Система релейной защиты и автоматики, применяемая на подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

5

Содержание

Введение

1. Анализ существующей схемы подстанции и установленного оборудования

2. Выбор видов РЗиА

2.1 Трансформатор 110/35/6 кВ

2.2 Линии 110 кВ

2.3 Секционный выключатель 35 и 6 кВ

2.4 Вводной выключатель 35 и 6 кВ

3. Расчет уставок РЗиА

3.1 Секционный выключатель 35 кВ

3.2 Вводной выключатель 35 кВ

3.3 Трансформатор 110/35/6 кВ

3.4 Линии 110 кВ

4. Основная защита силового трансформатора

5. Безопасность жизнедеятельности

6. Экономическая часть

7. Экология. Охрана окружающей среды

Заключение

Список использованной литературы



Введение

При эксплуатации на изоляцию линий, подстанций и высоковольтных электрических машин, наряду с длительным рабочим напряжением воздействуют кратковременные перенапряжения. Всякое превышение мгновенным значением напряжения амплитуды наибольшего рабочего напряжения будем называть перенапряжением [1].

Актуальность проблемы заключается в том, что изоляция электрических сетей и электрооборудования должна длительно (в течение десятков лет) выдерживать приложенное к ней рабочее напряжение с учетом загрязнения, увлажнения и других воздействий окружающей среды, а также старения вследствие частичных разрядов, электродинамических усилий, коррозии и других электрофизических, электрохимических и электромеханических воздействий в процессе эксплуатации. Кроме того, изоляция должна надежно выдерживать многократные грозовые, квазистационарные и коммутационные перенапряжения и обеспечивать, возможно, быструю и легкую ликвидацию последствий в случае ее перекрытия. При этом необходимо учитывать защитное действие нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН), разрядников, молниеотводов, оптимизацию действия релейной защиты, автоматического повторного включения (АПВ) и другие меры ограничения перенапряжений и защиты сети от нарушений ее нормальной работы.

Поэтому, исходя из вышеизложенного, необходимо осуществлять мероприятия по приведению изоляции к норме, т.е. создать комплекс мер ограничения и защиты от перенапряжений, при котором изоляция линий и подстанций определялась бы в основном длительным приложением рабочего напряжения. Важно также выбрать оптимальную последовательность коммутаций, в том числе автоматических повторных включений. Уточненное определение перенапряжений требует обязательного и тщательного учета основных естественных демпфирующих факторов, таких как частотные зависимости потерь в проводящих средах BЛ и KЛ и коронирование проводов воздушных линий. Поэтому в дипломной работе предлагается систематическое рассмотрение перенапряжений и мер защиты от них в высоковольтных кабельных линиях различного конструктивного исполнения; всестороннее рассмотрение вопросов оценки перенапряжений и способов защиты от них в электропередачах сверхвысокого напряжения.

Рассмотрение процессов перенапряжений в электрических сетях может быть построено по двум принципам:

- либо пообъектно (воздушные линии, кабельные линии);

- либо на основе объединения процессов, имеющих одинаковую или близкую физическую природу (грозовые перенапряжения в BЛ и KЛ, коммутационные перенапряжения в BЛ и KЛ).

Цель исследования - проанализировать средства защиты от коммутационных перенапряжений, применяемой на подстанции. Предложить возможные пути улучшения применяемых средств за счет внедрения более современных технологий защиты.

Задачи исследования обосновать и упростить планирование по реконструкции устройств РЗА, разработать основные критерии замены и рекомендации:

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

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

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

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

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

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

ж) прекращение производства устройств и запасных частей к ним.

Объект исследования: повышение качества электроснабжения потребителей электроэнергии.

Предмет исследования: система релейной защиты и автоматики, применяемой на подстанции.

Гипотеза: внедрение микропроцессорных (МП) устройств, обладающих существенными преимуществами перед электромеханическими и микроэлектронными аналогами.

Методы исследования: анализ различных конструкций, исследование преимуществ и недостатков различных систем релейной защиты.

Структура дипломной работы отражает логику исследования и его результаты и состоит из введения, шести разделов, заключения, списка использованных источников, приложений.

1. Анализ существующей схемы подстанции и установленного оборудования

Подстанция "Костанайская" является тупиковой подстанцией, принадлежащей ОАО "КостанайЭнергоцентр".

На стороне 110кВ ПС выполнена по типовой схеме электрических соединений - " Блок (линия-трансформатор) с разъединителем". В работе обе секции шин 110кВ. Подстанция питается от ПС 110 кВ "Сатка".

ЗРУ-35 кВ выполнено по схеме - две секции секционированные выключателем.

На стороне 6 кВ используется схема "Две, секционированные выключателями, системы шин". Присоединение секций к силовому трансформатору осуществляется через сдвоенный реактор. СВ-6кВ отключен. ЗРУ-6 выполнено из шкафов КРУН типа К-47.

В состав основных сооружений подстанции "Костанайская" входят:

-силовые трансформаторы ТДТН-40000/110/35/6;

-заградители -600-0,25;

-конденсаторы связи СМИ 110/V3-6,4У 1;

-разъединитель РНД 32-110/1000У1;

-масляные выключатели;

-разрядник РВС-110;

-трансформаторы тока ТВТ-110-3;

Автоматика на ПС:

-автоматическое отключение отделителя при повреждениях силового трансформатора;

-АРН (автоматика регулирования напряжения под нагрузкой) на силовых трансформаторах - нормально выведена. Используется дистанционное управление РПН;

-АЧР и ЧАПВ (автоматика частотной разгрузки и частотная автоматика повторного включения) на шинах 6 кВ - нормально выведена;

-АВР (автоматическое включение резерва) на шинах собственных нужд.

