков тормозной обмотки Wтрм (tgб = 0,75):

где = 1,5;

Принимаем Wтрм = 2.

Рассчитаем минимальный коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. на шинах:

Принимаем время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Дифференциальная защита шин 35 кВ (РЕЛЕ РНТ-565)

Рассчитаем коэффициент трансформации трансформаторов тока ТА, соединенных по схеме звезда (), определяется по формуле 54:

где - номинальный ток на стороне высокого напряжения трансформатора, А; - номинальный вторичный ток ТА.

Принимаем на высокой стороне трансформатор тока 1000/5.

Максимальный первичный ток нагрузки будет равен:

Определим первичный расчетный ток срабатывания по условию отстройки от максимального тока нагрузки, А (формула 92):

где Кн - коэффициент надежности, принимается равным 1,1ч1,2.

Определим первичный расчетный ток срабатывания по условию отстройки от тока небаланса при максимальном токе внешнего короткого замыкания, А (формула 91):

е*0,1*

где Кн - коэффициент надежности, принимается равным 1,5; Ка = 1 - коэффициент , учитывающий влияние апериодической составляющей тока короткого замыкания в переходном режиме; е - допустимая погрешность трансформаторов тока, 10%; - максимальное значение тока внешнего короткого замыкания.

Принимаем для дальнейших расчетов .

Расчетное число витков рабочей обмотки насыщающегося трансформатора ДЗТ-11 по формуле 94:

При отсутствии торможения (Iтрм = 0) ток срабатывания принимает значение минимального тока срабатывания Iсзmin. Ему соответствует минимальная МДС срабатывания Fсрmin, равная 100 А.

Принимаем Уточним значение при выбранном числе обмоток.

Принимаем окончательно .

Рассчитаем минимальный коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. на шинах:

Принимаем время вывода ДЗШ из оперативных цепей Тв = 20 сек.

Дистанционная защита воздушных линий

Принцип действия дистанционной защиты основан на контроле изменения сопротивления. В нашем случае защищаемым объектом являются линии, параметры напряжения на шинах и токи в линиях которых в нормальном режиме близки к номинальным.

При возникновении к.з. напряжение на шинах уменьшается, ток в линиях увеличивается, контролируемое сопротивление уменьшается:

, (97)

где - сопроиивление линии на 1км линии,Ом; L - длина линии, км.

Следовательно, контролируя изменение сопротивления можно, факт возникновения короткого замыкания и оценить удаленность точки короткого замыкания.

Обычно дистанционная защита выполняется в виде трех ступеней. Первая ступень предназначена для работы при к.з. на защищаемой линии Zсз< Zл, то есть сопротивление срабатывания защиты должно быть меньше сопротивления линии. м

Как правило, первая ступень охватывает 85% длины защищаемой линии (рисунок 17). При к.з. в зоне действия первой ступени защита работает без выдержки времени.

Вторя ступень предназначена для надежной защиты всей линии. Ее зона действия попадает на смежную линию, поэтому для исключения неселективного срабатывания защиты при к.з. на отходящей линии вводится замедление на срабатывание (0,4ч0,5 сек).

Третья ступень выполняет функции ближнего и дальнего резервирования.

Структурная схема дистанционной защиты трехступенчатой представлена на рисунке 18. В зоне действия первой ступени срабатывают дистанционные органы первой KZ1, второй KZ2 и третьей KZ3 ступеней. Сигналы от реле сопротивлений каждой ступени поступают на схемы логического умножения. Одновременно на другие входы схем подаются сигналы блокировки от качаний AKB и блокировки от нарушения цепей напряжения KBV.

Блокировка от нарушения цепей KBV запрещает работу защиты при неисправности цепей напряжения. В случае срабатывания автоматических выключателей или предохранителей цепей трансформатора напряжения напряжение, подводимое к реле сопротивления, может оказаться недопустимо мало, что приведет к ложному действию защиты.

Блокировка от качаний AKB запрещает работу защиты при нарушении устойчивости в энергосистеме.

Сигналы с выходов схем логического умножения подаются на выходное реле KL и реле времени KT2 и КТ3. Первым срабатывает реле KL, подавая команду на отключение выключателя без выдержки времени.

Рисунок 17 - Принцип действия дистанционной защиты.

Рисунок 18 - Структурная схема дистанционной защиты

При к.з. в зоне действия второй ступени срабатывают дистанционные органы второй KZ2 и третьей ступени KZ3. Реле времени КТ2, отработав выдержку порядка (0,4ч0,5 сек), формирует команду на отключение выключателя.

Третья ступень работает при отказе первой или второй ступеней защит или несрабатывании защит смежных присоединений.

Выбор параметров срабатывания дистанционной защиты. Первичное сопротивление срабатывания первой ступени выбирается из условия отстройки от к.з. на шинах противоположной подстанции:

, (98)

где Кн = 0,8ч0,85 - коэффициент надежности, учитывающий погрешности трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, реле сопротивления и погрешности расчета; Zл - сопротивление линии, Ом.

Предварительное сопротивление срабатывания второй ступени определяют по условию отстройки от тока к.з. за трансформатором приемной подстанции:

, (99)

Коэффициент чувствительности второй ступени определяется по выражению:

, (100)

Выдержка времени для второй ступени принимается равной 0,4ч0,5 сек.

Сопротивление срабатывания третьей ступени выбирается из условия отстройки от нагрузочного режима:

, (101)

где - минимальное напряжение на шинах подстанции, В; - максимальный ток нагрузки, А; - коэффициент надежности; - коэффициент возврата; - расчетный угол нагрузки; - угол максимальной чувствительности реле.

Требуемый коэффициент чувствительности оценивается по к.з. в конце зоны резервирования. Его значение должно быть не менее 1,2.

Расчет первичного сопротивления срабатывания защиты на сопротивление срабатывания реле производится по выражению:

, (102)

где - сопротивление срабатывания реле, Ом; - сопротивление срабатывания защиты, Ом; - коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения.

Помимо дистанционной защиты на линиях установлена токовая защита - токовая отсечка, определяемая по условию:

, (103)

где Кн = 1,2 ч 1,3 - коэффициент надежности, учитывает погрешность трансформаторов тока, реле и расчета.

Токовая отсечка не требует выдержки времени, селективность работы достигается за счет ограничения зоны действия. Так как отсечка не охватывает всю линию, потому она является вспомогательной защитой к дистанционной.

Дистанционная защита ВЛ 35 кВ (№91 и №92)

Воздушные линии 35 кВ №91 и №92 запитывают подстанцию «Инзерей» с установленными на ней двумя трансформаторами типа ТМН-6300/35/6 (Uk =7,5%, ДPк = 46,5 кВт, Rт = 1,4 Ом, Хт = 14,6 Ом), ВЛ типа АС 150/24 (L = 9,5 км, R0 = 0,198 Ом/км, Х0 = 0,406 Ом/км).

Максимальная нагрузка в этих линиях составит:

Тогда коэффициент трансформации трансформатора тока при соединении в «звезду» (Ксх = 1) определим по формуле 54:

Принимаем на высокой стороне трансформатор тока 200/5.

Коэффициент трансформации трансформатора напряжения 35000/100.

Сопротивление ВЛ, Ом (формула 2):

Тогда полное сопротивление линии составит:

Полное сопротивление трансформатора будет равно:

Первая ступень дистанционной защиты.

Отстройка от токов к.з. на шинах 35 кВ ТП «Инзерей»:

где Кн = 0,8ч0,85 - коэффициент надежности, учитывающий погрешности трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, реле сопротивления и погрешности расчета; Zл - сопротивление линии, Ом.

Расчет первичного сопротивления срабатывания защиты на сопротивление срабатывания реле производится по выражению:

где - сопротивление срабатывания реле, Ом; - сопротивление срабатывания защиты, Ом; - коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения.

Отношение R/X = 1,88/3,86 = 0,49.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Вторая ступень дистанционной защиты.

Отстройка от токов к.з. за трансформатором ТП «Инзерей»:

Сопротивление срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности второй ступени определяется по выражению:

Отношение R/X = 3,28/18,46 = 0,18.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек.

Третья ступень дистанционной защиты.

Определим сопротивление срабатывания защиты при обеспечении коэффициента чувствительности 1,2 при трехфазном к.з. за трансформатором:

Сопротивление срабатывания реле:

Отношение R/X = 3,28/18,46 = 0,18.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек.

Токовая отсечка.

Отстройка от токов трехфазного к.з. на шинах 35 кВ ТП «Инзерей»:

где Кн = 1,2 ч 1,3 - коэффициент надежности, учитывает погрешность трансформаторов тока, реле и расчета; (в дипломе не рассчитывалось).

