Модернизация релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Игра" Игринского района Удмуртской Республики

, (3.21)

Ом;

Ом.

Зная допустимое сопротивление проводов, можно определить сечение соединительных проводов

, (3.22)

где - удельное сопротивление материала провода, ;

l_РАСЧ - расчетная длина соединительных проводов, м.

На подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами, удельное сопротивление алюминия = 0,028 .

Расчетная длина соединительных проводов l_РАСЧ зависит от схемы включения трансформаторов тока. Так как трансформаторы тока включены по схеме полной звезды, l_РАСЧ = l, где l - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец, для цепей 220 кВ можно принять l = 100 м /2/.

Сечение соединительных проводов по формуле (3.22):

.

Согласно /2/ по условию механической прочности сечение алюминиевых жил должно быть не меньше 4 мм². Поэтому в качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АКВВГЭнг сечением 4 мм².

3.6.2 Выбор трансформаторов тока в цепи линий 110 кВ

В КРУЭ типа ELK-04 имеются встроенные трансформаторы тока типа ТВ-110. Эти трансформаторы имеют 4 вторичные обмотки с номинальным током 5А . Одна из обмоток имеет класс точности 0,5 и предназначена для подключения счётчиков и измерительных приборов, а остальные обмотки имеют класс точности 10 Р и используются для подключения устройств релейной защиты и автоматики.

Трансформаторы тока выбирают по следующим условиям:

1) по номинальному напряжению:

, (3.12)

где u_НОМ - номинальное напряжение трансформатора тока, кВ,

u_УСТ - напряжение установки, кВ;

2) по номинальному первичному току:

, (3.13)

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

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

3) по конструкции и классу точности;

4) осуществляется проверка на термическую стойкость:

, (3.15)

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

t_ТЕР - допустимое время действия тока термической стойкости, с,

В_К - тепловой импульс по расчету, кА² с.

Расчетным током короткого замыкания является ток в точке К₁.

Максимальный ток в линии 110 кВ - 600 А, на стороне 110 кВ АТ - 928,8 А, поэтому можно было бы принять все трансформаторы тока в КРУЭ 110 кВ с одинаковым Ктт = 1000/5, но по условию выполнения релейной защиты, принимаем ТТ с Ктт = 2000/5.

Таблица 3.13 - Выбор трансформаторов тока 110 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Трансформатор тока ТВ-110-2000/5
uУСТ = 110 кВ	uНОМ = 110 кВ
IМАХ = 600 А	I1НОМ = 2000 А
ВК = 381,65 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 502•3 = 7500 кА2 с

Чтобы обмотка класса точности 0,5 трансформатора тока работала в заданном классе точности, необходимо произвести проверку по вторичной нагрузке:

, (3.16)

где z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом,

z _2НОМ - номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом.

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

. (3.17)

Сопротивление приборов определяется по формуле

, (3.18)

где S_ПРИБ - мощность, потребляемая приборами, ВА;

I_{2 НОМ} - вторичный номинальный ток трансформатора тока, I_{2 НОМ} = 5А.

Схема соединения трансформаторов тока - полная звезда.

Для определения мощности приборов составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов (рисунок 3.7).

Пользуясь схемой включения и каталожными данными приборов, выбираем наиболее загруженный трансформатор тока, для чего определяем нагрузку по всем фазам (таблица 3.14). Для этого суммируем мощности токовых обмоток приборов, включенных в данную фазу.

Рисунок 3.7 - Схема включения трансформаторов тока и приборов



Таблица 3.14 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

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

Из таблицы 3.14 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Мощность, потребляемая приборами в этих фазах,

S_ПРИБ = 4,0 ВА.

Тогда сопротивление приборов по формуле (3.18):

Ом.

Сопротивление контактов принимается r_К = 0,1 Ом.

Сопротивление соединительных проводов r_ПРОВ зависит от их длины и сечения.

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

.

Приняв r₂ = z_2НОМ, определяем допустимое значение r_ПРОВ:

,

в каталоге на трансформатор тока задается номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в классе точности 0,5 в виде мощности S_2НОМ = 50 ВА, номинальное сопротивление определяем по формуле:

,

Ом;

Ом.

Зная допустимое сопротивление проводов, можно определить сечение соединительных проводов

,

где - удельное сопротивление материала провода, ;

l_РАСЧ - расчетная длина соединительных проводов, м.

На подстанциях с высшим напряжением 220 кВ во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами, удельное сопротивление алюминия = 0,028 .

Расчетная длина соединительных проводов l_РАСЧ зависит от схемы включения трансформаторов тока. Так как трансформаторы тока включены по схеме полной звезды, l_РАСЧ = l, где l - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец, для цепей 110 кВ можно принять l = 50 м /2/.

Сечение соединительных проводов по формуле:

.

Согласно /2/ по условию механической прочности сечение алюминиевых жил должно быть не меньше 4 мм². Поэтому в качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АКВВГЭнг сечением 4 мм2.



3.6.3 Выбор трансформаторов тока на стороне НН 10 кВ

Выбор трансформаторов тока на стороне низшего напряжения производится аналогично выбору трансформаторов тока на стороне высшего напряжения.

Выбор трансформаторов тока в цепи силовых трансформаторов на стороне низкого напряжения.

Таблица 3.15 - Выбор трансформаторов тока 10 кВ в цепях силовых трансформаторов.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Трансформатор тока ТЛШ-10 -5000/5
uУСТ = 10 кВ	uНОМ = 10 кВ
IМАХ =4673,8 А	I1НОМ = 5000 А
ВК = 1454,22кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 402•3 = 4800 кА2 с

Расчетные параметры рассчитаны в пункте «Выбор выключателей на НН»

Схема подключения приборов в обмотку класса точности 0,5 ТТ представлена на рисунке 3.8.