На основании того, что основная реконструкция подстанции "Костанайская" была проведена в 1980 г. можно сделать вывод, что на данной подстанции установлено устаревшее оборудование, которое уже давно отработало свой нормативный срок эксплуатации и требует замены на более современное. Необходимо выбрать выключатели. Замене подлежат разъединители, трансформаторы тока и напряжения, а так же разрядники. Реконструкция будет производиться пошагово, то есть отключается ячейка и на ней заменяется оборудование, после чего она вводится в работу.



2. Выбор видов РЗиА

В процессе эксплуатации энергетических систем возникают повреждения и ненормальные режимы работы, несвоевременная ликвидация которых может привести к потере дорогостоящего оборудования.

Развитие аварии может быть предотвращено быстрым отключением поврежденного участка сети или же включение предусмотренного резерва при помощи специальных автоматических устройств - релейной защиты и автоматики.

Для каждого объекта подстанции выбираем по ПУЭ /1/ и НТП /2/ виды РЗиА.

2.1 Трансформатор 110/35/6 кВ

Релейная защита по ПУЭ:

3.2.51. Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: (смотрите таблицу 2.1)

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

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

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла.

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

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

3.2.54. Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени Дt=0.

3.2.55. Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса (например, насыщающиеся трансформаторы тока, тормозные обмотки). Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами. Допускается использование для дифференциальной защиты трансформаторов тока, встроенных в трансформатор, при наличии защиты, обеспечивающей отключение (с требуемым быстродействием) КЗ в соединениях трансформатора со сборными шинами.

3.2.59. На понижающих трансформаторах мощностью 1 МВА и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него с действием на отключение.

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

Автоматика согласно ПУЭ:

В соответствии с 3.2.18 для общего повышения надежности на подстанции используется ближнее резервирование (УРОВ).

Согласно пункту НТП:

9.7.1. На трансформаторе должны быть предусмотрены следующие защиты:

- дифференциальная токовая защита;

- газовая защита;

- резервные защиты на сторонах высшего и низшего напряжения;

- защита от перегрузки.

Таблица 2.1

Защита и автоматика трансформатора 110/6 кВ

Вид защиты/автоматики	Тип защиты
От повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла	Газовая защита
От повреждений на выводах, и от внутренних повреждений (замыкание на корпус)	ДЗТ
От токов, обусловленных внешними многофазными КЗ	МТЗ
От токов, обусловленных перегрузкой	МТЗ
Ближнее резервирование	УРОВ

2.2 Линии 110 кВ

Согласно ПУЭ:

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

3.2.110. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий следует устанавливать ступенчатые токовые защиты или ступенчатые защиты тока и напряжения. Если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстроты отключения повреждения, должна быть предусмотрена ступенчатая дистанционная защита. В последнем случае в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.

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

Защита должна быть установлена только с тех сторон, откуда может быть подано питание.

3.2.115. Для линий 110-220 кВ рекомендуется осуществлять основную защиту с использованием дистанционной и токовой направленной нулевой последовательности защит.

Согласно пунктам НТП:

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

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

- токовую направленную/ненаправленную защиту от КЗ на землю.

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

Автоматика на ВЛЭП согласно ПУЭ:

В соответствии с 3.2.18 для общего повышения надежности на подстанции используется ближнее резервирование (УРОВ).

3.3.6. Могут применяться устройства ТАПВ двукратного действия. Выдержка времени ТАПВ во втором цикле должна быть не менее 15-20 с.

Для заданной ЛЭП будем использовать устройство ТАПВ двукратного действия.

Согласно пунктам НТП:

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

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

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

Таблица 2.2

Защита и автоматика для ВЛЭП 110 кВ

Вид защиты/автоматики	Тип защиты
От многофазных замыканий	Дистанционная защита (2 комплекта), ТО
От замыканий на землю	ТЗНП
	ТАПВ двухкратное
	УРОВ

2.3 Секционный выключатель 35 и 6 кВ

Согласно ПУЭ:

3.2.129. На секционном выключателе 6-35 кВ должна быть предусмотрена двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ.

Согласно пункту 9.15.2 НТП на секционном выключателе предусматривать:

- максимальную токовую защиту;

- дуговую защиту;

- автоматическое включение резерва.

Таблица 2.3

Защита и автоматика секционного выключателя

Вид защиты	Тип защиты
От многофазных замыканий	МТЗ
Ближнее резервирование	УРОВ
	АВР



2.4 Вводной выключатель 35 и 6 кВ

Согласно пункту 9.15.1 НТП на вводных ячейках предусматривать:

- максимальную токовую защиту с возможностью комбинированного пуска по напряжению;

- дуговую защиту;

- защиту минимального напряжения;

- УРОВ.

Таблица 2.4

Защита и автоматика вводного выключателя

Вид защиты/автоматики	Тип защиты
От многофазных КЗ	МТЗ с пуском по напряжению
Минимального напряжения	ЗМН
Ближнее резервирование	УРОВ



3. Расчет уставок РЗиА

3.1 Секционный выключатель 35 кВ

МТЗ с постоянной выдержкой времени.

На секционном выключателе установлен трансформатор тока типа ТВ-35-II-1000. Вычисление коэффициента трансформации измерительного трансформатора тока:

.

Ток срабатывания защиты выбирается исходя из двух условий:

1) согласование с максимальной уставкой предыдущей защиты - отходящих линий:

А

А

2) отстройка от максимальной нагрузки, проходящей через СВ - так как точная нагрузка на каждый фидер не известна, то нагрузку через СВ примем равную половине всей нагрузки на среднем напряжении подстанции, которую вычислим по формулам пункта 5:

А.

Принимаем большую уставку А.

Вычислим ток срабатывания реле:

А

Определим коэффициент чувствительности:

1,5.

Значение коэффициента чувствительности соответствует требованиям ПУЭ.

Выбор выдержки времени (8.14):

=1,8+0,3=2,1 с.