Ток срабатывания реле:

Определим коэффициенты чувствительности ТО при двух- и трехфазном к.з. в начале линии:

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Дистанционная защита ВЛ 35 кВ (№94 и №93)

Воздушные линии 35 кВ №91 и №92 запитывают подстанцию «№3Х; 2Х» с установленными на ней двумя трансформаторами типа ТДНС-10000/35/6 (Uk =8%, ДPк = 60 кВт, Rт = 0,735 Ом, Хт = 9,8 Ом), ВЛ типа АС 150/24 (L = 15,3 км, R0 = 0,198 Ом/км, Х0 = 0,406 Ом/км).

Максимальная нагрузка в этих линиях составит:

Тогда коэффициент трансформации трансформатора тока при соединении в «звезду» (Ксх = 1):

Принимаем на высокой стороне трансформатор тока 300/5.

Коэффициент трансформации трансформатора напряжения 35000/100.

Сопротивление ВЛ, Ом:

Тогда полное сопротивление линии составит:

Полное сопротивление трансформатора будет равно:

Первая ступень дистанционной защиты.

Отстройка от токов к.з. на шинах 35 кВ ТП «№3Х; 2Х»:

где Кн = 0,8ч0,85 - коэффициент надежности, учитывающий погрешности трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, реле сопротивления и погрешности расчета; Zл - сопротивление линии, Ом.

Расчет первичного сопротивления срабатывания защиты на сопротивление срабатывания реле производится по выражению:

где - сопротивление срабатывания реле, Ом; - сопротивление срабатывания защиты, Ом; - коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения.

Отношение R/X = 3,03/6,21 = 0,49.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Вторая ступень дистанционной защиты.

Отстройка от токов к.з. за трансформатором ТП «№3Х; 2Х»:

Сопротивление срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности второй ступени определяется по выражению:

Отношение R/X = 3,77/16,01= 0,24.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек.

Третья ступень дистанционной защиты.

Определим сопротивление срабатывания защиты при обеспечении коэффициента чувствительности 1,2 при трехфазном к.з. за трансформатором:

Сопротивление срабатывания реле:

Отношение R/X = 3,77/16,01= 0,24.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек.

Токовая отсечка.

Отстройка от токов трехфазного к.з. на шинах 35 кВ ТП «№3Х; 2Х»:

где Кн = 1,2 ч 1,3 - коэффициент надежности, учитывает погрешность трансформаторов тока, реле и расчета; =1850 А (в дипломе не рассчитывалось).

Ток срабатывания реле:

Определим коэффициенты чувствительности ТО при двух- и трехфазном к.з. в начале линии:

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Дистанционная защита ВЛ 35 кВ (№95 и №96)

Воздушные линии 35 кВ №91 и №92 запитывают подстанцию «№1Х; 6» с установленными на ней двумя трансформаторами типа ТДНС-10000/35/6 (Uk =8%, ДPк = 60 кВт, Rт = 0,735 Ом, Хт = 9,8 Ом), ВЛ типа АС 150/24 (L=2,4км, R0 = 0,198 Ом/км, Х0 = 0,406 Ом/км).

Максимальная нагрузка в этих линиях составит:

Тогда коэффициент трансформации трансформатора тока при соединении в «звезду» (Ксх = 1):

Принимаем на высокой стороне трансформатор тока 300/5.

Коэффициент трансформации трансформатора напряжения 35000/100.

Сопротивление ВЛ, Ом:

Тогда полное сопротивление линии составит:

Полное сопротивление трансформатора будет равно:

Первая ступень дистанционной защиты.

Отстройка от токов к.з. на шинах 35 кВ ТП «№1Х; 6»:

где Кн = 0,8ч0,85 - коэффициент надежности, учитывающий погрешности трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, реле сопротивления и погрешности расчета; Zл - сопротивление линии, Ом.

Расчет первичного сопротивления срабатывания защиты на сопротивление срабатывания реле производится по выражению:

где - сопротивление срабатывания реле, Ом; - сопротивление срабатывания защиты, Ом; - коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения.

Отношение R/X = 3,03/6,21 = 0,49.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Вторая ступень дистанционной защиты.

Отстройка от токов к.з. за трансформатором ТП «№1Х; 6»:

Сопротивление срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности второй ступени определяется по выражению:

Отношение R/X = 3,2/14,83= 0,22.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек.

Третья ступень дистанционной защиты.

Определим сопротивление срабатывания защиты при обеспечении коэффициента чувствительности 1,2 при трехфазном к.з. за трансформатором:

Сопротивление срабатывания реле:

Отношение R/X = 3,2/14,83= 0,22.

Время срабатывания защиты Тсз = 0,5 сек.

Токовая отсечка.

Отстройка от токов трехфазного к.з. на шинах 35 кВ ТП «№1Х; 6»:

где Кн = 1,2 ч 1,3 - коэффициент надежности, учитывает погрешность трансформаторов тока, реле и расчета; =2030 А (в дипломе не рассчитывалось)

Ток срабатывания реле:

Определим коэффициенты чувствительности ТО при двух- и трехфазном к.з. в начале линии:

Время срабатывания защиты Тсз = 0,1 сек.

Газовая защита трансформатора ТДТН-40000/220

Рассмотренная ранее дифференциальная токовая защита имеет тот недостаток, что может отказать из-за недостаточной чувствительности при внутренних коротких замыканиях, например витковых. Это вызывает необходимость установить наряду с дифференциальной и газовую защиту.

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Рисунок 19 - Газовое реле защиты трансформатора BF-80/Q

Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рисунок 19, а). На трансформаторах ТДТН-40000/220 установим реле BF-80/Q с чашкообразными элементами 1 и 2 (рисунок 19, б).

Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашечек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашечек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживается пружинами 6 в положении, указанном на рисунке. Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет tср = 0,05…0,5 сек. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

Монтаж газовой защиты связан с выполнением некоторых специфических требований: для беспрепятственного прохода газов в расширитель должен быть небольшой подъем (1,0ч1,5% у крышки трансформатора и 2ч4% у маслопровода) от крышки к расширителю; нижний конец маслопровода, входящий внутрь трансформатора, должен заделываться с внутренней поверхности крышки, а нижний конец выхлопной трубы - вдаваться внутрь трансформатора; контрольный кабель, используемый для соединения газового реле с панелью защиты или промежуточной сборкой зажимов, должен иметь бумажную, а не резиновую изоляцию, так как резина разрушается под действием масла; действие газовой защиты на отключение необходимо выполнить с самоудержанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками потока масла при бурном газообразовании.

В схеме защиты на переменном оперативном токе (рисунок 20) самоудерживание достигается путем шунтирования нижнего контакта газового реле KSG верхним замыкающим контактом реле KL. Самоудерживание автоматически снимается после разрыва цепи отключения вспомогательным контактом Q1.2 выключателя Q1.Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам.

Рисунок 20 - Принципиальная схема газовой защиты трансформатора на переменном оперативном токе

Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых - нереагирование ее на повреждения вне бака трансформатора, в зоне между трансформаторам и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадания воздуха в бак трансформатора, что может быть, например при доливке масла после ремонта системы охлаждения и др.

В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

Необходимо также отметить, что начальная стадия виткового замыкания может и не сопровождаться появлением дуги и газообразованием. В таком случае газовая защит анне действует, и витковые замыкания в трансформаторе могут длительно оставаться незамеченными.

Организационно-экономическая часть проекта

Проблемы оценки надежности релейной защиты

Рассматривая вопросы оценки надежности релейной защиты, показано, что существующая методика, как российская, так и зарубежная, не позволяют корректно оценивать надежность РЗ.

Как известно, в 25-28% случаев причиной возникновения крупнейших системных аварий, имевших место в мире, были отказы релейной защиты. А если добавить к этому, в 50-70% случаев перехода обычного аварийного режима в тяжелую системную аварию повинна также релейная защита, то становится очевидным первостепенная важность такого параметра, как надежность релейной защиты.

Рисунок 21 - Диаграммы отказов релейной защиты с применением традиционных (слева) и микропроцессорных релейных устройств (справа).

Надежность объекта заключается не только в «выполнении им требуемых функций» (ГОСТ 27.002-89), но и в свойстве «сохранять во времени способность выполнять требуемые функции». Совершенно очевидно, что «выполнение функций» и «способность выполнять функции» это не одно и то же

На рисунке 21 приведены диаграммы с анализом причин повреждаемости реле защиты: 1 - отказы из-за ошибок при тестировании и эксплуатации, 2 - отказы из-за ошибок в уставках и настройках, 3 - конструктивные недостатки, 4 - технические проблемы, 5 - отказы по неустановленным причинам. На каждом из рисунков помещены две диаграммы: одна для электромеханических реле защиты (слева), другая для микропроцессорных (справа). При составлении этих диаграмм не учитывалось число установленных реле, для которых приведены численные значения по отказам, поэтому и сравнивать между собой левые и правые диаграммы нельзя. Это типичная ошибка учета абсолютных, а не нормализованных (т.е. отнесенных к числу рассматриваемых объектов) значений.