Рисунок 3.8 - Нагрузка на обмотку ТТ НН

Определяем нагрузку по фазам (таблица 3.16), для выбора наиболее загруженного трансформатора тока.

Таблица 3.16 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

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

По данным таблицы 3.16 видно, что наиболее загруженной является фаза А, мощность приборов в этой фазе S_ПРИБ = 3 ВА.

Сопротивление приборов:

Ом.

Во вторичную обмотку наиболее загруженного трансформатора тока включены три прибора /2/, сопротивление контактов принимается r_К = 0,05 Ом.

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

Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

Ом.

Для подстанции с высшим напряжением 220 кВ в качестве соединительных проводов принимаем кабель с алюминиевыми жилами, удельное сопротивление алюминия: = 0,028 .

Согласно/2/, в цепях 6-10 кВ длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец можно принять l = 4 м. Трансформаторы тока включены по схеме полная звезда, м.

Сечение соединительных проводов по формуле:

,

.

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

Выбор трансформаторов тока в цепи отходящих линий 10 кВ.

В ячейках ЗРУ устанавливаем трансформаторы тока типа

ТОЛ-10-600/5-У2.

Таблица 3.17 - Выбор трансформаторов тока в цепи ВЛ 10 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные
	Трансформатор тока ТОЛ-10-600/5-У2
uУСТ = 10 кВ	uНОМ = 10 кВ
IМАХ = 467,4 А	I1НОМ = 600 А
ВК = 1454,22 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 31,52•3 = 2976 кА2 с

Расчетные параметры рассчитаны в пункте «Выбор выключателей на НН»

Чтобы обмотка класса точности 0,5S трансформатора тока работала в заданном классе точности, необходимо произвести проверку по вторичной нагрузке. Для этого составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов (рисунок 3.8). Сеть 10 кВ работает с изолированной нейтралью, и здесь однофазное замыкание на землю не является коротким, поэтому можно ограничиться установкой двух трансформаторов тока, то есть использовать схему неполной звезды.

Рисунок 3.8 - Схема включения трансформаторов тока и приборов

Далее необходимо найти мощность, потребляемую приборами, включенными во вторичную обмотку наиболее загруженного трансформатора тока. Для этого, пользуясь схемой включения (рисунок 3.16) и каталожными данными приборов, определяем нагрузку по фазам (таблица 3.18).

Таблица 3.18 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

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

Из таблицы 3.18 видно, что наиболее загружена фаза А. Мощность,

потребляемая приборами в этой фазе, S_ПРИБ = 2,5 ВА.

Общее сопротивление приборов по формуле:

Ом.

Сопротивление контактов принимаем r_К = 0,05 Ом.

Номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в классе точности 0,5 задана в виде мощности S_2НОМ = 10 ВА, номинальное сопротивление определяем по формуле:

Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

Ом.

Трансформаторы тока включены по схеме неполная звезда, м.

Сечение соединительных проводов по формуле:

,

.

По условию механической прочности в качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АКВВГЭнг с алюминиевыми жилами сечением 4 мм².

3.7 Выбор токоведущих частей

Токоведущие части в распределительных устройствах 35 кВ и выше электростанций и подстанций обычно выполняются гибкими сталеалюминевыми проводами АС или АСО. Гибкие провода применяются также для соединения блочных трансформаторов с ОРУ.

Соединение генераторов и трансформаторов с закрытым или комплектным распредустройством 6…10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом. Гибкие токопроводы для соединения генераторов и трансформаторов с РУ 6…10 кВ выполняются пучком проводов, закрепленных по окружности в кольцах-обоймах. Два провода из пучка - сталеалюминевые. Они несут в основном механическую нагрузку от собственного веса, гололеда и ветра. Остальные провода - алюминиевые. Они являются только токоведущими. Сечения отдельных проводов в пучке рекомендуется выбирать возможно большими (500, 600 мм2)_, так как это уменьшает их число и стоимость токопровода.

Все соединения внутри закрытого распредустройства 6…10 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. При токах до 3000 А в закрытых распредустройствах 6…10 кВ применяются однополосные и двухполосные алюминиевые шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения, так как они обеспечивают лучшие условия охлаждения и меньшие потери от эффекта близости и поверхностного эффекта.

Проводники линий электропередач, длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ, токопроводы генераторного напряжения выбираются по экономической плотности тока

(3.23)

где ток нормального режима (без перегрузок); нормированная плотность тока, А/мм2.

Выбору по экономической плотности тока не подлежат [1]:

- сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1 кВ и при Т_max до 5000 ч;

- ответвления к отдельным электроприёмникам U<1 кВ, а также осветительные сети;

- сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений;

- сети временных сооружений, а также устройства со сроком службы 35 лет.

Сечение этих проводов выбирается по допу-стимому току. При этом учитываются не только нормальные, но и послеаварийные режимы, а также режимы в период ремонтов и возможность неравномерного распределения токов между секциями шин.

3.7.1 Выбор ТВЧ для связи с КРУЭ 220 кВ

С учетом того, что вместо ОРУ 220 и 110 кВ применено КРУЭ, связь с ним осуществляется кабельными линиями.

Для связи с КРУЭ 220 кВ выбираем кабель с CПЭ изоляцией с медной жилой сечением 400 мм².

Проверяем данный кабель по допустимому току:

При прокладке данного кабеля в земле на глубине 1,2 м допустимый ток: I_доп=720 А. В утяжеленном режиме ток на высокой стороне АТ: I_мах=690,5 А. условие выполняется.