УРОВ. Тип секционного выключателя ВБЭТ-35-III-25/1600 УХЛ1, для него полное время отключения tоткл выкл=0,06 с. Выдержка времени УРОВ равна (8.16):

с.

3.2 Вводной выключатель 35 кВ

МТЗ с пуском по напряжению с постоянной выдержкой времени.

На вводном выключателе установлены трансформаторы тока аналогично секционному выключателю типа ТВ-35-II-1000.

Ток срабатывания защиты выбирается исходя из двух условий:

1) согласование с максимальной уставкой предыдущей защиты - секционного выключателя: А:

А.

2) отстройка от максимального тока нагрузки - максимального тока на стороне СН силового трансформатора.

Определим ток срабатывания защиты:

А.

Принимаем большую уставку А.

Вычислим ток срабатывания реле.

А.

Определим коэффициент чувствительности:

1,5.

Значение коэффициента чувствительности соответствует требованиям ПУЭ.

Выбор выдержки времени:

=2,1+0,3=2,4 с.

Защита минимального напряжения

ЗМН необходима для пуска МТЗ по напряжению.

Рабочее минимальное напряжение определим на уровне 70% от номинального значения:

В.

Рассчитываем значение напряжения срабатывания реле:

В.

Принимаем уставку В.

Вычисление коэффициента трансформации измерительного трансформатора напряжения по формуле:

.

Вычислим напряжение срабатывания реле защиты:

В.

3.3 Трансформатор 110/35/6 кВ

Дифференциальная защита.

Определим первичные и вторичные номинальные токи, коэффициенты трансформаторов тока и схемы их соединения. Со сторона ВН вторичные обмотки ТТ соединяются по схеме "звезда с нулевым проводом". Со сторона НН вторичные обмотки ТТ соединяются по схеме "звезда". Расчет уставок защиты проводится в относительных величинах. За базисное значение принимается номинальный ток стороны ВН силового трансформатора.

Для выбора номинального тока преобразователя измерительного тока (ПИТ) на стороне ВН и НН необходимо определить входной расчетный ток Iвх.расч по выражению:

,

где Sном - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uном - номинальное напряжение стороны ВН или НН трансформатора, кВ;

;

;

.

Выбирается номинальный ток ПИТ Iн =5 А, ближайший больший к входному расчетному току таблица 33.

Таблица 3.3 Расчет уставок защиты трансформатора 110/35/6 кВ

Номинальный ток Iн, А	Рабочий диапазон токов	Перемычки
	Iмин, А	Iмакс, А
5,0	1,0	500	ХТ1:1-ХТ1:3 ХТ1:2-ХТ1:4
2,5	0,5	200	ХТ1:2-ХТ1:4
1,0	0,2	80	ХТ1:3-ХТ1:4
0,5	0,1	37	-

Относительное значение начального дифференциального тока срабатывания Iдзт.нач определяется по выражению:



,

где Котс - коэффициент отстройки; Котс = 1,3;

е - относительная погрешность первичного трансформатора тока в установившемся режиме; е = 0,1;

Uрег - принимается равным половине используемого диапазона регулирования при блокировке учета реального коэффициента трансформации по текущему положению РПН, так как трансформатор без РПН, то Uрег = 0,16;

Fвыр - относительное значение погрешности выравнивания токов плеч; Fвыр = 0,03;

коэффициент 0,5 учитывает, что тормозная характеристика имеет первый излом при значении тормозного тока, равном 0,5 Iном.

А.

Алгоритм защиты автоматически выбирает нужную группу уставок, которые целесообразно использовать в данном режиме защищаемого трансформатора.

Расчет коэффициента торможения Кторм.2 на втором участке проводится исходя из отстройки от тока небаланса. Расчет относительного значения тока небаланса Iнб.расч выполняется по выражению:

,

где Кпер - коэффициент, учитывающий возрастание погрешности трансформаторов тока в переходном режиме, является расчетной величиной.

Погрешности трансформаторов тока в переходном режиме определяются предельной кратностью К10, под которой понимается наибольшая кратность первичного тока, при которой полная погрешность е в установившемся режиме при заданной вторичной нагрузке не превышает 10%. Чем больше предельная кратность К10, тем меньше возрастание погрешности трансформаторов тока в переходном режиме. С учетом этого принято соединение трансформаторов тока по схеме "звезда" с нулевым проводом. В этом случае расчетное сопротивление нагрузки трансформаторов тока при трехфазных КЗ уменьшается примерно в три раза, а предельная кратность К10 во столько же раз возрастает.

Оценка коэффициента К10 проводится для сторон ВН и НН следующим образом. Определяется параметр К10 отн по выражению:

,

где I1 ном.ТА - первичный номинальный ток трансформатора тока соответствующей стороны;

Iном.тр - номинальный ток той же обмотки защищаемого трансформатора.

К10 - расчетная кратность ТТ, равная:

.

.

.

При выполнении для всех сторон условия К10 отн больше или равно 20 принять Кпер равным 2,0, в противном случае принять Кпер равным 2,5. Принимаем Кпер равным 2,5, тогда:

А.

Коэффициент торможения Кторм.2 определяется по выражению:

,

подстанция релейный автоматика трансформатор

где Котс = 1,3 - коэффициент отстройки;

коэффициент 1,5 учитывает положение второй точки излома характеристики торможения при значении тормозного тока, равном 1,5 Iном;

.

Принимаем .

Коэффициент торможения Кторм.3 на третьем участке выбирается с учетом того, что при больших кратностях токов внешних КЗ наблюдается значительное искажение формы кривой токов небаланса. Методика точного расчета значения Кторм.3 с учетом всех влияющих факторов довольно сложна. Целесообразно использовать следующие приближенные расчетные значения: для трансформаторов мощностью 25 МВЕА и менее следует принять Кторм.3 равным 0,7; для трансформаторов мощностью 40 МВЕА и более следует принять Кторм.3 равным 0,9. Принимаем Кторм.3 равным 0,9 (в соответствии с рисунком 1).