Совершенно очевидно, что корректный анализ диаграмм возможен только в части процентного соотношения причин, вызвавших отказы того или иного вида реле, но не в сравнении между собой абсолютных показателей надежности ЭМ и МУРЗ. Важный вывод, который можно сделать из анализа этих диаграмм, заключается в резком возрастании процента отказов РЗ, связанных с так называемым «человеческим фактором» при переходе с ЭМ на МУРЗ: процент отказов, связанных с ошибками в установках и настройках реле, возрос почти в 6 раз; при испытаниях и при эксплуатации РЗ - в 4 раза.

Вывод о существенном влиянии «человеческого фактора» на состояние РЗ подтверждается также и данными российских специалистов, согласно которым уже сегодня «человеческий фактор» присутствует в 52,8% случаев неправильных действий РЗ. В западных же странах этот процент еще более высок и доходит до 78%, т.е. фактически этот фактор является основной причиной проблем с РЗ.

Согласно данным, опубликованным зам. начальника службы релейной защиты Центрального диспетчерского управления ЕЭС России А.Н. Владимировым [12]:

«За 2000-2009 годы по ЛЭП и оборудованию напряжением 110-750 кВ зафиксировано 2913 случаев работы цифровых устройств релейной защиты. Из них правильно в 89,5% случаев, неправильно в 10,6% случаев. За этот же интервал времени электромеханические устройства релейной защиты работали 17529 раз. Из них правильно в 93,53%, неправильно в 6,48%. Микроэлектронные устройства релейной защиты работали 5685 раз. Из них правильно в 92,91% случаев и в 7,07% случаев неправильно».

Эти данные являются нормализованными (т.е. число отказов каждого вида реле представлено в процентах общего числа срабатываний каждого вида реле). При этом уже простое деление 10,6 на 6,48 позволяет получить реальную картину. Оказывается, что даже при существующей, не учитывающей всех факторов оценке надежности РЗ, получается, что МУРЗ на 60% менее надежны, чем ЭМ.

Экономическое сопоставление вариантов с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств РЗ

Экономическое сравнение вариантов проектирования с применением ЭМ и МУРЗ произведем согласно действующей ведомости рабочих чертежей основного комплекта подстанции «Харьягинская». Сюда входят следующие защиты, имеющиеся на подстанции: центральная сигнализация, щит постоянного тока, защита линии 220 кВ, управление выключателями, УРОВ 220 кВ, дифференциальная защита шин, дифференциальная защита трансформатора, регулирование под нагрузкой (РПН), АЧР шин 35 кВ, дистанционные защиты ВЛ 35 кВ, защита секционных выключателей и др.

В качестве микропроцессорных устройств релейной защиты в ниже представленной таблице 13 будем использовать МУРЗ типа «СИРИУС» и «Орион». Данные устройства имеют возможность согласования между собой.

Устройство является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Применение в устройстве модульной мультипроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного монтажа обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.

Реализованные в устройстве алгоритмы функций защиты и автоматики, а также схемы подключения устройства разработаны по требованиям к отечественным системам РЗА в сотрудничестве с представителями энергосистем и проектных институтов, что обеспечивает совместимость с аппаратурой, выполненной на различной элементной базе, а также облегчает внедрение новой техники проектировщикам и эксплуатационному персоналу.

Рассмотрим некоторые функции МУРЗ:

Устройство микропроцессорной защиты Сириус - ТЗ предназначено для выполнения функций основной защиты трехобмоточного трансформатора с высшим напряжением 35 - 220 кВ. Содержит ступени подменных МТЗ высшей, средней и низшей сторон трансформатора, которые выполнены с внешним комбинированным пуском напряжения. Устройство предназначено для установки на панелях и в шкафах, в релейных залах и пультах управления электростанций и подстанций 35 - 220 кВ. Возможно использование в качестве резервной защиты трансформатора (114578 руб);

Устройство Сириус-3-ДЗШ обеспечивает функции основной защиты, автоматики и сигнализации сборных шин напряжением 35-220 кВ с фиксированным или изменяемым присоединением элементов. Число контролируемых присоединений - до 16-ти. Устройство имеет пофазное исполнение, таким образом комплект дифференциальной защиты шин (ДЗШ) состоит из трех одинаковых устройств, каждое из которых подключается к своей фазе измерительных ТТ присоединений. Обеспечивает одновременно две системы шин (177000 руб);

Устройство дуговой защиты Орион-ДЗ предназначено для установки в каждой ячейке КРУ или КСО и является автономным блоком, выполняющим роль датчика возникновения электрической дуги, возникающей в распределительном устройстве, с последующим отключением поврежденной зоны (10443 руб);

Устройство ОРИОН-РТЗ предназначено для работы в качестве основной или резервной токовой защиты отходящих линий, а также силовых трансформаторов на энергообъектах напряжением 6-35 кВ с переменным оперативным током. Устройство предназначено для сопряжения с различными типами выключателей, в том числе прямого действия, работающих по принципу дешунтирования катушек отключения. Имеет УРОВ и токовые защиты (32922 руб);

Устройство Сириус2ДЗЛ обеспечивает основную защиту абсолютной селективности воздушных линий класса напряжений 6-220 кВ в сетях с эффективно заземленной или изолированной (компенсированной) нейтралью. Тип защиты абсолютной селективности - продольная дифференциальная токовая защита линии (ДЗЛ) с цифровым каналом связи (КС) по выделенной ВОЛС. Предусмотрено использование защиты на линиях с ответвлениями без источников питания. Включает в себя токовые защиты и дистанционную защиту (87350);

Устройство регулирования напряжения трансформатора Сириус2РН предназначено для управления электроприводами РПН при автоматическом регулировании коэффициента трансформации силовых трансформаторов. Устройство Сириус2-РН предназначено для установки на панелях и в шкафах в релейных залах и пультах управления электростанций и подстанций 3-500 кВ. Устройство Сириус-2РН предназначено для применения на подстанциях с плавно или резко изменяющейся нагрузкой (63248 руб);

Устройство Сириус21Л предназначено для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений напряжением 3-35 кВ. Устройство устанавливается в релейных отсеках КРУ, КРУН и КСО, на панелях и в шкафах в релейных залах и пультах управления электростанций и подстанций 6-35 кВ. Устройство предназначено для защиты воздушных и кабельных линий, а также трансформаторов, преобразовательных агрегатов и т.д. Устройство Сириус21-Л является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Включает в себя токовые защиты, УРОВ, АПВ, АЧР, защиты трансформатора (63248 руб);

Устройство Сириус-2-С предназначено для работы в качестве защиты секционного выключателя в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью напряжением 6 - 35 кВ. Устройство устанавливается в ячейке КРУ, КРУН или КСО и управляет высоковольтным выключателем. Устройство подключается к измерительным трансформаторам тока фаз А, В и С с номинальным вторичным током 5 А. Устройство выполняет функцию автоматического включения резерва (АВР) по входному внешнему сигналу. Предусмотрен вход для функции автоматического восстановления нормального режима после АВР. Включает в себя также токовые защиты, УРОВ, имеет входы от дуговой защиты (63248 руб);

Устройство микропроцессорной защиты Сириус-3-ДФЗ предназначено для защиты воздушных и кабельных линий 110-220 кВ в сетях с эффективнозаземленной нейтралью. Содержит основную защиту абсолютной селективности. Тип защиты абсолютной селективности - дифференциально-фазная защита (ДФЗ). Устройство не включает в себя функцию АУВ, поэтому подразумевается использование совместно с уже существующей схемой управления и АПВ выключателя или с отдельным терминалом АУВ. Устройство предусматривает возможность использования на противоположных концах защищаемой линии устройств других производителей, выполняющие аналогичные функции защиты, в том числе и панель защиты типа ДФЗ-201 (153400);

Устройство микропроцессорной защиты Сириус-3-УВ предназначено для выполнения функций управления, автоматики и сигнализации высоковольтного выключателя 110-220 кВ с трехфазным управлением в сетях с эффективнозаземленной нейтралью, а так же для выполнения функции резервных защит силового трансформатора и подменных защит воздушной линии. Содержит ступенчатые токовые защиты и функции автоматики - АПВ, УРОВ и др. (141600 руб);

Микропроцессорное устройство частотной разгрузки Сириус-АЧР предназначено для использования на электростанциях и подстанциях энергосистем с целью ликвидации дефицита активной мощности путем автоматического отключения потребителей при снижении частоты (АЧР) с последующим автоматическим включением отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ). Терминал Сириус-АЧР является централизованным устройством, выдающим сигналы отключения и последующего включения одного или нескольких присоединений, подведенных под частотную разгрузку. Наличие традиционных алгоритмов разгрузки типа АЧР-I, АЧР-II и ЧАПВ (АЧР-I имеет возможность блокировки по величине скорости снижения частоты), позволяет использовать устройство для замены существующих блоков АЧР (44781 руб);