3.7.2 Выбор ТВЧ для связи с КРУЭ 110 кВ

Для связи с КРУЭ 110 кВ выбираем кабель с CПЭ изоляцией с медной жилой сечением 1000 мм².

Проверяем данный кабель по допустимому току:

При прокладке данного кабеля в земле на глубине 1,2 м допустимый ток: I_доп=950 А. В утяжеленном режиме ток на высокой стороне АТ: I_мах=928 А. условие выполняется.

3.7.3 Выбор соединения автотрансформатора с ЗРУ

Соединение автотрансформатора с закрытым РУ 6-10 кВ осуществляется гибким подвесным токопроводом, шинным мостом или закрытым комплектным токопроводом.

Если на участках электрических схем применяются комплектные токопроводы, то в этом случае его выбирают:

1) по номинальному напряжению:

,

где u_НОМ - номинальное напряжение выбираемого токопровода, кВ,

u_УСТ - напряжение установки, кВ;

2) по номинальному току:

где I_ДОП - длительно допустимый ток проводника, А,

I_МАХ - максимальный ток, протекающий в утяжеленном режиме, А;

3) выполняется проверка на электродинамическую стойкость:

где i_УД - расчетный ударный ток, кА;

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

Где I_П,0 - действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания, взятое из таблицы 3,3 и равное 57,255 кА;

4) условие проверки по термической устойчивости:

,

Тепловой импульс по формуле :

,

где t_РЗ = 0,1 с - максимальное время действия основной защиты;

t_О.В.= 0,055 - полное время отключения выключателя, с;

с,

Т_А - постоянная времени затухания апериодической составляющей, Т_А = 0,05 с;

Выбираем к установке токопровод ТЭНЕ-10-5000-250 УХЛ1.

Таблица 3.19 - Проверки токопровода.

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТЭНЕ-10-5000-250 УХЛ1
uУСТ = 10 кВ	UН = 10 кВ
IМАХ = 4673,8 А	IДОП = 5000 А
iУД = 145,75 кА	iДИН = 250 кА
ВК = 672,02 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 1002•3 = 30000 кА2 с

Все соединения внутри КРУ 6-10 кВ, включая сборные шины, выполняются жесткими голыми алюминиевыми шинами прямоугольного или коробчатого сечения. Принимаем к установке алюминиевые шины коробчатого сечения, допустимый длительный ток на одну фазу 5650 А. Максимальный ток на шинах НН 10кВ посчитан в пункте 3.2 и равен 4673,8 А:

,

Размеры, мм
а	b	c	r
150	65	7	10

Рисунок 3.9 - Выбор изоляторов для ЗРУ 10кВ

Жесткие шины в распределительных устройствах крепятся на опорных изоляторах, которые выбираются:

по номинальному напряжению

,

по допустимой нагрузке

где сила, действующая на изолятор; допустимая нагрузка на головку изолятора:

где разрушающая нагрузка на изгиб.

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

Параметры изолятора:

размеры: - строительная высота - 134 мм;

разрушающая электромеханическая нагрузка - 20 кН;

кН,

Н,

где а - расстояние между соседними фазами =0,45 м;

- длина пролета между изоляторами =134 мм.

Выражение выполняется, поэтому принимаем данные изоляторы.

3.8 Выбор высокочастотных заградителей

3.8.1 Выбор высокочастотных заградителей 220 кВ

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

Выбор высокочастотных заградителей осуществляется по следующим условиям:

по номинальному току:

,

где I_НОМ - номинальный ток заградителя, А;

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

По результатам расчета режимов сети на 2020 год максимальный ток по ВЛ 220 кВ в утяжеленном режиме равен 900 А.

1) проверка на электродинамическую стойкость:

,

где i_ДИН - ток электродинамической стойкости заградителя, кА;

i_УД -ударный ток трехфазного КЗ на стороне ВН, кА;

2) производится проверка на термическую стойкость:

,

где I_ТЕР - ток термической стойкости заградителя, кА;

t_ТЕР - допустимое время действия тока термической стойкости, с;

В_К - тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания на стороне ВН, кА² с.

С учетом выполнения этих условий принимаем к установке на питающих линиях напряжением 220 кВ высокочастотный заградитель типа ВЗ-1250/31,5/80-0,5 У1.

Таблица 3.20 - Выбор высокочастотных заградителей

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВЗ-1250/31,5/80-0,5 У1
IМАХ = 900 А	IНОМ = 1250 А
iУД = 68,73 кА	iДИН = 80 кА
ВК = 124,1 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 31,52•1 = 992,25 кА2 с

Как видно из таблицы 3.20, все условия выполняются.

3.8.2 Выбор высокочастотных заградителей 110 кВ

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

Выбор высокочастотных заградителей осуществляется по следующим условиям:

3) по номинальному току:

где I_НОМ - номинальный ток заградителя, А;

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

По результатам расчета режимов сети на 2020 год максимальный ток по ВЛ 220 кВ в утяжеленном режиме равен 600 А.

4) проверка на электродинамическую стойкость:

где i_ДИН - ток электродинамической стойкости заградителя, кА;

i_УД -ударный ток трехфазного КЗ на стороне СН, кА;

5) производится проверка на термическую стойкость:

где I_ТЕР - ток термической стойкости заградителя, кА;

t_ТЕР - допустимое время действия тока термической стойкости, с;

В_К - тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания на стороне СН, кА² с.