Рисунок 1. Тормозная характеристика ДЗТ.



Выбор уставки информационного параметра блокировки.

Основным режимом, определяющим значение коэффициента информационного параметра блокировки Кипб, является режим отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора при его включении на холостой ход. Для защит трансформаторов распределительных сетей рекомендуется значение Кипб. равное 0,38.

Коэффициент чувствительности Кч определяется соотношением:

,

где Iд.min - минимальное относительное значение дифференциального тока при КЗ за трансформатором расчетного вида. Поскольку Iдзт.нач меньше 0,5 (о.е.) и тормозная характеристика имеет горизонтальный участок до тока торможения, равного 0,5 (о.е.), то для дифференциальных защит понижающих двухобмоточных трансформаторов всегда получается Кч > 2 с большим запасом и проводить проверку чувствительности не обязательно.

Дифференциальная токовая отсечка.

По условию отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора при его включении на холостой ход рекомендуется принять уставку отсечки на уровне 6 Iн.

По условию отстройки от тока небаланса при внешнем КЗ уставку выбрать по выражению:

,

где Котс = 1,2 - коэффициент отстройки;

Кнб - отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ; Кнб =0,7

Iкз.внеш.max - относительное значение максимального тока внешнего КЗ.

.

Из двух полученных значений уставок отсечки выбираем наибольшее, равное 6.

МТЗ НН с пуском по напряжению.

Первичный ток срабатывания МТЗ НН определяется по условию отстройки от максимального тока нагрузки (8.18):

А.

Принимаем уставку А.

Вычислим ток срабатывания реле (8.12).

А.

Определим коэффициент чувствительности (8.13):

1,5.

Значение коэффициента чувствительности соответствует требованиям ПУЭ.

Выбираем выдержку времени на ступень селективности 0,3 с выше, чем у защиты вводного выключателя:

=1,8+0,3=2,1 с.

Для минимального реле междуфазного напряжения уставка выбирается исходя из:

1) отстройка от минимального напряжения после отключения внешнего КЗ:



,

где kОТС - коэффициент отстройки, kОТС = 1,2 /6/;

- междуфазное напряжение в месте установки реле в режиме самозапуска двигателей, после отключения внешнего КЗ, согласно рекомендациям по выбору уставок ориентировочно 0,85-0,9 Uном;

В.

2) отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:

,

где - междуфазное напряжение в месте установки реле в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ или АВР в ориентировочных расчетах может быть принято равным 0,7 Uном;

В.

Принимаем минимальную уставку В.

Вычислим напряжение срабатывания реле защиты (8.28):

В.

МТЗ СН с пуском по напряжению.

В терминале предусмотрены МТЗ на сторонах ВН, СН и НН трансформатора. Для пусков по напряжению предусмотрены реле напряжения на стороне НН. При этом на ней контролируется снижение междуфазных напряжений UАВ и UВС и увеличение напряжения обратной последовательности U2.

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

А.

Принимаем уставку Iсз=340А.

Вычислим ток срабатывания реле.

А.

Определим коэффициент чувствительности:

1,5.

Значение коэффициента чувствительности соответствует требованиям ПУЭ.

Пуск по напряжению осуществляется по сигналу минимального реле междуфазного напряжения, работающего на напряжениях НН, уставки рассчитаны в расчете МТЗ НН.

Выбираем выдержку времени на ступень селективности 0,3 с выше, чем у МТЗ НН:

=2,4+0,3=2,7 с.

МТЗ ВН с пуском по напряжению.

В терминале предусмотрены МТЗ на сторонах ВН, СН и НН трансформатора. Для пусков по напряжению предусмотрены реле напряжения на стороне НН. При этом на ней контролируется снижение междуфазных напряжений UАВ и UВС и увеличение напряжения обратной последовательности U2.

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

А.

Принимаем уставку А.

Вычислим ток срабатывания реле.

А.

Определим коэффициент чувствительности:

> 1,2.

Значение коэффициента чувствительности соответствует требованиям ПУЭ.

Пуск по напряжению осуществляется по сигналу минимального реле междуфазного напряжения, работающего на напряжениях НН, уставки рассчитаны в расчете МТЗ НН.

Выбираем выдержку времени на ступень селективности 0,3 с выше, чем у МТЗ СН, так как у нее большая выдержка времени (8.14):

=2,7+0,3=3с.

Расчет защиты от перегрузки на стороне ВН.

Ток срабатывания защиты:

;

где kОТС - коэффициент отстройки, равный 1,05;

kВ - коэффициент возврата, равный 0,94.

А;

Принимаем уставку А.

Находим ток срабатывания реле (8.12):

А.

Типичное значение уставки - 9-10 с. Принимаем значение уставки .

Газовая и струйная защита.

Газовая защита трансформатора выполнена на реле РГТ-80. Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в рассечку маслопровода между баком трансформатора и расширителем.

Струйная защита отсека РПН выполнена на реле типа РCТ-25

В терминалах обеспечивается прием сигналов от сигнальной и отключающей ступеней газовой защиты трансформатора и струйной защиты РПН. С помощью программной накладки сигнальная ступень может быть переведена на отключение.

3.4 Линии 110 кВ

Рассчитаем комплект ДЗ установленный на питающей линии.

Исходные данные к расчету: UНОМ = 110 кВ, тип и длина провода: АС-70/11 - 1,9 км.

Расстояние между фазами защищаемой линии принимаем: LМФ = 5 м.

Параметры защищаемой линии

Сопротивление линии найдем по формуле:

где rЛ - активное сопротивление линии;

хЛ - реактивное сопротивление линии.



где r0 - удельное активное сопротивление линии;

L - длина линии.