Устройство центральной сигнализации Сириус-ЦС предназначено для построения систем центральной сигнализации на небольших подстанциях, либо для использования в качестве участкового блока в составе системы центральной сигнализации крупных подстанций. Устройство Сириус-ЦС позволяет обрабатывать сигналы, поступающие от микропроцессорных или электромеханических устройств защиты по шинкам сигнализации, фиксировать время появления и снятия сигналов сигнализации от конкретных устройств защиты, подключаемых к оптронным входам (до 32), а также формировать обобщенные сигналы сигнализации. УЦС (устройство центральной сигнализации) накапливает, обрабатывает, оперативно отображает информацию о состоянии объекта, а также передает ее на вышестоящий уровень по запросу. У Сириус-ЦС имеет четыре входа для подключения шинок сигнализации. Для каждого входа программируется тип сигнализации (аварийная или предупредительная), выдержка срабатывания (от 0 до 99,9 с), номинальное значение импульса тока (50 или 200 мА). Кроме того, устройство позволяет обслуживать шинки, к которым устройства защиты подключаются через указательные реле. Для этого устройство имеет релейные выход 'подрыва блинкеров', срабатывающий через программируемую выдержку времени при сохранении сигнала (72570 руб);

Блок питания Орион-БПМ2 обеспечивает устройства релейной защиты серий 'Орион', 'Сириус' и других, выполненных на микропроцессорной элементной базе, бесперебойным питанием на подстанциях с переменным оперативным током. Блок питания подключается к трансформаторам собственных нужд ТСН подстанции (РП) или трансформаторам напряжения ТН и трансформаторам тока защищаемого присоединения. Предусмотрено быстродействующее АВР цепей напряжения при питании от двух различных источников (8555 руб).

В качестве электромеханических (и микроэлектронных) устройств релейной защиты в ниже представленной таблице 13 будем использовать следующие типы реле и панели защит:

ШДЭ2802 и ДФЗ-201 - панели защит ВЛ 220 кВ;

ДЗТ-11 (+ доп.оборудование) - дифференциальная защита шин 220 кВ;

ДЗТ-21 (+ доп.оборудование) - дифференциальная защита трансформатора;

ПЗ 4М/2 - панель дистанционной защиты линий ВЛ 35 кВ;

РНТ-565 (+ доп.оборудование) - дифференциальная защита шин 35 кВ;

Комплекты токовых защит КЗ-9/2 и КЗ-12;

Защита секционных выключателей (шкаф);

Центральная сигнализация (шкаф);

Щит постоянного тока;

Щит собственных нужд (ТСН) и др.

Цены на электромеханические и микроэлектронные устройства рассчитаны согласно ведомости рабочих чертежей основного комплекта подстанции «Харьягинская».

Таблица 13 - Сравнение вариантов проектирования релейной защиты с применением ЭМ и МУРЗ

*через дробь указывается количество устройств РЗ: в числителе - для ЭМ, в знаменателе - для МУРЗ;

**в таблице не учтены цены на трансформаторы тока и напряжения

Результаты таблицы показывают, что применение электромеханических и микроэлектронных устройств релейной защиты является экономически выгодным условием их эксплуатации, что отличает ее стоимость от применения МУРЗ на 945 197 руб. Если к тому же учесть статистические данные о надежности, приведенные раннее, то пример расчета коммерческой эффективности инвестиционного проекта будем производить для электромеханических и микроэлектронных устройств релейной защиты и автоматики.

Коммерческая эффективность инвестиционного проекта

Сумма инвестиций определяется по спецификации оборудования подстанции, внедряемых в дипломном проекте. Рассмотренная в предыдущем пункте релейная защита будет сохранена согласно ведомости рабочих чертежей подстанции «Харьягинская».

В связи с реконструкцией подстанции на ней устанавливаются два трехобмоточных трансформатора ТДТН-40000/220, что свидетельствует о смене силового оборудования. Не смотря на это, большинство оборудования ранее установленного на подстанции подходит по всем техническим параметрам для дальнейшей эксплуатации, потому в замене не нуждается. Также для питания цепей релейной защиты и автоматики произведем замену трансформаторов тока.

Составим спецификацию инвестиционного проекта приобретаемых основных фондов, таблица 14.

Таблица 14 - Спецификация приобретаемых по проекту основных фондов

Сумма инвестиций по проекту составит:

, (104)

где - капвложения на проведение строительно-монтажных работ по проекту, руб.; - сумма балансовой стоимости облрудования, руб.:

, (105)

где - цена оборудования, руб.; - коэффициент транспортных расходов, 3%; - коэффициент на наладку (монтаж) оборудования, 7%.

Так как капитальные вложения на строительно-монтажные работы (демонтаж-монтаж силовых трансформаторов) составляют приблизительно 250000 руб, то:

Производственная программа устанавливаемого оборудования:

, (106)

где А - количество однотипных машин, агрегатов, аппаратов, установленных на участке, 2; Н - часовая норма производительности оборудования по паспорту завода-изготовителя, выраженная в количестве единиц продукции, 40 МВт*час; - эффективный плановый фонд времени работы единицы оборудования, ч:

, (107)

где - календарное число дней в году, 365; - коэффициент использования оборудования во времени (объем производственной программы принимается с нарастанием производственной мощности: 1-й год 0,4, 2-й год 0,5, 3-й год 0,6); - продолжительность смены работы оборудования, 24 ч; - коэффициент сменности, принимаем 1.

Рассчитаем коммерческую эффективность инвестиций по проекту:

Выручка от реализации продукции (электроэнергии)

Согласно приказа о ценах (тарифах) на электрическую энергию (мощность), поставляемую ОАО «Коми энергосбытовой компанией» по договорам энергоснабжения покупателям на территории Республики Коми, за исключением электрической энергии (мощности), поставляемой населению и приравненным к нему категориям потребителей, услуги по передаче электрической энергии (мощности) которым оказываются только с использованием объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, средневзвешенная стоимость электроэнергии с 1 января 2011 года в сетях высокого напряжения составит 1201,67 руб/(МВт*ч). Тогда на основании проектного объема выпуска продукции, определенного в производственной программе имеет выручку:

, (108)

Расчет себестоимости услуг

Материальные расходы

Расходы на эксплуатационное топливо определяется при наличии эксплуатационного автотранспорта, по периодам расчета не изменяются:

, (109)

где - цена топлива, 26 руб/л; - линейная норм расхода топлива на 100 км пробега, 30 л/100км; - планируемый пробег транспортного средства 200000 км; - дополнительная норма расхода топлива на 100 т.км, л, принимаем 0,85; - планируемый грузооборот, транспортная масса трансформатора 60000 т.км; К - суммарный корректирующий коэффициент к нормам расхода топлива, % (зимняя надбавка, условия эксплуатации).

Расходы на смазочные материалы определяются при наличии эксплуатационного автотранспорта, по периодам расчета не изменяются:

, (110)

где - планируемый процент расхода смазочных материалов, % (3%).

Расходы на электроэнергию

Расходы на электроэнергию как силовую, так и освещение примем согласно мощности установленных на подстанции 2-х трансформаторов собственных нужд (400 кВт) при коэффициенте их загрузки равной 0,6. Расходы на электроэнергию определим по следующей формуле:

, (111)

где - мощность ТСН, 2*400 кВт; - продолжительность смены, 24ч; - количество смен, равно 1; - количество рабочих дней в году, 365; - стоимость электроэнергии за 1 кВт*ч.

Прочие материальные затраты

Прочие материальные затраты рассчитываются условно как 5% от суммы основных материальных затрат:

, (112)

Полные материальные затраты:

Затраты на зарплату

Для расчета расходов на оплату труда необходимо определить численность рабочих Ч, используя трудоемкость Т (таблица 15) и эффективный фонд рабочего времени ФРВэф:

, (113)

Таблица 15 - Реестр ППР электрооборудования по ПС - 220/35/6 «Харьягинская» на 2011 г

*таблица включает не все оборудование подстанции, его дополнением являются «прочие».

Эффективный фонд рабочего времени рассчитывается на календарный год, с учетом установленных Трудовым кодексом РФ и коллективным договором продолжительности отпуска, количества праздничных и выходных дней, планируемых невыходов по болезни и при выполнении гособязанностей.

Расчет эффективного фонда рабочего времени одного работника (оперативно-ремонтного персонала) при 40-часовой рабочей неделе представим в табличной форме (таблица 16).

Таблица 16 - ФРВэф одного работника при 40-часовой рабочей неделе

Таким образом:

Зарплата по периодам расчета не изменяется, определяется по формуле:

, (114)

где - часовая тарифная ставка, принимаем 100 руб; ФРВпл - плановый фонд рабочего времени на год (включает отпускные часы, так как предприятию необходимо сформировать источники средств на дополнительную заработную плату, т.е. на оплату отпусков), равен 1920 ч; Пр - размер премирования, принимаем 50%; РК,СН - районный коэффициент и северная надбавка (20 и 50%).