С учетом выполнения этих условий принимаем к установке на питающих линиях напряжением 110 кВ высокочастотный заградитель типа ВЗ-630/40/102-0,5 У1. Каталожные данные заградителя представлены в /3/.

Таблица 3.21 - Выбор высокочастотных заградителей

Расчетные данные	Каталожные данные
	ВЗ-630/40/128-0,5 У1
IМАХ = 600 А	IНОМ = 630 А
iУД = 117,68 кА	iДИН = 128 кА
ВК = 381,65 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 402•1 = 1600 кА2 с

Как видно из таблицы 3.21, все условия выполняются.



4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

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

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

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

4.1 Выбор поколения устройств РЗиА

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

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

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

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

- беспрерывная диагностика, позволяющая проводить предаварийную профилактику;

- «гибкость» для инженера при работе с устройствами;

- перепрограммирование программ (в некоторых терминалах);

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

4.2 Выбор фирмы производителя

Для защиты присоединений подстанции используем шкафы производства совместного предприятия шведской фирмы ABB и ЧЭАЗ - «ABB-Автоматизация». Выпускает устройства РЗ для сетей 6-750 кВ. Вся идеология, конструкция, программа - все фирмы ABB, наша только сборка.

АББ - лидер в производстве силового оборудования высокого, среднего и низкого напряжения; продуктов и технологий для автоматизации. Технологии АББ позволяют заказчикам компании повышать свою производительность, снижая негативное воздействие на окружающую среду. Штат АВВ насчитывает около 135 000 сотрудников в более чем 100 странах мира.

Лидерство АВВ в технологиях, глобальное присутствие и опыт работы на местном ранке позволяют предлагать продукты, системы и решения, помогающие улучшать показатели деятельности - от повышения надежности линий электропередачи до увеличения эффективности производства.

Опираясь на свои сильные стороны в технологиях для электроэнергетики и автоматизации, концерн стремится к стабильному прибыльному росту, а глобальная производственная база обеспечивает выпуск высококачественного оборудования.

Продукт, сделанный в АББ - одинаково высокого качества для всех заказчиков по всему миру.



4.3 Выбор защиты и автоматики

4.3.1 Выбор защиты и автоматики КЛ 10 кВ

Согласно ПУЭ:

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

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

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

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

3.2.96. Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал; устройства контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента должно осуществляться специальными устройствами; допускается отыскание поврежденного элемента поочередным отключением присоединений.

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

Автоматика

Согласно 3.3.2 /4/ на воздушных линиях всех типов напряжением выше 1 кВ применяются АПВ.

Для реализации защиты и автоматики воздушной линии 10 кВ используем «терминал защиты фидера REX 521».

Таблица 4.1 - Виды защит на кабельной линии 10 кВ.

Виды защит по ПУЭ	Используемые функции блока
от междуфазных КЗ - ТО и МТЗ; ЗЗ; Автоматика: АУВ; АПВ.	REX 521: 1) Двухступенчатая МТЗ (ТО и МТЗ); 2) ЗЗ с действием на сигнал; Функции автоматики: 1) АПВ; 2) АУВ;

4.3.2 Вводной выключатель 10 кВ

Согласно пункту 3.2.126 /4/ специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной системы шин 6-10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном выключателе.

Используется АПВ шин согласно пункту 3.3.2 /4/. Согласно пункту 3.3.24 /4/ АПВ выполняется автоматическим опробованием (постановка шин под напряжение выключателем от АПВ одного из питающих элементов).

Для реализации защиты и автоматики вводного выключателя используем терминал защиты, автоматики и управления ввода SPAC 810-В.



Таблица 4.2 - Виды защит на вводном выключателе.

Виды защит по ПУЭ	Используемые функции блока
1) МТЗ; 2) АПВ; 3) АУВ.	SPAC 810-В: 1) МТЗ-1ст; 2) АПВ; 3) АУВ; 4) УРОВ.

4.3.3 Секционный выключатель 10 кВ

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

Автоматика

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

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

Для реализации автоматики и защиты секционного выключателя используем терминал защиты, автоматики и управления секционного выключателя SPAC 810-С.

Таблица 4.3 - Виды защит на секционном выключателе.

Виды защит по ПУЭ	Функции блока
1) МТЗ; 2) АВР; 3) АПВ; 4) АУВ; 5) Сигнализация замыканий на землю.	SPAC 810-С: 1) МТЗ-1ст; 2) АПВ; 3) АУВ; 4) АВР; 5) УРОВ; 6) ЗЗ с действием на сигнал.

4.3.4 Шины НН 10 кВ

Согласно пункту 3.2.126 /4/ специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной системы шин 6-10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном выключателе.

Однако согласно НТП пункту 9.15.3 /6/ на каждой секции шин должна быть предусмотрена:

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

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

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

Автоматика

По пункту 3.3.25 /4/ на двухтрансформаторных понижающих подстанциях при раздельной работе трансформаторов предусматриваются устройства АПВ шин низшего напряжения в сочетании с устройствами АВР; при внутренних повреждениях трансформаторов должно действовать АВР, при прочих повреждениях - АПВ.

Согласно 3.3.30 /4/ устройства АВР должны предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточиванию электроустановок потребителя. Устройства АВР должны предусматриваться также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

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

Устройства АВР могут устанавливаться на секционных и шиносоединительных выключателях и т. п. На проектируемой подстанции устройства АВР установлены на секционных выключателях 10 кВ и подключены к трансформаторам напряжения.

Таблица 4.4- Виды защит на шинах НН

Виды защит по ПУЭ	Функции блока
1) дуговая защита; 2) логическая защита; 3) ЗЗ с действием на сигнал; 4) АПВ.	REA-101 1) Дуговая зашита; SPAC-810 ЛЗШ; ЗЗ с действием на сигнал; АПВ шин.