где х0 - удельное реактивное сопротивление линии.

Удельные сопротивления ВЛ 110 кВ с проводом АС-70/11 /9/:

Ом;

Ом.

Ом.

Угол сопротивления защищаемой линии:

;

.

Максимальный ток нагрузки найдет в пункте 5 и равен 215,2 А. На линиях 110 кВ установлены трансформаторы тока типа ТВ-400/5.

Параметры энергосистемы.

Принимается ЭДС энергосистемы:

где - номинальное напряжение.

кВ.

Активное сопротивление энергосистемы прием равным 0, так как система по заданию является системой бесконечной мощности:

Реактивное сопротивление энергосистемы:

Ом.

Параметры нагрузки защищаемой линии.

Минимальное сопротивление нагрузки при самозапуске электродвигателей:

,

где - минимальное напряжение в месте установки защиты при самозапуске электродвигателей, в расчетах принимается ;

- коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение тока нагрузки при самозапуске электродвигателей, в расчетах принимается 1,5-2.

Ом.

Если неизвестен максимальный угол нагрузки защищаемой линии, то в ориентировочных расчетах можно принимать.Примем .

Угол наклона характеристики РС 1 ступени ДЗ принимается примерно равным углу сопротивления защищаемой линии (цЛ = 47,6є):

ц1(I) = 50є

Сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ.

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

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

Первичное сопротивление срабатывания первой ступени /10/:

,

где - погрешность, вызванная неточностью расчета первичных электрических величин (принимаем );

- погрешности трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и релейной аппаратуры в сторону увеличения защищаемой зоны (принимается );

- сопротивление трансформатора в именованных единицах.

Определим сопротивления трансформатора /2/:

сопротивление обмотки высшего напряжения:

;

где UK ВС - напряжение короткого замыкания между обмотками ВС, %;

UK ВН - напряжение короткого замыкания между обмотками ВН, %;

UK СН - напряжение короткого замыкания между обмотками СН, %;

SТ - номинальная мощность трансформатора, ВА.

Ом.

сопротивление обмотки среднего напряжения равно нулю.

сопротивление обмотки низшего напряжения:

;

Ом.

Ом.

Принимаем Ом.

Уставка 1 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению:

Ом.

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

(9.50)



Ом.

Сопротивление электрической дуги является чисто активным и его величина обратно пропорциональна величине тока КЗ. Следовательно, максимальное сопротивление дуги будет при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны ДЗ:

где - падение напряжения на дуге.

- минимальный ток двухфазного металлического КЗ в конце защищаемой зоны ДЗ.

Падение напряжения на дуге:

где - длина дуги с учетом ее раздувания за время срабатывания защиты. Для 1 ступени ДЗ, действующей без выдержки времени, длина дуги принимается равной:

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

кВ.

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



кА.

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

Ом.

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

Ом

Принимается минимальная уставка Ом.

Ток точной работы РС 1 ступени ДЗ А.

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

.

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

Вторичное сопротивление срабатывания 1 ступени ДЗ:

;

Ом.

;

Ом.

;

Ом.

Вторая ступень ДЗ.

Второй ступени для данного участка сети нет по руководящим указаниям /10/.

Третья ступень ДЗ.

Отстраиваем по условию от минимального сопротивления самозапуска:



где - коэффициент возврата реле сопротивления, равный 0,95 /10/;

- коэффициент надежности, равный 1,2 /10/;

Ом.

Уставка 3 ступени ДЗ по реактивному сопротивлению (9.49):

Ом.

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

Ом.

Минимальный ток двухфазного металлического КЗ в конце защищаемой зоны 2 ступени ДЗ (9.54):

кА.

Принимается уставка 3 ступени ДЗ по активному сопротивлению по условию отстройки от сопротивления самозапуска:

Ток точной работы РС 3 ступени ДЗ: А.

Коэффициент чувствительности РС 3 ступени ДЗ по току точной работы при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны (9.56):

.

Вторичное сопротивление срабатывания 3 ступени ДЗ (9.57,.9.58,.9.59):

Ом;

Ом;

Ом.

Рисунок 2. Характеристика ДЗ в комплексной плоскости сопротивлений



4. Основная защита силового трансформатора

Блок микропроцессорной релейной защиты БМРЗ-ТД-10-30-21 ДИВГ.648228.070-03 (в дальнейшем - блок) предназначены для выполнения функций основной быстродействующей дифференциальной защиты, измерения и сигнализации двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов (АТ) с напряжением стороны высшего напряжения (ВН) до 220 кВ включительно.

Питание блока может производиться от источника постоянного, выпрямленного или переменного тока с номинальным напряжением 220 В (диапазон изменения напряжения оперативного питания от 88 до 264 В).

Функциональные возможности

Блок применяется в схемах трехфазного подключения трансформаторов тока (ТТ) по схеме звезда, независимо от схемы соединения обмоток силового трансформатора. Допускается использовать двухфазное подключение ТТ только для обмоток силового трансформатора, соединенных по схеме "треугольник", при этом ТТ подключаются к фазам A, C, на вход блока фазы B должен быть подан в противофазе суммарный ток фаз A и С. За положительное направление токов сторон принимается направление токов в сторону защищаемого объекта (силового трансформатора или автотрансформатора). Все подключения ТТ должны обеспечивать подачу вторичных токов положительного направления на входы блока.

В блоке предусмотрена компенсация поворота фазы при различных комбинациях соединений обмоток защищаемого объекта - операция "цифровой треугольник", включаемая автоматически для требуемой стороны при задании уставкой соответствующей группы соединения обмоток трансформатора

В блоке производится цифровое выравнивание токов сторон, благодаря чему не требуется применения промежуточных трансформаторов (автотрансформаторов) тока.