Начисления на заработную плату единого социального налога

Определяется в соответствии с Налоговым кодексом, по периодам расчета не изменяются:

где Котч - ставка социального налога (в Пенсионный фонд, ФОМС, ФСС), равен 26,4 % (26% - налог на прибыль и 0,4 - страхование от НС).

Сумма амортизационных отчислений

, (115)

где - балансовая стоимость объекта основных фондов, руб; - установленный срок полезного использования основных фондов, 30 лет.; по периоду не изменяется:

Прочие затраты

Затраты на административно-управленческий аппарат

Расходы на АУП принимаются условно в размере 10% от затрат на заработную плату с отчислениями, по периодам расчета не изменяются:

Расчетно-кассовое обслуживание:

, (116)

где В - объем выручки, руб; Крко - установленный по договору с банком размер отчислений за осуществление расчетов, принимаем 0,015.

Итого управленческие затраты составят:

Налоги, относимые на себестоимость

Транспортный налог исчисляется на основании гл. 28 Налогового кодекса и региональным законодательством налоговых ставок с мощности двигателя (с каждой лошадиной силы), по периодам расчета не изменяется:

где - мощность двигателя (ЗИЛ131), 130 л.с.; - ставка транспортного налога, 8 руб; - списочное количество автомобилей («лаборатория», оперативно-ремонтная служба), ед.

Земельный налог определяется в зависимости от назначения земельных угодий и кадастровой стоимости земли, по периодам расчета не изменяется:

где S - площадь земельной территории, занимаемой подстанцией, равна 2500 м2 ; - кадастровая стоимость одного м2 (для северных районов РК), 10000 руб.; 0,3% - ставка налога (от кадастровой стоимости).

Плата за утилизацию отходов (ламп) при стоимости утилизации одной лампы 17 руб/лампа и их количестве (утилизируемых) составит:

Итого налоги, относимые на себестоимость, по периодам расчета не изменяются:

Страховые платежи

Страхование рисков относится на себестоимость в соответствии с Налоговым кодексом в пределах до 1% от выручки:

Обязательное страхование автогражданской ответственности ОСАГО по периодам расчета не изменяется, равна Сас = 7235,2 руб.

Итого страховые платежи:

Прочие неучтенные затраты

Прочие неучтенные затраты учитываются в размере 10% от суммы прочих учтенных затрат: 0,7497, 0,8127, 1,0865 млн.руб.

Всего прочие затраты:

, (117)

Полная себестоимость

Она исчисляется суммированием всех вышеперечисленных затрат:

, (118)

Формирование финансовых результатов

Налоги, относимые на финансовые результаты

Налог на имущество определяется, исходя из среднеостаточной стоимости имущества и ставки налога на имущество:

, (119)

где - среднегодовая остаточная стоимость амортизируемого имущества, руб; - ставка налога на имущество (2,2%).

, (120)

Бухгалтерская прибыль

, (121)

Налог на прибыль

, (122)

где - ставка налога на прибыль, 20 %.

Расчет чистой прибыли

, (123)

Расходы на погашение кредита

Расходы на погашение кредита производятся за счет чистой прибыли. Возврат суммы кредита принимаем равномерно в течение срока договора равными долями:

Уплата процентов за использование кредитом рассчитывается:

где Нк - процентная ставка банка по кредиту, %: 1-й год 18%, 2-й год 19%, 3-й год 19%.

Финансовый результат с учетом операционной деятельности (Роп):

, (124)

Экономическая прибыль

, (125)

В результате проведенных расчетов будут определены показатели выручки от реализации, текущих затрат с их детализацией, включаемых в себестоимость, чистой прибыли, которые в соответствии с производственной программой на три года приводятся в таблице №17. Необходимо заметить, что данные цифры могут меняться из-за роста стоимости на материалы, поэтому реализация проекта должна быть завершена за короткие сроки.

Таблица 17 - Финансовые результаты проекта

Исходя из полученных данных и принятой (с учетом ожидаемой инфляции, рисков и доходности проекта) ставки дисконтирования по годам 0,18 произведем расчет показателей коммерческой эффективности (таблица 18).

Из расчета таблицы №18 следует, что в первый год расчета чистый дисконтированный поток получил положительное значение (+199,83), т.е. вложенные инвестиции покрываются дисконтированным притоком: NPV > 0. Индекс доходности PI > 1,0 (13,29).

Таблица 18 - Расчет коммерческой эффективности проекта

Таким образом уже на первом году происходит процесс полного возмещения вложенного инвестором капитала, мероприятие начнет приносить дополнительную прибыль и с учетом дисконтирования срок окупаемости инвестиционного проекта составит:

Если срок окупаемости проекта соответствует ожиданиям инвестора и сопоставим с нормативным коэффициентом, то можно сделать вывод о привлекательности инвестиционного проекта, который в течение заданного срока позволит инвестору возвратить вложенные финансовые ресурсы и вознаградит инвестора за риск, причем в реальной оценке денежных средств с учетом инфляции.

Безопасность и экологичность проекта

Повышенное внимание к проблеме безопасности жизнедеятельности человека (БЖД) во всех средах обитания объясняется целым рядом факторов. Одним из основных направлений обеспечения безопасности человека, помимо экологических аспектов и резкого роста вероятности несчастных случаев в быту, остается профилактика производственного травматизма. Важнейшими причинами, определяющими необходимость совершенствования сложившейся системы обеспечения БЖД на производстве, являются изменение содержания труда и условий его выполнения, что, в свою очередь, сказывается на характере производственного травматизма.

При эксплуатации электроустановок возможны повреждения изоляции, нарушения блокировок и другие неисправности, которые могут являться причинами аварий и несчастных случаев с людьми. Во избежание подобных случаев охрана труда на предприятии должна строго придерживаться существующих правил и норм безопасности труда.

Энергоснабжающие организации особое внимание уделяют перечню вопросов по «Правилам безопасной эксплуатации электроустановок потребителей» и «Правилам устройства электроустановок».

Охрана труда при техническом обслуживании устройств релейной защиты, автоматики и средств электрических измерений

1 Общие требования безопасности.

1.1 Работы по монтажу, наладке и обслуживанию приборов измерения и учёта электрической энергии, устройств релейной защиты и средств автоматики, а также измерения электрических величин, выполняются электротехническим персоналом УРНЭО, прошедшем производственное обучение, сдавшим экзамены на знание ПЭЭП, ПТБ при эксплуатации электроустановок потребителей, нормативных документов по ремонту и наладке устройств РЗ и А и средств измерений, и допущенным к самостоятельной работе.

1.2 Работники, не достигшие 18-летнего возраста, к работе в электроустановках не допускаются.

1.3 Персонал, производящий работы в действующих электроустановках, должен пройти медицинское освидетельствование на общих основаниях и не должен иметь увечий и болезней ( стойкой формы), мешающих производственной работе.

1.4 Работы, связанные с подачей испытательного напряжения для проверки устройств РЗ и А и комплексного опробования, должны проводиться бригадой, состоящей не менее чем из 2-х человек. Производитель работ в этом случае должен иметь квалификационную группу не ниже 4-й, а члены бригады не ниже 3-й.

1.5 При производстве работ запрещается пользоваться неисправными и не прошедшими госповерку приборами и установками, проводами и кабелями с нарушенной или недостаточной для данного класса напряжения изоляцией. При обнаружении каких-либо неисправностей, необходимо немедленно приостановить работы и доложить о них начальнику УРНЭО (производителю работ). До устранения неисправности производить работы запрещается.

1.6 При производстве работ пользуйтесь необходимыми средствами индивидуальной защиты, обеспечивающими безопасность работ:

диэлектрические перчатки, коврики, подставки;

указатели напряжения до 1000 В;

инструмент с изолированными рукоятками;

спец. одежда из хлопчатобумажной ткани, спец. обувь;

каска для защиты головы.

2 Требования безопасности перед началом работ.

2.1 Работа начинается с ознакомлением накопившихся замечаний в дефектном журнале и изучения однолинейной схемы электроустановки.

2.2 Комплектуют и изучают схемы вторичной коммутации в объеме необходимом для производства работ. Начинать необходимо с принципиальных схем общего назначения: распределение оперативного тока и размещение соответствующих шинок, схем сигнализации и т. д., а затем переходить к принципиальным схемам отдельного присоединения.

2.3 При изучении принципиальных схем отдельного присоединения необходимо убедиться, что маркировка элементов вторичных цепей выполнена в соответствии с этими схемами, что измерительные приборы и реле соответствуют коэффициентам трансформации трансформаторов тока и напряжения, выходные реле обеспечивают надёжную работу исполнительных устройств, что предохранители и автоматические выключатели, во вторичных цепях, обеспечивают надёжную защиту цепей и т. д.

2.4 Уточняются и анализируются рабочие уставки на реле защиты и автоматики.