Рисунок 4.1 - Дуговое реле REA-10

Основные особенности

* Оптоволоконный датчик, петлевой или радиальный, или линзовый датчик для обнаружения электрической дуги;

* Два быстродействующих полупроводниковых отключающих контакта;

* Срабатывание по факту наличия только светового сигнала или в сочетании с быстродействующей регулируемой функцией максимального тока с возможностью измерения токов трёх фаз или тока двух фаз и нейтрали;

* Полное время срабатывания <2,5 мс;

* Автоматическая или ручная компенсация фоновой освещенности с регулировкой в широком диапазоне;

* Два порта RJ45 для цепочечного подключения блоков расширения;

* Два оптических разъёма для оперативной передачи сигналов ВКЛ/ВЫКЛ между центральными блоками;

* Функция УРОВ (устройство резервирования отказа выключателя), т.е. задержка сигнала отключения для вышестоящего выключателя;

* Самоконтроль оптоволоконного датчика, рабочих напряжений и кабельных соединений между центральными блоками и блоками расширения.

Применение

Последствия дугового короткого замыкания или замыкания на землю в распределительных устройствах низкого и среднего напряжения могут быть очень тяжелыми. Дуговой разряд способен вывести из строя дорогое оборудование и вызвать продолжительные и дорогостоящие простои. Кроме того, электрическая дуга может нанести тяжелые травмы персоналу.

Причинами дуги могут быть, например, повреждение изоляции, неисправность оборудования, неправильные соединения шин или кабелей, перенапряжения, коррозия, загрязнение, влага, ферромагнитный резонанс (измерительных трансформаторов) и даже старение под действием электростатического напряжения. Воздействие большинства эти факторов можно предотвратить надлежащим техническим обслуживанием. Но, несмотря на все меры предосторожности, к коротким замыканиям через дугу могут также приводить ошибки персонала.

При обнаружении и минимизации последствий дугового разряда ключевым фактором является время. Дуговой разряд, в течение 500 мс способен значительно повредить изоляцию. При длительности дугового разряда менее 100 мс, повреждения часто имеют меньший масштаб, а если дуга устраняется меньше чем за 35 мс, повреждения почти незаметны.

Опасность больших повреждений и тяжелых последствий короткого замыкания, вызванных дугой, можно снизить с помощью быстродействующей системы дуговой защиты REA 101. Не только дуговые короткие замыкания, но даже и дуговые замыкания на землю с токами ниже нормального нагрузочного тока могут обнаруживаться и прерываться до того, как они перейдут в двух- или трехфазные короткие замыкания.

Обычно применяемые релейные устройства защиты шин могут оказаться слишком медленными для обеспечения значений времени безопасного отключения короткого замыкания при дуговых разрядах. Например, для срабатывания реле максимального тока, контролирующего вводной выключатель, может быть предусмотрена задержка на сотни миллисекунд с целью обеспечения избирательности. Эту задержку можно исключить с помощью системы дуговой защиты REA 10_. Общее время отключения короткого замыкания может быть уменьшено до максимального значения 2,5 мс плюс время отключения самого выключателя.

Кроме того, дуговая защита может исключить неудачные попытки автоматического повторного включения при замыканиях в кабельном отсеке.

Реле дуговой защиты REA 101 и блоки расширения REA 103, REA 105 и REA 107 предназначены для защиты распределительных устройств среднего и низкого напряжения с воздушной изоляцией. Центральный блок REA 101 работает независимо или совместно с блоками расширения REA 103, REA 105 и REA 107. Эти блоки расширения позволяют увеличивать число оптоволоконных и/или линзовых датчиков, расширяя тем самым защищаемую зону. В случае возникновения электрической дуги место короткого замыкания может быть быстро локализовано путем проверки области контроля датчика, который обнаружил дуговой разряд.

Блоки расширения REA 103 и REA 105 имеют почти одинаковую конструкцию. Основным их различием является то, что блок REA 105 снабжен двумя быстродействующими отключающими контактами, способными отключать, например, межсекционный выключатель или оба выключателя одного фидера в двойной системе шин. Тем самым достигается избирательное отключение. Блок REA 107 также используется для расширения защищаемой зоны. Он имеет входы для восьми датчиков линзового типа. Реле дуговой защиты REA 101 имеет два выходных порта, к каждому из которых можно подключить цепочку, состоящую из не более пяти блоков расширения.

4.3.5 Автотрансформатор 220/110/10 кВ

Для автотрансформаторов согласно пункту 3.2.51 /4/ должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

2)однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах,

присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла;

Согласно пункту 3.2.53 /4/ для данного автотрансформатора применяется газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла

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

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

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

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

По пункту 3.2.54 /4/ для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени (на автотрансформаторах мощностью 6,3 МВА и более), которая должна действовать на отключение всех выключателей трансформатора

Согласно пункту 3.2.55 /4/ продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения автотрансформатора со сборными шинами.

Автоматика

Из общего раздела по релейной защите пункт 3.2.18 /4/ для общего повышения надежности предусматривается устройство резервирования при отказе выключателей (УРОВ) на стороне 220 и 110 кВ для осуществления ближнего резервирования.

Согласно пункту 3.3.26 /4/ на автотрансформаторе предусматривается действие АПВ на сторонах 110 и 220 кВ. АПВ блокируется при срабатывании внутренних защит автотрансформатора (ДЗТ и газовой защиты).