Блок обеспечивает учет положения устройства регулирования под нагрузкой (РПН), что позволяет снизить составляющую тока небаланса, обусловленную влиянием РПН трансформатора, и повысить чувствительность дифференциальной защиты с торможением.

В блоке производится удаление токов нулевой последовательности для любых обмоток силового трансформатора, соединенных по схеме "звезда", что предотвращает излишнее срабатывание ДЗТ и дифференциальной токовой отсечки при внешних однофазных замыканиях на землю.

В блоке предусмотрена вызывная сигнализация, срабатывающая при возникновении небаланса токов плеч дифференциальной защиты, что позволит осуществлять контроль состояния измерительных токовых цепей и трансформаторов тока.

Блок обеспечивает защиту общей обмотки автотрансформатора от перегрузки. Значение тока общей обмотки АТ вычисляется математически, что не требует установки дополнительного ТТ в нейтрали АТ

Блок обеспечивает хранение двух независимых программ уставок защит и автоматики. Выбор программы 2 осуществляется при подаче входного дискретного сигнала "Программа 2".

Функции защиты:

1) Дифференциальная токовая отсечка (ДТО) предназначена для быстрого и селективного отключения КЗ (со значительным дифференциальным током) в зоне действия защиты. ДТО срабатывает без применения блокировок, дополнительных торможений, выдержек времени. Срабатывание ДТО происходит при превышении дифференциальным током заданной уставки IДТО. Возврат ДТО происходит при снижении дифференциального тока с учетом коэффициента возврата, задаваемого уставкой Kв ДТО. ДТО является вспомогательным элементом основной защиты трансформатора и должна всегда применяться совместно с функцией ДЗТ. Функция ДТО может быть введена в действие программным ключом S910.

2) Дифференциальная токовая защита с торможением (ДЗТ). Функция ДЗТ может быть введена в действие программным ключом S920. Защита предназначена для быстрого и селективного отключения КЗ (с дифференциальным током малой кратности) в зоне действия защиты. В ДЗТ используется торможение от сквозного тока, протекающего через защищаемый объект, осуществляется эффективная блокировка при бросках тока намагничивания. Срабатывание ДЗТ происходит при превышении дифференциальным током значения, определяемого по характеристике ДЗТ (рисунок 3). Возврат происходит при снижении дифференциального тока с учетом коэффициента возврата.

Рисунок 3. Характеристика ДЗТ

ДЗТ является одним из основных элементов основной защиты трансформатора. Характеристика ДЗТ включает три участка. Угол наклона характеристики на 1-м участке нулевой, на 2 и 3-м участках задается коэффициентами торможения КТОРМ. 2 и КТОРМ. 3. Ток торможения IТОРМ. рассчитывается как полусумма токов сторон ВН, среднего напряжения (СН) и низшего напряжения (НН) в приведении к стороне ВН.

Функциональная схема ДЗТ и ДЗО представлена на рисунке 4.



Рисунок 4. Функциональная схема алгоритмов ДЗТ, ДТО

Функция ДЗТ использует две группы уставок срабатывания: грубые и чувствительные.

Блок осуществляет работу по грубым уставкам в следующих случаях:

действующие значения всех токов сторон меньше 0,05·IН (режим холостого хода), в том числе в течение 1/3 с после прекращения указанного условия;

при отклонении фактического положения устройства РПН от расчетного более чем на 2 положения;

при включении блока в ходе загрузки и инициализации программного обеспечения.

При работе по грубым уставкам цифровое выравнивание токов сторон осуществляется с учетом номинального коэффициента трансформации силового трансформатора, вычисляемого автоматически по введенным уставкам номинальных напряжений сторон. Работа по грубым уставкам сопровождается свечением светоизлучающего диода далее светодиода "Грубые уставки" на лицевой панели блока. При работе по чувствительным уставкам производится расчет фактического коэффициента трансформации, что позволяет снизить составляющую тока небаланса дифференциального тока, обусловленную влиянием устройства РПН. Блок может учитывать работу устройств РПН с временем переключения на одно положение не менее 0,5 с, установленных на сторонах ВН, СН трансформатора или АТ, и в нейтрали АТ. Фактический коэффициент трансформации рассчитывается ступенчато, с учетом значения шага регулирования устройства РПН, задаваемого уставкой "Шаг РПН", расчет производится периодически с интервалом 1 с, что обеспечивает надёжное срабатывание защит при КЗ с малыми кратностями токов.

При наличии устройства РПН должны быть заданы уставки количества отпаек устройства РПН NСТ, значение шага (одной ступени) регулирования устройства РПН. Количество отпаек устройства РПН NСТ может иметь только нечетное значение. При наличии устройства РПН шаг регулирования не должен быть равен нулю. Если блок применяется для трансформатора без устройства РПН, то должно быть установлено количество отпаек NСТ, равное 1.

При вводе грубых и чувствительных уставок ДЗТ (Iдзт нач, Кторм. 2 и Кторм. 3) необходимо убедиться, что они удовлетворяют следующим условиям:

Iдзт нач чувств. ? Iдзт нач груб.;

Кторм. 2 чувств. ? Кторм. 2 груб;

Кторм. 3 чувств. ? Кторм. 3 груб.

Кроме того, необходимо, чтобы выполнялись условия:

Кторм. 2 чувств. ? Кторм. 3 чувств.;

Кторм. 2 груб. ? Кторм. 3 груб.

В случае ввода уставок, не удовлетворяющих вышеприведенным условиям, мигает светодиод "ГОТОВ", блок выдает кратковременный выходной сигнал "Отказ БМРЗ" с индикацией на дисплее сообщения "Ошибка записи уставок" на время 5 с, после чего происходит возврат к прежним уставкам.

Блокировка срабатывания защиты при бросках тока намагничивания в условиях включения трансформатора на холостой ход и при внешних КЗ, сопровождающихся значительным насыщением первичных трансформаторов тока, осуществляется в соответствии с алгоритмом блокировки ДЗТ.