2.5 Составляется рабочая программа (сложные защиты) по проверке устройств РЗ и А данного присоединения с учётом всех мероприятий обеспечивающих безопасность работ, а также мероприятия, предотвращающие ошибочное отключение оборудования при проведении работ.

2.6 Подготавливаются необходимые приборы и установки для проверки устройств РЗ и А, соединительные провода и кабели, инструмент и индивидуальные средства защиты, соответствующая документация.

2.7 Сборку схем прогрузочной аппаратуры по проверке устройств

РЗ и А производит персонал бригады, осуществляющий проверку. Перед началом сборки, прежде всего, выполняется защитное заземление металлических частей прогрузочной аппаратуры, которая устанавливается на столах из диэлектрических материалов.

2.8 Работа оформляется наряд - допуском или распоряжением.

2.9 Готовится рабочее место и осуществляется допуск на рабочее место. Принимая рабочее место от допускающего, требуйте выполнения в полном объёме всех организационных и технических мероприятий, необходимых для безопасного проведения работ.

3 Требования безопасности во время работы.

3.1 Работа в цепях устройств релейной защиты и автоматики производится по принципиальным и исполнительным схемам. Работа без схем, по памяти запрещена.

3.2 Сборка временных схем по проверке устройств РЗ и А, подключение соединительных проводов и кабелей к прогрузочной аппаратуре, перестановка приборов и аппаратов выполняется со снятием напряжения с испытательной установки при видимом разрыве со стороны сети.

3.3 Электрическое питание временных схем по проверке устройств

РЗ и А выполняются через автоматический выключатель закрытого типа, с тепловой и электромагнитной защитой, с чётким обозначением включенного и отключенного положения. Последовательно с автоматическим выключателем включают коммутационное устройство, обеспечивающее видимый разрыв с питающей сетью. При снятии напряжения со схемы первым отключается автоматический выключатель, а при подаче напряжения в схему первым включается устройство с видимым разрывом.

3.4 Перед подачей напряжения на испытательную и испытуемую аппаратуру и убедитесь в правильности собранной схемы. Во время работы не допускайте разрывов заземляющих проводников.

3.5 При недостаточной освещённости необходимо пользоваться переносным электрическим светильником напряжением не выше 42 в. Переносной понижающий трансформатор для светильника должен иметь со стороны высшего напряжения кабель (шнур) со штепсельной вилкой для подключения к электросети. Длина кабеля на стороне высшего напряжения должна быть не более 2-х метров, на стороне низкого напряжения не ограничивается.

3.6 Освещённость рабочего места должна быть не менее 200 лк.

3.7 Для обеспечения безопасности работ, проводимых в токовых цепях измерительных приборов и устройств РЗ, все вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения должны иметь постоянное заземление. Независимо от сложности токовых цепей и цепей напряжения, вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения заземляются в одной точке. При необходимости разрыва токовой цепи (на время замены прибора или реле) на работающем оборудовании, необходимо цепь вторичной обмотки трансформатора тока закоротить на специально предназначенных для этой цели зажимах.

3.8 Запрещается проводить работы, которые могут привести к размыканию токовой цепи, в цепях между трансформатором тока и зажимами, где установлена закоротка.

3.9 При производстве работ в токовых цепях или на трансформаторах тока необходимо соблюдать следующие меры безопасности:

шины первичных цепей нельзя использовать в качестве вспомогательных токопроводов при монтаже, или токоведущих цепей при выполнении сварочных работ;

при снятии вольт - амперных характеристик трансформаторов тока необходимо временно отключать заземляющий проводник вторичной обмотки трансформатора, чтобы избежать короткого замыкания и выхода из строя испытательной аппаратуры и приборов;

цепи измерений и защиты подключают к зажимам трансформаторов тока только после полного окончания монтажа, наладки вторичных цепей и измерения сопротивления изоляции;

окончательное заключение о целостности и правильности подключения токовых цепей к трансформаторам тока делается после проверки их на циркуляцию при прогрузке первичным током. После этой проверки запрещаются какие-либо работы в токовых цепях и на трансформаторах тока.

3.10 Установка и снятие электросчётчиков и других измерительных приборов, подключенных к измерительным трансформаторам, должна выполняться по наряд - допуску 2-мя лицами, одно из которых должно иметь 4-ю группу по электробезопасности, а второе не ниже 3-й. При наличии специальных зажимов, позволяющих безопасно закорачивать токовые цепи, установку и снятие электросчётчиков и приборов, а также их проверку указанные лица могут выполнять по распоряжению.

3.11 Установка и снятие электросчётчиков и других измерительных приборов прямого включения, допускается производить одному лицу, с группой по электробезопасности не ниже 3-й в распредустройствах до 1000 В. Работы выполняются на отключенном оборудовании.

3.12 Установка и снятие электросчётчиков и других измерительных приборов разных присоединений, расположенных в одном помещении, могут производиться по одному наряд - допуску (распоряжению).

3.13 При работах в цепях трансформаторов напряжения с подачей напряжения от постороннего источника, снимаются предохранители со стороны низшего и высшего напряжения и отключаются автоматические выключатели вторичных обмоток.

3.14 Работы по регулированию устройств и аппаратов РЗ и А в приводах масляных (вакуумных) выключателей производятся при отключенных автоматических выключателях цепей управления и не готовых к включению приводов.

3.15 При необходимости выполнения каких-либо работ во вторичных цепях и на устройствах РЗ и А при включенном основном оборудовании принимаются дополнительные меры против случайного его отключения.

3.16 При работах во вторичных цепях и оборудовании РЗ и А необходимо пользоваться специальным электротехническим инструментом с изолированными ручками, металлический стержень отвёрток должен быть изолирован. Изоляция стержней отвёрток должна оканчиваться на расстоянии не более 10 мм от рабочего конца отвёртки.

3.17 При выполнении работ пользуйтесь средствами индивидуальной защиты, а также в полной мере применяйте основные и дополнительные защитные средства.

4 Требования безопасности в аварийных ситуациях.

4.1 Во время проведения работ, при обнаружении неисправностей аппаратуры или приборов по проверке устройств РЗ и А, необходимо немедленно приостановить работы и доложить об этом начальнику УРНЭО (производителю работ).

4.2 Во время проведения работ, при обнаружении неисправностей аппаратуры или приборов РЗ и А, а также на первичном оборудовании, на котором проводятся работы, угрожающих здоровью и жизни людей, немедленно прекратите работу и сообщите вышестоящему руководству,

5 Требования безопасности по окончании работ.

5.1 После полного окончания работ временные схемы по проверке устройств РЗ и А разбираются, снимаются закоротки (во вторичных цепях) и заземления наложенные бригадой в процессе работы, рабочее место убирается.

5.2 Закрывается и сдаётся наряд - допуск (распоряжение).

5.3 Электроинструмент, средства защиты, испытательные установки и приборы сдаются на хранение в установленное место.

Воздействие вредных и опасных факторов на организм человека

Шум и вибрация. В результате гигиенических исследований установлено, что шум и вибрация ухудшают условия труда, оказывая вредное воздействие на организм человека. При длительном воздействии шума на организм человека происходят нежелательные явления: снижается острота зрения и слуха, повышается кровяное давление, снижается внимание. Сильный продолжительный шум может быть причиной функциональных изменений сердечнососудистой и нервной систем.

Вибрации также неблагоприятно воздействуют на организм человека, они могут быть причиной функциональных расстройств нервной и сердечно сосудистой систем, а также опорпо-двигательного аппарата. Эти заболевания сопровождаются головными болями, головокружением, повышенной утомляемостью. Длительное воздействие вибрации приводит к развитию вибрационной болезни, успешное лечение которой возможно только на ранней стадии ее развития.

Эффект воздействия вибраций на человека зависит от их характеристик (амплитуда, частота, период). Общие воздействия связаны с резонансными колебаниями отдельных частей тела и внутренних органов. Например, резонансная частота отдельных частей тела и внутренних органов (желудок, органы брюшной полости) равна 7-8 Гц, резонансная частота глазного яблока - 80 Гц. Колебания с указанными частотами на рабочих местах весьма опасны, так как могут вызвать разрывы и повреждения органов человека.

При вибрациях малой частоты и переменного периода, которые ощущаются как тряска или толчки, могут возникать опасные перемещения тела, ушибы. Выполнение рабочих движений затруднено. Плавные низкочастотные колебания ощущаются как качка. Укачивание («морская болезнь») возникает, как правило, при повышенной чувствительности рецепторов вестибулярного аппарата и внутренних органов.

Строительные нормы и правила (СНиП 11-12-77) предусматривают защиту от шума строительно-аккустическими методами:

а) звукоизоляция ограждающих конструкций;

б) установка в помещениях звукопоглощающих конструкций;

в) применение глушителей аэродинамического шума;

г) правильная планировка и застройка территорий городов.