По пункту 3.3.61 /4/ автотрансформаторы с РПН распределительных подстанций для поддержания или заданного изменения напряжения должны оснащаться системой автоматического регулирования коэффициента трансформации. При необходимости автоматические регуляторы должны обеспечивать встречное регулирование напряжения.

Регистрация аварий

На автотрансформаторе в соответствии с приказом №57 /14/ пункт 6.3.10 осуществляется цифровая регистрация переходных процессов при КЗ с записью параметров предаварийного режима и регистрацией последовательности событий, в том числе срабатываний устройств и ступеней релейной защиты и автоматики. Предусмотрена передача информации от устройств регистрации на верхние уровни оперативно-диспетчерского управления.

Для защиты автотрансформатора будем использовать Интеллектуальное электронное устройство защиты трансформатора RET670 производства «АВВ - автоматизация».

Представим в таблице выбранные защиты по ПУЭ и функции, выполняемые выбранными устройствами.



Таблица 4.5 - Виды защит на автотрансформаторе 220/110/10 кВ

Виды защит по ПУЭ	1) Газовая защита; 2) Дифференциальная защита; 3) ДЗ от внешних междуфазных замыканий со стороны 220 и 110; 4) ЗЗ от внешних однофазных замыканий со стороны 220 и 110; 5) Защита от перегрузки; 6) Автоматическое управление РПН; 7) АПВ на СН и ВН; 8) УРОВ на СН и ВН; 9) ДЗО низкой стороны АТ; 10) МТЗ низкой стороны АТ; 11) Струйная защита
Используемые функции блока	RET670 реализует: Дифференциальная защита автотрансформатора с 4 токовыми входами: ВН, СН и 2 НН; Защита от перегрузки; Автоматическое управление РПН; УРОВ выключателей 110 и 220 кВ АТ; Газовое реле РГТ-80 Газовая защита; Струйное реле РСТ-25 Струйная защита; RED 521 ДЗО на низкой стороне АТ; МТЗ на низкой стороне АТ; REF 630 ДЗ на стороне 110 и 220 кВ; ЗЗ на стороне 110 и 220 кВ; АПВ выключателей 110 и 220 кВ; АУВ выключателей 110 и 220 кВ



4.3.6 Защита ВЛ 110/220 кВ

По 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.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

По НТП:

В качестве основной быстродействующей защиты необходимо применять один из следующих вариантов:

1) продольную дифференциальную защиту (ДЗЛ);

2) дифференциально-фазную (ДФЗ) защиту;

3) защиту с высокочастотной блокировкой (направленная высокочастотная фильтровая защита);

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

Установка второй быстродействующей защиты предусматривается на особо ответственных линиях напряжением 110-220 кВ, если при отказе срабатывания или выводе из действия основной быстродействующей защиты отключение короткого замыкания на линии резервной защитой с выдержкой времени может привести к нарушению устойчивости нагрузки, к нарушению технологии особо ответственных производств, надежной работы атомных станций, а также требований экологии. Две основные быстродействующие защиты должны устанавливаться на кабельных и кабельно-воздушных линиях, а также на воздушных линиях в местах массовой застройки.

В качестве второй быстродействующей защиты может быть использован комплект ступенчатых защит с передачей разрешающих или блокирующих сигналов. Для обеспечения взаимодействия полукомплектов быстродействующих защит должны использоваться высокочастотные каналы связи (ВЧКС), кабельные линии связи (КЛС) и волоконно-оптические линии связи (ВОЛС). При наличии ВОЛС предпочтение следует отдавать варианту с ДЗЛ. Необходимо, чтобы ступенчатые защиты также входили в терминалы ДФЗ и ДЗЛ.

В зависимости от типа и количества каналов связи между подстанциями необходимо использовать один из следующих вариантов исполнения защит ЛЭП 110-220 кВ:

· ЛЭП с одной быстродействующей защитой (ВЧКС):

· ДФЗ с функциями ступенчатых защит + КСЗ

· КСЗ с передачей блокирующих или разрешающих сигналов + КСЗ

· ЛЭП с одной быстродействующей защитой (ВОЛС)

· ДЗЛ с функциями ступенчатых защит + КСЗ

· ЛЭП с двумя быстродействующими защитами (2 ВЧКС)

· ДФЗ с функциями ступенчатых защит + КСЗ с передачей блокирующих или разрешающих сигналов

· КСЗ с передачей разрешающих сигналов + КСЗ с передачей блокирующих сигналов

· ЛЭП с двумя быстродействующими защитами (2 ВОЛС)

· ДЗЛ с функциями ступенчатых защит + ДЗЛ с функциями ступенчатых защит

· ЛЭП с двумя быстродействующими защитами (ВОЛС + ВЧКС)

· ДЗЛ с функциями ступенчатых защит + КСЗ с передачей блокирующих или разрешающих сигналов

· ДЗЛ с функциями ступенчатых защит + ДФЗ с функциями ступенчатых защит.

9.9.4 Комплект ступенчатых защит должен содержать дистанционную и токовую направленную защиту нулевой последовательности. Отдельные (по выбору) ступени дистанционной защиты должны блокироваться при качаниях.

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

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

Автоматика.

По ПУЭ:

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

Должно предусматриваться автоматическое повторное включение воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линий всех типов напряжением выше 1 кВ.

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

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

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

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

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

Интеллектуальное электронное устройство дифференциальной защиты линии RED670 серии Relion® 670

Защита линии с числом концов до пяти.