Информационный признак блокировки рассчитывается как отношение суммы действующих значений второй и четвертой гармоники к действующему значению первой гармоники дифференциального тока. При превышении уставки КИПБ и при наличии дифференциального тока, значение которого больше 0,1Iн, вырабатывается сигнал блокировки.

Срабатывание ДЗТ блокируется пофазно при появлении соответствующего сигнала блокировки по ИПБ.

3) Газовая защита (ГЗ).

Блок обеспечивает исполнение сигналов ГЗ с действием на сигнализацию по дискретному входу "ГЗ Тр. сигн." (1-я ступень ГЗ) с выдержкой времени ТГЗсиг.

Рисунок 5. Функциональная схема алгоритма газовой защиты

Обеспечивается исполнение сигналов срабатывания газовой защиты (ГЗ) силового трансформатора и устройства РПН на отключение по дискретным входам "ГЗ Тр. откл.", "ГЗ РПН откл." (2-я ступень ГЗ) с выдержкой времени ТГЗоткл. Предусмотрена возможность перевода действия второй ступени ГЗ на сигнализацию при подаче входного дискретного сигнала "Перевод ГЗ на сигнал".При срабатывании газовой защиты блок обеспечивает выдачу выходных дискретных сигналов "Работа ГЗ 1 ст.", "Работа ГЗ 2 ст." и индикацию на светодиоде лицевой панели "Работа ГЗ".

Блок обеспечивает запоминание срабатывания сигналов "Работа ГЗ 1 ст.", "Работа ГЗ 2 ст." при потере питания. Время хранения информации о состоянии сигналов при отключенном оперативном токе составляет не менее 200 ч. Сброс сигналов срабатывания ГЗ производится квитированием.

4) Внешние защиты.

Блок обеспечивает действие внешних защит на отключение при введенных программных ключах S80 и S86 для дискретных входов "Внеш. защ. 1" и "Внеш. защ. 2" соответственно.

Рисунок 6. Функциональная схема алгоритмов управления выключателем - отключение

При появлении дискретных входов "Внеш. защ. на сигн. 1" или " Внеш. защ. На сигн. 2" происходит срабатывание вызывной сигнализации.

5) Функции автоматики и управления выходными реле защит.

Блок обеспечивает выполнение функций приемника (УРОВП) и датчиков (УРОВД ВН, УРОВД СН) устройства резервирования при отказе выключателей сторон ВН и СН, а также действие УРОВ "на себя".

Рисунок 7. - Функциональная схема алгоритма УРОВ



Ввод функции УРОВП осуществляется программным ключом S46, ввод функции УРОВД ВН - программным ключом S44, ввод функции УРОВД СН - программным ключом S45.

Пуск УРОВ происходит:

· при срабатывании ДТО;

· при срабатывании ДЗТ;

· по сигналам газовой защиты на отключение "ГЗ Тр. откл.", "ГЗ РПН откл.";

· по сигналам внешних защит на отключение "Внеш. защ. 1" и "Внеш. защ. 2";

· по сигналу "УРОВП" от нижестоящей защиты.

Сигналы "УРОВД ВН", "УРОВД СН" выдаются с выдержкой времени ТУРОВ ВН и ТУРОВ СН соответственно, после выдачи команды на отключение выключателя при условии его неотключения. Отключение выключателей ВН и СН фиксируется по факту отсутствия тока соответствующей стороны. Признаком отсутствия токов является срабатывание всех трехфазных реле минимального тока соответствующей стороны, включенных на фазные токи. Сигналы "УРОВД ВН", "УРОВД СН" снимаются по факту снижения соответствующих токов ниже уставки IУРОВ.

При получении сигнала "УРОВП" выдается команда на отключение выключателей без выдержки времени и вызывная сигнализация.

Команда отключения выдается одновременно на выходные реле "Откл. 1","Откл. 2", "Откл. 3", "Откл. 4", "Откл. 5" и удерживается до отключения выключателей, определяемому по снижению токов всех сторон ВН, СН, НН ниже уставки IУРОВ. Уставкой ТОТКЛ может быть задано время дополнительного удержания команды отключения. Любое из реле "Откл. 1", "Откл. 2", "Откл. 3", "Откл. 4" или "Откл. 5" может быть задействовано для выдачи сигнала на отключение выключателя питающей стороны по высокочастотному (ВЧ) каналу.

Функции сигнализации.

Блок обеспечивает формирование выходного сигнала "Вызов".

Рисунок 8. Функциональная схема алгоритма формирования сигнала "Вызов"

При срабатывании выходного реле "Вызов" горит светодиод "ВЫЗОВ" на лицевой панели блока.

Сигнал "Вызов" выдается в следующих случаях:

при срабатывании ДТО или ДЗТ;

при отключении по сигналам "Внеш. защ. 1", "Внеш. защ. 2", "ГЗ Тр. откл.", "ГЗ РПН откл." или "УРОВП";

при подаче сигналов "Внеш. защ. на сигн. 1", "Внеш. защ. на сигн. 2" или "ГЗ Тр. сигн.";

при срабатывании защиты от перегрузки общей обмотки АТ;

при формировании сигнала "УРОВД";

при превышении в течение более 10 с любым из дифференциальных токов уставки сигнализации небаланса;

при обнаружении неисправности блока.

Возврат сигнала "Вызов" производится квитированием.

Квитирование сигнализации производится нажатием кнопки СБРОС на пульте блока в режиме управления "Местное", подачей соответствующей команды по каналу связи в режиме управления "Дистанционное" или подачей входного дискретного сигнала "Квитирование" независимо от режима управления.



Рисунок 9 - Функциональная схема алгоритма квитирования

Вспомогательные функции.