Также одним из основных методов уменьшения шума на производственных объектах является снижение шума в самих его источниках:

а) снижение вибрации в источнике ее возникновения;

б) конструктивные методы (виброгашение, виброденфирование - подбор определенных видов материалов, виброизоляция);

в) организационные меры;

г) организация режима труда и отдыха;

д) использование средств индивидуальной защиты (защита опорных поверхностей).

Освещение. Из общего объема информации человек получает через зрительный канал около 80%. Качество поступающей информации во многом зависит от освещения: неудовлетворительно, количественно или качественно оно не только утомляет зрение, но и вызывает утомление организма в целом.

Нерациональное освещение может явиться причиной травматизма. Неправильная эксплуатация может привести к взрыву, пожару и несчастным случаям. При неудовлетворительном освещении, кроме того, снижается производительность и увеличивается брак продукции.

Электробезопасность

Основная опасность при обслуживании электрических установок является опасность поражения электрическим током. Источником опасности являются открытые токоведущие части и токоведущие части с изоляцией, которая может оказаться по каким-либо причинам нарушенной. Воздействие тока на организм человека можно разделить на биологическое, термическое и электрическое. Оно вызывает различные нарушения в организме, вызывая как местное поражение тканей и органов, так и общее поражение организма.

Существует два вида поражения электрическим током: электрический удар и местные электрические травмы. К травмам относятся ожоги, электрические знаки, электрометаллизация кожи и электрофтальмия. При электрическом ударе воздействию тока подвергается нервная система, что может привести к остановке сердечной и дыхательных мышц. Интенсивность воздействия тока на организм определяется множеством факторов, например, длительностью прохождения тока, путём прохождения тока через тело, родом тока, индивидуальными особенностями человека.

Основное условие обеспечения безопасности обслуживающего персонала - это исключение возможного прикосновения к токоведущим частям. Для этого необходимо ограждать все токоведущие элементы установок и использовать защитные средства, которые делятся на основные и дополнительные.

Основные защитные средства - средства, которые выдерживают рабочее напряжение и позволяют производить работы непосредственно на токоведущих частях.

Дополнительные защитные средства - средства, которые не позволяют производить работы на токоведущих частях.

Меры безопасности при обслуживании. Оперативное обслуживание электроустановок предусматривает периодические и внеочередные осмотры электрооборудования, контроль и учёт электроэнергии, оперативные переключения. Обслуживание электроустановок осуществляется инженерно-техническим, дежурным и оперативно-ремонтным персоналом. Обязанности, закреплённые за персоналом данной электроустановки, определяются местными инструкциями, в которых изложены конкретные меры по электро- и пожаробезопасности применительно к эксплуатационному персоналу.

При обслуживании электроустановок напряжением выше 1000В старший в смене или дежурный должны иметь квалификационную группу по ТБ не ниже IV, а в ЭУ до 1000В - не ниже III.

Осмотр электрооборудования, находящегося под напряжением, сопряжён с опасностью поражения электрическим током, которая возникает при случайном прикосновении к токоведущим частям или приближении к ним на расстояние, когда возможно перекрытие воздушного промежутка и поражение через электрическую дугу. Во избежание поражения электрическим током во время осмотра действующих электроустановок, необходимо соблюдать меры безопасности. При осмотре ЭУ напряжением выше 1000В одним лицом не разрешается проникать за ограждения и входить в камеры РУ. Осматривать электрооборудование следует только с порога камеры или стоя перед барьером.

При обнаружении во время осмотра случайного замыкания токоведущих частей на землю, запрещается до отключения повреждённого участка приближаться к месту замыкания менее 8 м на ОРУ и 4 м в ЗРУ во избежание поражения шаговым напряжением. Если необходимо приближение к месту КЗ, то следует применять средства защиты (диэлектрические боты, калоши).

В ЭУ до 1000В во время осмотра электрооборудования запрещается выполнять какие-либо работы на этом оборудовании, за исключением работы, связанные с предупреждением аварии или несчастного случая. Также запрещается снимать ограждения токоведущих частей и приближаться к ним на опасные расстояния.

Оперативные переключения в РП производятся дежурным или оперативным ремонтным персоналом по распоряжению или с ведома вышестоящего дежурного электротехнического персонала, в соответствии с установленным на предприятии режима работы.

В РУ выше 1000В сложные оперативные переключения, производимые более чем на одно присоединение, должны выполняться двумя лицами, Одному лицу из числа дежурного или оперативного персонала разрешается выполнять переключения только в ЭУ, оборудованных блокировками разъединителей, не допускающие их отключение под нагрузкой.

При работе вблизи токоведущих частей находящихся под напряжением, необходимо обеспечить соответствующее расположение работающих по отношению к токоведущим частям, соблюдая минимальные расстояния до них. Недопустима работа в согнутом положении, если при выпрямлении, расстояние от любой точки тела до токоведущих частей будет менее допустимого.

В помещениях, особо опасных в отношении поражения электрическим током людей, запрещены все виды работ.

Пожаробезопасность

Пожаром называется неконтролируемое горение вне специального очага, наносящее материальный ущерб.

Опасными факторами пожара для человека являются открытый огонь и искры, повышенная температура воздуха и предметов, токсичные продукты горения, дым, пониженная концентрация кислорода в воздухе, обрушения и повреждений зданий, сооружений, установок, а также взрывы.

Пожарная опасность электроустановок обусловлена наличием в применяемом электрооборудовании горючих изоляционных материалов. Горючей является изоляция обмоток электрических машин, трансформаторов, различных электромагнитных устройств. Наибольшую опасность представляют маслонаполненные аппараты - трансформаторы, баковые выключатели, кабели с бумажной изоляцией, пропитанной маслоканифолевым составом.

При работе на подстанции возможны возникновения следующих аварийных ситуаций:

а) короткие замыкания;

б) перегрузки;

в) повышение переходных сопротивлений в электрических контактах;

г) перенапряжение;

д) возникновение токов утечки;

е) неаккуратное обращение с огнём;

ж) неправильное проведение сварочных работ.

При возникновении аварийной ситуации происходит резкое выделение тепловой энергии, которая может явиться причиной возникновения пожара. На долю пожаров, возникающих в электроустановках, приходится 20%.

Режим короткого замыкания - появление электрического искрения, частиц расплавленного металла, электрической дуги, открытого огня, воспламенившейся изоляции в результате резкого возрастания силы тока.

Пожарная опасность при перегрузках - чрезмерное нагревание отдельных элементов, которое может происходить при ошибках проектирования в случае длительного прохождения тока, превышающего номинальное значение.

Пожарная опасность переходных сопротивлений - возможность воспламенения изоляции или других горючих близлежащих материалов от тепла, возникающего в месте аварийного сопротивления (в переходных клеммах, переключателях и др.).

Пожарная опасность перенапряжения - нагревание токоведущих частей за счет увеличения токов, проходящих через них, за счет увеличения перенапряжения между отдельными элементами электроустановок. Возникает при выходе из строя или изменении параметров отдельных элементов.

Пожарная опасность токов утечки - локальный нагрев изоляции между отдельными токоведущими элементами и заземленными конструкциями.

В целях предотвращения пожара предусматривают следующие меры:

а) предотвращение образования горючей среды;

б) предотвращение образования в горючей среде или внесения в неё источников зажигания;

в) поддержание температуры и давления горючей среды, ниже максимально допустимых по горючести;

г) уменьшение определяющего размера горючей среды ниже максимально допустимого по горючести.

Пожарная безопасность на предприятиях обеспечивается системой предотвращения пожара путём организационных и технических средств, обеспечивающих невозможность возникновения пожара, а также системой пожарной защиты, направленной на предотвращение воздействия на людей опасных факторов пожара и ограничения материального ущерба от него.

Для обеспечения конструктивного соответствия электротехнических изделий ПУЭ выделяют взрыво- и пожароопасные зоны.

Пожароопасные зоны - пространства в помещении или вне его, в котором находятся горючие вещества, как при нормальном осуществлении технологического процесса, так и в результате его нарушения.

П-1 - помещения, в которых обращаются горючие жидкости с температурой вспышки паров свыше 61°С;

П-2 - помещения, в которых выделяются горючие пыли с нижним концентрационным пределом возгораемости больше 65 г/м3 помещения, в которых обращаются твердые горючие вещества;

П-2а - пожароопасная зона вне помещения, в которой выделяются горючие жидкости с температурой вспышки более 61°С или горючие пыли с нижним концентрационным пределом возгораемости более 65 г/м3.

Взрывоопасные зоны - помещения или часть его или вне помещения, где образуются взрывоопасные смеси как при нормальном протекании технологического процесса, так и в аварийных ситуациях.

Здание распределительного пункта (РП) должно быть 1 или 2 степени огнестойкости. Степень огнестойкости зданий и сооружений определяется группой возгораемости и пределом огнестойкости их основных строительных конструкций (несущие стены, перекрытия и т.д.).