ИЭУ RED670 обеспечивают пофазнонезависимую дифференциальную защиту линии с числом концов от 2 до 5 в сетях с глухозаземленной или заземленных через сопротивление нейтралью, включая сети с продольной компенсацией. Все фазные токи в полуторной схеме и схеме с несколькими выключателями можно подключать к RED670 без внешнего суммирования. Поэтому каждый ток измеряется независимо, что исключает потерю данных. При этом повышается селективность функции дифференциальной защиты линии и также предоставляется возможность выполнения защиты и управления выключателя.

В зону защиты RED670 могут входить двух- или трехобмоточные силовые трансформаторы. При этом в функции дифференциальной защиты линии будет выполняется компенсация фазового сдвига в соответствии с векторной группой силового трансформатора, также с помощью дополнительных уставок будут учтены и другие особенности защиты трансформатра. Данная адаптация облегчает инжиниринг, поскольку не требует установки промежуточных выравнивающих трансформаторов тока или дополнительного оборудования защиты. С целью обеспечения лучшей чувствительности дифференциальной защиты в момент постановки трансформатора, входящего в зону защиты, под напряжение, используются усовершенствованные методы распознавания режима броска тока намагничивания.

Защита трансформатора небольшой мощности на отпайке линии выполняется без установки дополнительного устройства RED670. При выявлении повреждений за отпаечным трансформатором дифференциальная защита срабатывает с независимой или обратнозависимой выдержкой времени. Это обеспечивает селективное срабатывание других функций защиты трансформатора отпайки, подключенных на керны ТТ сторон высшего или низшего напряжений. Широкий набор функций резервных защит для воздушных и кабельных линий Наличие в RED670 четырех зон дистанционной защиты позволяет обеспечить защиту линии в случае повреждения канала связи. Полносхемная дистанционная защита обеспечивает независимый выбор фазы, обнаружение качаний мощности и различные варианты логики схем связи.

Дистанционная защита дополнена функцией отстройки от нагрузки, улучшающей распознание повреждений через высокое активное сопротивление на сильно нагруженных линиях. Дополнительные функции резервных защит и защиты широкого назначения позволяют повысить функциональность устройств RED670. Разнообразные функции максимальнойтоковой защиты и защиты от тепловой перегрузки обеспечивают дополнительную резервную защиту. Функция резервирования при отказах выключателя позволяет выполнитьотключение смежных выключателей и повторное отключение“своего” выключателя, например, чтобы избежать ошибок вовремя наладки. Имеется готовая логика схем связи с удаленным концом линии для функций направленной максимальнойтоковой защиты по нулевой последовательности и направленной максимальной токовой защиты по обратной последовательности.

В дополнение к функциям максимальной токовой защиты на полные токи и токи нулевой последовательнсти, устройства RED670 обеспечивают МТЗ по обратной последовательности. Функция распознает все несимметричные КЗ на землю и междуфазные КЗ. Для данной функции характерна высокая чувствительность, что позволяет обнаружить КЗ с низким током. Функция МТЗ по обратной последовательности имеет орган направленности, что упрощает согласование с защитой для других объектов. Четырехступенчатая МТЗ по обратной последовательности может выполнять функцию резервной защиты для большинства видов КЗ. В ряде случаев, ее можно применять в качестве основной защиты при КЗ на землю и других несимметричных КЗ.

ИЭУ RED670 разработаны на основе идеологии стандарта МЭК 61850, выполняя все его основные аспекты, тем самым обеспечивая открытую, модернизируемую и гибкую архитектуру системы, которые положены в основу стандарта. Устройства характеризуются широким функциональным составом и возможностью наращивания модулей входов/выходов. В результате Вы можете получить наиболее эффективное решение, содержащее многочисленные алгоритмы функций защиты и управления присоединением, например, улавливания синхронизма, контроля синхронизма, обнаружение обесточенной линии, а также АПВ, реализуемое в одном или нескольких ИЭУ.

Представим в таблице выбранные защиты по НТП, ПУЭ и функции, выполняемые выбранными блоками.

Таблица - 4.6 - Виды РЗиА для ВЛЭП 110 и 220 кВ

Виды защит по ПУЭ	Используемые функции блока
ДЗЛ; ДЗ; ТО; ЗЗ; АПВ; УРОВ; АУВ; ОМП.	RED 670 Пофазнонезависимая дифференциальная защита линии; УРОВ выключателей на ВН и СН; АПВ выключателей на ВН и СН; ...

Подобные документы

• Модернизация устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) электрической подстанции 110/35/10 кВ

  Модернизация релейной защиты подстанции 110/35/10 кВ "Буда-Кошелёво". Совершенствование противоаварийной автоматики на подстанции, электромагнитной совместимости электрооборудования. Охрана труда и безопасность при эксплуатации устройств релейной защиты.
  
  дипломная работа [576,1 K], добавлен 15.09.2011
  

• Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Аргамак"

  Выбор электрической аппаратуры, токоведущих частей и изоляторов, измерительных трансформаторов, оперативного тока. Расчет собственных нужд подстанции, токов короткого замыкания, установок релейной защиты. Автоматизированные системы управления процессами.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 11.01.2016
  

• Развитие участка района сети филиала ОАО "Мосэнерго Восточные Электрические сети"

  Особенности режимов работы электрических сетей. Режим максимальных и минимальных нагрузок. Выбор электрической схемы распределительного устройства подстанции, типов релейной защиты, автоматики, измерений, аппаратов и токоведущих частей, кабельных линий.
  
  дипломная работа [1,4 M], добавлен 01.07.2015
  

• Расчет устройств релейной защиты и автоматики систем электроснабжения

  Определение параметров схемы замещения и расчет функциональных устройств релейной защиты и автоматики системы электроснабжения. Характеристика электроустановки и выбор установок защиты заданных присоединений: электропередач, двигателей, трансформаторов.
  