Измерение параметров сети. Блок обеспечивает измерение или вычисление:

токов фаз IA, IB, IC сторон ВН, СН и НН;

дифференциальных токов IdA, IdB, IdC;

токов торможения ITA, ITB, ITC (только при использовании программы "МТ Реле Монитор" или АСУ)

частоты F.

На дисплее в подменю "ПАРАМЕТРЫ СЕТИ" отображаются действующие значения первой гармонической составляющей фазных токов сторон ВН, СН и НН во вторичных значениях. Значения дифференциальных токов фаз А, В и С отображаются в кратностях к номинальному току стороны ВН силового трансформатора.

Измерение частоты производится при значениях фазных токов, превышающих 0,2 IПТН. В том случае, когда все токи имеют значение ниже указанного, на дисплей выводится надпись "F=??.??".

Регистрация параметров аварий. Блок обеспечивает регистрацию параметров девяти отключений. Параметры аварий отображаются на дисплее в подменю "АВАРИИ".

Осциллографирование аварийных событий. Блок фиксирует 15 осциллограмм мгновенных значений, каждая длительностью 2,1 с: 0,2 с до срабатывания защиты (предыстории) и 1,9 с аварийного процесса. В каждой осциллограмме фиксируется девять аналоговых и 48 дискретных сигнала.

Пуск осциллографа происходит по факту срабатывания защит блока, а также при подаче команды из программы "МТ Реле Монитор", по каналам АСУ, при подаче сигнала на дискретный вход "Пуск ОСЦ".

Состав регистрируемых аналоговых сигналов:

фазные токи стороны ВН (IA ВН, IВ ВН, IC ВН);

фазные токи стороны СН (IA СН, IВ СН, IC СН);

фазные токи стороны НН (IA НН, IВ НН, IC НН).

Состав регистрируемых дискретных сигналов содержится в файле осциллограммы аварийного события.

Связь с ПЭВМ и АСУ. В блоке предусмотрена возможность подключения ПЭВМ в соответствии со стандартами RS-232 или USB, а также включение блока в АСУ в качестве подсистемы нижнего уровня. Подключение к АСУ осуществляется в соответствии со стандартом RS-485.



5. Безопасность жизнедеятельности

Компоновка ОРУ 110 кВ, ОРУ 35 кВ и КРУ 6 кВ.

Технико-экономическую эффективность, надежность и удобство эксплуатации отдельных объектов подстанции определяют их конструктивные и компоновочные решения. В соответствии с выбранной структурной схемой на подстанции есть ОРУ 110 кВ, ОРУ 35 кВ и КРУ 6 кВ.

Оборудование ОРУ располагается таким образом, чтобы обеспечивались возможности выполнения монтажа и ремонта оборудования с применением машин и механизмов, транспортировки трансформаторов, проезда пожарных машин и передвижных лабораторий. Территория подстанции ограждается сетчатым забором высотой 1,8 м. Вспомогательные сооружения (масляное хозяйство, склады, здание ОПУ и т.п.), расположены на территории ОРУ и огорожены внутренним забором высотой 1,6 м.

Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различных элементов ОРУ указаны в таблице 34 /1/.

Таблица 34

Наименьшие расстояния от токоведущих частей до различных элементов

Наименование расстояния	Изоляционное расстояние, мм
	110 кВ	35 кВ
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м.	900	400
Между проводами разных фаз	1000	440
От токоведущих частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до постоянных внутренних ограждений высотой не менее 1,6 м, до габаритов транспортируемого оборудования	1650	1150
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней цепи и не отключенной верхней	1650	1150
От не огражденных токоведущих частей до земли или кровли зданий при наибольшем провисании проводов	3600	3100
Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а так же между токоведущими частями разных цепей по горизонтали при обслуживании одной цепи или не отключенной другой, от токоведущих частей до верхней кромки внешнего забора, между токоведущими частями и зданиями или сооружениями	2900	2400
От контакта и ножа разъединителя в отключенном положении до ошиновки, присоединенной ко второму контакту	1100	485

По территории подстанции обеспечен проезд для автомобильного транспорта с улучшением грунтовой поверхности твердыми добавками и засевом трав. Автодороги с покрытием предусматриваются к следующим зданиям и сооружениям: порталу для ревизии трансформаторов, зданию ЗРУ-35кВ, выключателям ОРУ 110 кВ. Ширина проезжей части внутриплощадных дорог принята 3,5 м.

ОРУ 35 кВ выполнено подобно ОРУ 110 кВ. КРУ 6 кВ выполнено с двусторонним расположением ячеек КРУ. Все ячейки КРУ имеют механическую блокировку, которая исключает выкат тележки при включенном выключателе. КРУ расположено в отдельном здании, имеет два выхода, расположенные с противоположных торцов здания. Двери ЗРУ имеют самозакрывающиеся замки, открываемые без ключа со стороны РУ.

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

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

Электробезопасность на подстанции.

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

Контроль изоляции в сетях 6-35 кВ.

Для защиты человека от поражения электрическим током и обеспечения нормальной работы электроустановок состояние изоляции было проверено после монтажа, ремонта и пребывания в нерабочем состоянии, а также в рабочем состоянии, под напряжением. В соответствии с ПУЭ в сетях 6-35 кВ предусмотрен автоматический контроль изоляции, действующий на сигнал при снижении сопротивления изоляции одной из фаз ниже заданного значения (рисунок 10), с последующим контролем асимметрии напряжения при помощи показывающего прибора (с переключением).

Рисунок 10. Принцип схемы контроля изоляции в сети 6(35) кВ

Устройства контроля подключаются к сети через группу однофазных трансформаторов типа ЗНОЛ.

Вторичные обмотки измерительных трансформаторов соединяются по схемам: (I)-звезда , (II)-разомкнутый треугольник. Обмотка I позволяет измерить напряжение всех фаз , II - для контроля геометрической суммы напряжений всех фаз.

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

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

...