Предел огнестойкости строительной конструкции определяется временем в часах от начала испытания конструкции на огнестойкость до возникновения одного из следующих признаков:

а) образование в конструкции сквозных трещин или сквозных отверстий, через которые проникают продукты горения или пламя;

б) повышение температуры на не обогреваемой поверхности конструкции в среднем более чем на 140°С или в любой точке этой поверхности более чем на 180°С в сравнении с температурой конструкции до испытания или более 220°С независимо от температуры конструкции до испытания;

в) потеря конструкцией несущей способности (обрушение).

Чрезвычайные ситуации

Рассмотрим ситуацию, если произойдёт обрыв линии и короткое замыкание на линиях.

Данная ситуация может привести к снижению напряжения у потребителей, соответственно к снижению качества выпускаемой продукции. Для предотвращения данной ситуации необходимо особо ответственные потребители запитывать по двум линиям и от двух независимых источников питания. Для восстановления нормального режима работы линии, необходимо использовать системную автоматику: АВР и АПВ. При успешном АПВ линия может вернуться в нормальный режим работы, в противном случае, применяется АВР и вызывается служба линии для восстановления линии.

Пожар трансформатора приводит к перерыву электроснабжения потребителей на время АВР. При сгорании масла в атмосферу выделяются вредные токсичные газы. Данная ситуация также приводит к дополнительным затратам на восстановление трансформатора. Для предотвращения пожара применяется автоматическая система пожаротушения, вызывается пожарная команда.

Для предотвращения возникновения пожара необходима противопожарная полоса вокруг подстанции шириной 50 м. Для ликвидации последствий может привлекаться персонал ПС и пожарная служба.

Влияние ПС «Харьягинская» на экологию и организм человека

Влияние ПС «Харьягинская» на окружающую среду крайне разнообразно. Вредное действие магнитного поля на живые организмы, и в первую очередь на человека, проявляется только при очень высоких напряжённостях порядка 150ч200 А/м, возникающих на расстояниях до 1ч1,5м от проводов фаз ВЛ, и представляет опасность при работе под напряжением.

Непосредственное (биологическое) влияние электромагнитного поля на человека связано с воздействием на сердечно-сосудистую, центральную и периферийную нервные системы, мышечную ткань и другие органы. При этом возможны изменения давления и пульса, сердцебиение, аритмия, повышенная нервная возбудимость и утомляемость. Вредные последствия пребывания человека зависят от напряжённости поля и от продолжительности его воздействия.

Для эксплуатационного персонала подстанции установлена допустимая продолжительность периодического и длительного пребывания в электрическом поле при напряжённостях на уровне головы человека (1,8 м над уровнем земли): 5 кВ/м - время пребывания неограниченно; 10 кВ/м - 180 мин; 15 кВ/м - 90 мин; 20 кВ/м - 10 мин; 25 кВ/м - 5 мин. Выполнение этих условий обеспечивает самовосстановление организма в течение суток без остаточных реакций и функциональных или патологических изменений.

Заключение

При проектировании релейной защиты трансформаторов ПС «Харьягинская» рассмотрены такие вопросы, как:

определение токов для всех видов коротких замыканий;

выбор силового оборудования на подстанции «Харьягинская» (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, разрядники и ограничители перенапряжения, ошиновка, выключатели - для сторон НН и СН вакуумные, для стороны ВН элегазовый -, выбор трансформаторов собственных нужд - ТСЗ-400/10 -, выбор источников оперативного тока) ;

выбор и расчеты уставок релейной защиты на силовом трансформаторе ТДТН-4000/220 (дифф.защиты: реле ДЗТ-21 - защита трансформатора, реле ДЗТ-11 и РНТ-565 - защита шин, токовые защиты - КЗ-9/2 и КЗ-12);

выбор и расчеты уставок релейной защиты воздушных линий (токовые защиты отходящей ячейки 6 кВ - ТСН, дистанционные защиты воздушных линий 35 кВ с - ПЗ 4 М/2, защита ВЛ 220 кВ - реле ШДЭ.2802 и ДФЗ 201(уставки с подстанции «Сев. Вазей»)

анализ сравнения технико-экономических показателей электромеханических и микропроцессорных устройств релейной защиты: согласно статистическим данным МУРЗ на 60% менее надежны в отличие ЭМУРЗ; стоимость защиты подстанции «Харьягинская» с применением ЭМУРЗ составила 1,526 млн.руб., а МУРЗ - 2,471 млн.руб, таким образом разница составляет 945тыс.руб;

Коммерческая эффективность инвестиционного проекта: произведены расчеты себестоимости услуг (материальные затраты, зарплата обслуживающего персонала, отчисления, налоги и прочие затраты), а также формирование финансовых результатов, которые показывают привлекательность инвестиционного проекта (срок окупаемости 11,1 мес) ;

Безопасность и экологичность проекта.

Библиографический список

Агапов, В. Г. Сборник задач и упражнений по электрической части электростанций и подстанций [Текст] / В. Г. Агапов, Ю. Н. Балаков. - М. : МЭИ, 1996. - 256 с.

Александров, А. М. Дифференциальные защиты трансформаторов [Текст] : учеб. Пособие / А. М. Александров. - СПб. : ПЭИпк, 2010. - 214 с.

Андреев, В. А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения [Текст] : учебник для вузов / В. А. Андреев. - М. : Изд. «Высшая школа», 2006. - 639 с.

Андреев, В. А. Релейная защита систем электроснабжения в примерах и задачах [Текст] : учебное пособие / В. А. Андреев. - М. : Изд. «Высшая школа», 2008. - 252 с.

Басс, Э. И. Релейная защита электроэнергетических систем [Текст] : учебное пособие / Э.И. Басс, В.Г. Дорогунцев. - М. : МЭИ, 2002. - 296 с.

Библиотека ГОСТов и нормативных документов [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://www.libgost.ru.

Бирг, А. Н. Устройства дистанционной и токовой защит типов ШДЭ2801, ШД2802 [Текст] / А. Н. Бирг, Г. С. Нудельман. - М. : «Энергоатомиздат», 2008. - 144 с.

Все о релейной защите [Электронный ресурс] - Режим доступа: http.www.rza.org.ua.

Дьяков, А. Ф. Микропроцессорная автоматика и релейная защита электроэнергетических систем [Текст] : учебное пособие для вузов / Н. И. Овчаренко. - М. : МЭИ, 2008. - 336 с.

Голанцов, Е. Б. Дифференциальные защиты трансформаторов с реле типа ДЗТ-21 (ДЗТ-23) [Текст] / Е. Б. Голанцов, В. В. Молчанов. - М. : Изд. «Энергоатомиздат», 2010. - 88 с.

Гуревич, В. И. Надежность микропроцессорных устройств релейной защиты: мифы и реальность [Текст] / В. И. Гуревич // Электротехнический рынок. - 2009. - № 5-6.

Гуревич, В. И. Проблемы оценки надежности релейной защиты [Текст] / В. И. Гуревич // Электричество. - 2011. - №2

Дроздов, А. Д. Реле дифференциальных защит элементов энергосистем [Текст] / А. Д. Дроздов, В. В. Платонов. - М. : Изд. «Энергия», 1968. - 112 с.

Какуевицкий, Л. И. Справочник релейной защиты и автоматики. Изд. 3-е. [Текст] / Л. И. Какуевицкий, Т. В. Смирнова. - М. : Изд. «Энергия», 1972. - 344 с.

Копьев. В. Н. Релейная защита основного электрооборудования электростанций и подстанций. Вопросы проектирования [Текст] : учебное пособие / В. Н. Копьев. - Томск. : ЭЛТИ ТПУ, 2005. - 107 с.

Копьев, В. Н. Релейная защита. Принципы выполнения и применения [Текст] : учебное пособие / В. Н. Копьев. - Томск. : ЭЛТИ ТПУ, 2006. - 143 с.

Небрат, И. Л. Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты [Текст] : учебное пособие / И. Л. Небрат. - СПб. : ПЭИпк, 2004. - 51 с.

Неклепаев, Б. Н. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования [Текст] / Б. Н. Неклепаев. - М. : Изд. НЦ ЭНАС, 2010.-152 с.

Неклепаев, Б. Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [Текст] : учеб. пособие для вузов / Б. Н. Неклепаев, И. П. Крючков. - М. : Изд. «Энергоатомиздат», 1989. - 608 с.

Найфельд, М. Р. Заземление, защитные меры электробезопасности [Текст] / М. Р. Найфельд. - М. : Изд. «Энергия», 2001.-242 с.

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей [Текст] -М. : Изд. «Энергоатомиздат», 2004. - 392 с.

Правила устройства электроустановок [Текст] - М. : Изд. «Энергоатомиздат», 2009. - 646 с.

Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13А: Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Расчеты [Текст] - М.: Изд. «Энергоатомиздат», 1985. - 96 с.

Чернобровов, К. В. Релейная защита [Текст] / К. В. Чернобровов - М. : Изд. «Энергия», 1971. - 664 с.

Энергетика [Электронный ресурс] : оборудование, документация - Режим доступа: http.www.forca.ru.