  курсовая работа [422,5 K], добавлен 23.06.2011
  

• Понизительная подстанция

  Характеристика понизительной подстанции и ее нагрузок. Расчет короткого замыкания. Схема соединения подстанции. Выбор силовых трансформаторов, типов релейной защиты, автоматики, оборудования и токоведущих частей. Расчёт технико-экономических показателей.
  
  курсовая работа [3,7 M], добавлен 30.05.2014
  

• Пути повышения надежности бесперебойного электроснабжения потребителей (на примере системы релейной защиты и автоматики ПС 110/35/6 кВ "Рассохинская")

  Анализ существующей схемы режимов электропотребления. Расчет режимов работы подстанции, токов короткого замыкания в рассматриваемых точках системы электроснабжения. Выбор устройств релейной защиты и автоматики. Общие сведения о микропроцессорных защитах.
  
  курсовая работа [355,6 K], добавлен 18.01.2014
  

• Проектирование ПС напряжением 35/10 кВ и электрической сети 10 кВ

  Расчет нагрузок подстанции, выбор главной схемы, оборудования, устройств релейной защиты и автоматики. Системы оперативного тока, их внутренняя структура и принципы формирования, взаимосвязь действующих элементов. Сетевой график строительства подстанции.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 10.05.2014
  

• Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ

  Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ, находящейся в Соликамском районе ОАО "Березниковских электрических сетей" – филиала ОАО "Пермэнерго". Модернизация релейной защиты и автоматики, выполненная на базе современного микропроцессорного оборудования.
  
  дипломная работа [1,9 M], добавлен 21.06.2010
  

• Реконструкция системы электроснабжения и релейной защиты подстанции

  Теоретические основы методики расчета экономической эффективности от внедрения релейной защиты подстанции. Описание проекта по внедрению релейной защиты на подстанции "Бишкуль" 110/10 кВ. Показатели финансово-экономической эффективности инвестиций.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 24.06.2015
  

• Модернизация комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий электрической сети подстанции

  Исследование схемы электрической сети подстанции "ГПП 35/6 кВ". Расчет параметров комплексов релейной защиты трансформаторов и отходящих линий электропередачи на полупроводниковой и микропроцессорной элементной базе. Расчет стоимости выбранной аппаратуры.
  
  дипломная работа [3,7 M], добавлен 10.01.2016
  

• Проектирование электрической подстанции

  История развития энергетики Забайкалья, основные проекты настоящего времени. Методика расчёта электротехнических нагрузок. Выбор схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов, создание релейной защиты. Управление, сигнализация и блокировка.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 19.02.2012
  

• Выбор главных схем электрических соединений и основного оборудования районной понизительной проходной подстанции

  Анализ графиков нагрузок. Выбор мощности трансформаторов, схем распределительных устройств высшего и низшего напряжения, релейной защиты и автоматики, оперативного тока, трансформатора собственных нужд. Расчет заземления подстанции и молниеотводов.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2014
  

• Реконструкция тяговой подстанции Толмачёво

  Технический проект реконструкции тяговой подстанции Толмачёво Санкт-Петербургской Балтийской дистанции электроснабжения. Расчет релейной защиты и автоматики силовых трансформаторов. Проверка эксплуатируемых и токоведущих частей и электрических аппаратов.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 15.06.2014
  

• Релейная защита и автоматика главной понизительной подстанции завода транспортного машиностроения

  Выбор необходимого объёма релейной защиты и автоматики. Расчет токов короткого замыкания. Расчет параметров схемы замещения сети. Проверка трансформатора тока. Газовая защита трансформатора. Расчет релейной защиты трансформатора собственных нужд.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 13.02.2014
  

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

  Выбор оборудования подстанции, числа и мощности трансформаторов собственных нужд и источников оперативного тока. Сравнение релейных защит с использованием электромеханических и микропроцессорных устройств релейной защиты. Расчет токов короткого замыкания.
  
  дипломная работа [4,0 M], добавлен 01.10.2013
  

• Проектирование релейной защиты электроустановок

  Выбор системы релейной защиты блока генератор-трансформатор электрической станции. Расчет уставок срабатывания и разработка схемы подключения выбранных устройств релейной защиты. Техническое обслуживание дифференциального устройства защиты типа ДЗТ-21.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 22.02.2015
  

• Проектирование релейной защиты электроустановок

  Выбор и расчет устройства релейной защиты и автоматики. Расчёт токов короткого замыкания. Типы защит, схема защиты кабельной линии от замыканий. Защита силовых трансформаторов. Расчетная проверка трансформаторов тока. Оперативный ток в цепях автоматики.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 08.01.2012
  

• Проектирование тяговой подстанции переменного тока

  Составление однолинейной схемы главных электрических соединений тяговой подстанции, выбор оборудования подстанции. Выбор токоведущих частей и электрической аппаратуры распределительных устройств. Определение расчетных сопротивлений схемы замещения.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 27.09.2009
  

• Релейная защита и автоматика электрооборудования для ТЭЦ мощностью 600 МВт

  Схема электрических соединений и схема собственных нужд. Выбор электрооборудования схемы собственных нужд, его обоснование. Выбор устройств релейной защиты и автоматики для элементов. Разработка схем релейной защиты блока генератор-трансформатор.
  
  дипломная работа [604,1 K], добавлен 09.04.2012
  

• Построение релейной защиты системы электроснабжения

  Анализ нормальных режимов сети. Определение значений рабочих токов и токов короткого замыкания в местах установки устройств защиты, сопротивления линий электропередачи. Выбор устройств релейной защиты и автоматики, расчет параметров их срабатывания.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 03.01.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам