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

В соответствии с п. 3.2.119, для сборных шин 110 кВ и выше электростанций и подстанций отдельные устройства релейной защиты должны быть предусмотрены для двух систем шин.

В соответствии с п. 3.2.121, в качестве защиты сборных шин электростанций и подстанций 35 кВ и выше следует предусматривать, как правило, дифференциальную токовую защиту без выдержки времени, охватывающую все элементы, которые присоединены к системе или секции шин.

3.2.122. Для двойной системы шин электростанций и подстанций 35 кВ и выше с одним выключателем на присоединенный элемент дифференциальная защита должна быть предусмотрена в исполнении для фиксированного распределения элементов.

В защите шин 110 и 220 кВ следует предусматривать возможность изменения фиксации при переводе присоединения с одной системы шин на другую на рядах зажимов.

В соответствии с п. 3.2.123, дифференциальная защита, указанная в 3.2.121, должна быть выполнена с устройством, контроля исправности вторичных цепей задействованных трансформаторов тока, действующим с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал.

В соответствии с п. 3.2.128, защиту шин следует выполнять так, чтобы при опробовании поврежденной системы или секции шин обеспечивалось селективное отключение системы (секции) без выдержки времени.

Устройство REB670 предназначено для защиты и мониторинга системы шин, Т-схем подключения, ошиновок среднего, высокого и сверхвысокого напряжения. Расширяемое количество входов/выходов устройства REB670 позволяет выполнить защиту распределительного устройства с одной и двумя системами шин с/без обходной, системы шин с двумя выключателями на одну цепь или с тремя выключателями на две цепи.

ИЭУ REB670 обеспечивает селективную, надежную и быстродействующую защиту от всех видов внутренних междуфазных КЗ и КЗ на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью или нейтралью, заземленной через небольшое сопротивление. Также, данное устройство может применяться для защиты шин от междуфазных КЗ в сетях с изолированной или заземленной через большое сопротивление нейтралью. REB670 является устройством централизованной защиты шин, выполняющее, в дополнение к дифференциальной защите, динамический выбор зоны на основе положения шинных разъединителей (определяется с помощью вспомогательных контактов).

Оптимальные возможности

В одном ИЭУ REB670 реализованы разнообразные алгоритмы защит. Имеются две функции дифференциальной защиты: одна основная, другая с чувствительным органом срабатывания. Последняя предназначена для обнаружения внутренних коротких замыканий на землю в энергосистемах с малыми токами замыкания на землю, например, в энергосистемах, в которых ток короткого замыкания на землю ограничен определенным уровнем, обычно между 300 и 2000 А первичного тока из-за реактора или резистора, включенного между нейтралью сети и землей. Данный чувствительный орган может также использоваться в специальных случаях, например, при опробовании обесточенной системы шин от одной протяженной ЛЭП - в случае малых токов внутренних повреждений на шине.

Алгоритм измерения токов в REB670 гарантирует устойчивость (отсутствие излишнего срабатывания) работы защиты в случае обрыва вторичных цепей ТТ. После устранения проблем во вторичных цепях ТТ, в REB670 необходимо подать команду ручного снятия блокировки защиты (квитирования). Данная функция контроля вторичных цепей ТТ может инициировать активизацию предупредительной сигнализации и пуск осциллографа.

Встроенная функция контроля общей зоны (зоны неизбирательного действия), т.е. области, включающей обе зоны дифференциальной защиты (так называемый пусковой орган), предусмотрен для распределительных устройств с двойной системой шин, когда возможен динамический перевод присоединений с одной в другую зону защиты (систему шин).

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

Таблица - 4.7 Виды РЗиА для СШ 110 и 220 кВ

Виды защит по ПУЭ	Используемые функции блока
ДЗШ; АПВ	REB 670 Дифференциальной защиты шин; АПВ шин.

Для регистрации аварий, на подстанции устанавливаются регистраторы аварий АУРА.

4.3.8 Назначение и принцип действия

АУРА - автоматическое устройство регистрации аварий. Выпускается с 1991 года ТОО "Свей", г. Екатеринбург.

Устройство предназначено для регистрации электрических величин (аналоговых и дискретных) в аварийных режимах работы объектов энергетики и оперативного контроля в нормальном режиме.

Предусмотрена возможность обработки (просмотра) результатов регистрации при помощи ПК и распечатка результатов измерений на принтере.

Основная концепция построения устройства АУРА: скорость поступления оцифрованной входной информации не превышает скорости записи информации на винчестер.

Реализация данной концепции позволила получить устройство, в котором информация записывается в реальном времени непосредственно на винчестер, без промежуточного накопления в оперативной памяти, что исключает потерю информации при многократных последовательных пусках и обеспечивает нулевое время повторной готовности.

Длительность непрерывной записи ограничена только емкостью винчестера.

Длительность непрерывной записи является одним из важнейших параметров цифровых осциллографов, так как обеспечивает запись серии последовательных пусков, которые возникают, как правило, при развитии сложных аварий, особо нуждающихся в регистрации.

В соответствии с этим, построена и логика пусковых органов устройства АУРА. При возникновении повторных пусков во время регистрации аварийного процесса АУРА начинает новый отсчет времени с момента последнего пуска, то есть, длительность записи при этом увеличивается.

Информация об аварии представляется в виде осциллограмм (действующие значения величин, фазы, интервалы времени) и векторных диаграмм (действующие значения трех фаз, симметричные составляющие). Векторные диаграммы строятся только при наличии всех трех фаз величин.

4.3.9 Шиносоединительный выключатель 110/220 кВ

3.2.129 /4/. На шиносоединительном выключателе 110 кВ и выше должны быть предусмотрены защиты (используемые для разделения систем или секций шин при отсутствии УРОВ или выведении его или защиты шин из действия, а также для повышения эффективности дальнего резервирования):

· двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

· трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

Допускается установка более сложных защит на шиносоединительном (секционном) выключателе, если это требуется для повышения эффективности дальнего резервирования

9.13.1 /7/ На ШСВ должна быть предусмотрена ступенчатая защита от междуфазных и от однофазных замыканий.

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 шиносоединительного выключателя SPAC 810-С.

Таблица 4.8 - Виды защит на шиносоединительном выключателе.

Виды защит по ПУЭ	Функции блока
трехступенчатая дистанционная защита (ДЗ) четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП) токовая отсечку (ТО) АУВ УРОВ АПВ	SPAC 810-С: 1) ДЗ-3 ст; 2) АПВ шин 110 и 220 кВ; 3) АУВ; 4) ТНЗНП-4 ст; 5) УРОВ со стороны ВН и ВН; 6) МТЗ-1ст.

4.4 Расчет уставок релейной защиты

4.4.1 Общий принцип действия дифференциальной защиты АТ

Принцип действия дифференциальной защиты АТ: защита реагирует на геометрическую сумму токов со всех сторон АТ (при условных положительных направлениях токов в сторону АТ, рис. 4.2), называемую дифференциальным током:

IД = IВН+IСН+IНН

Защита выполняется пофазной, то есть вычисляет дифференциальный ток каждой фазы IД.А, IД.В, IД.С и сравнивает данные токи с током срабатывания. Защита срабатывает при превышении хотя бы одним фазным дифференциальным током тока срабатывания защиты.

Рисунок 4.2 - Условные положительные токи дифференциальной защиты АТ.

Защищаемая зона дифференциальной защиты определяется местами установки трансформаторов тока (ТТ). При КЗ в зоне между ТТ (КЗ в защищаемой зоне, внутреннее КЗ) (рис. 4.3 а) дифференциальный ток защиты равен току КЗ, защита срабатывает.

Рисунок 4.3 - Защищаемая зона дифференциальной защиты АТ.

Во всех остальных режимах работы АТ (холостой ход, нагрузка, перегрузка, качания, асинхронный ход, внешние КЗ) (рис. 4.3 б) дифференциальный ток защиты теоретически должен быть равен нулю и защита не срабатывает. Практически дифференциальный ток не равен нулю, а равен некоторой величине, называемой током небаланса:

IД = IНБ

Основными причинами наличия тока небаланса являются:

1. Погрешности трансформаторов тока: даже при сумме первичных токов со всех сторон АТ равной нулю сумма вторичных токов, поступающих в защиту от трансформаторов тока, не равна нулю из-за наличия погрешностей ТТ.

2. Наличие РПН у защищаемого АТ: даже если сумма токов, поступающих в защиту, строго равна нулю в среднем положении РПН, то при изменении коэффициента трансформации АТ изменяется соотношение токов на сторонах АТ, и сумма токов, поступающих в защиту, становится не равной нулю.

3. Неточность настройки (выравнивания токов) самой дифференциальной защиты: защита специально настраивается так, чтобы при отсутствии погрешностей трансформаторов тока в среднем положении РПН защищаемого АТ сумма токов в защите была равна нулю. В действительности никакая защита не может быть настроена идеально точно, в любой дифференциальной защите имеется погрешность выравнивания токов.

Одной из основных задач при расчете дифференциальной защиты АТ является расчет максимально возможного тока небаланса и принятие тока срабатывания защиты с запасом больше тока небаланса с целью обеспечения несрабатывания защиты при отсутствии КЗ в защищаемой зоне:

IСЗ ? КОТС·IНБ.МАКС

где:

- IСЗ - ток срабатывания защиты.

- КОТС > 1 - коэффициент отстройки, обеспечивающий отстройку (несрабатывание) защиты от тока небаланса.

- IНБ.МАКС - максимальный расчетный ток небаланса.

Вторая основная задача расчета дифференциальной защиты АТ - проверка чувствительности защиты к минимальному току при КЗ в защищаемой зоне (на сторонах ВН, СН, НН АТ). Для обеспечения надежного срабатывания защиты при КЗ в защищаемой зоне должно выполняться условие:

где:

- КЧ - коэффициент чувствительности защиты.

- IК.МИН - минимальный ток КЗ в защищаемой зоне.

То есть, при КЗ в защищаемой зоне с минимальным расчетным током коэффициент чувствительности защиты должен быть не менее 2 для обеспечения надежной работы защиты.

Кроме рассмотренных выше трех причин появления тока небаланса в дифференциальной защите АТ имеется еще четвертая причина - ток намагничивания (ток холостого хода) АТ, который входит в зону дифференциальной защиты со стороны питания АТ и не выходит со стороны нагрузки (рис. 4.4). При этом ток небаланса дифференциальной защиты АТ равен току намагничивания АТ (без учета рассмотренных выше трех причин тока небаланса):

IНБ = IНАМ

Так как ток намагничивания современных АТ составляет около 0,5% от номинального тока АТ, то в установившемся режиме работы увеличение тока небаланса дифференциальной защиты из-за наличия тока намагничивания совершенно незаметно.

Рисунок 4.4 -Ток намагничивания АТ.

Гораздо хуже обстоит дело в момент включения АТ под напряжение. В этот момент бросок тока намагничивания может достигать величины до 6 номинальных токов АТ. Бросок тока намагничивания, протекая только с одной стороны защищаемого АТ, целиком попадает в дифференциальную защиту, аналогично току КЗ в защищаемой зоне. При разработке дифференциальной защиты АТ должны быть предусмотрены меры, предотвращающие срабатывание защиты от броска тока намагничивания.

4.4.2 Основные параметры и характеристики дифференциальной защиты АТ в шкафу ШЭ2607 042.

1. Дифференциальная защита АТ в шкафу ШЭ2607 042 имеет три входа для подключения к трем трехфазным группам трансформаторов тока: со стороны ВН, со стороны СН и со стороны НН АТ (рис. 4.5).

2. Трансформаторы тока со всех сторон АТ соединяются по схеме звезда независимо от группы и схемы соединения обмоток АТ. Компенсация фазового сдвига и коэффициента схемы при этом осуществляется программно микропроцессорным терминалом.

3. В защите используются базисные токи сторон АТ - вторичные номинальные токи сторон АТ, соответствующие номинальной мощности АТ:

где:

- IБАЗ.ВН, IБАЗ.СН, IБАЗ.НН - базисные токи сторон АТ, А.

- IВ.НОМ, IС.НОМ, IН.НОМ - первичные номинальные токи сторон АТ, А.

- КТТ.ВН, КТТ.СН, КТТ.НН - коэффициенты трансформации ТТ на сторонах АТ.

При этом для расчета базисных токов дифференциальной защиты АТ используются не реальные номинальные первичные токи, соответствующие номинальным мощностям обмоток АТ (которые могут быть разными), а условные номинальные токи сторон АТ, соответствующие номинальной мощности АТ (номинальной мощности наиболее мощной обмотки АТ).

4. Допустимый диапазон базисных токов дифференциальной защиты АТ в шкафу ШЭ2607 042 - от 0,25 А до 16 А. Следовательно, коэффициенты трансформации ТТ на сторонах АТ для дифференциальной защиты должны быть выбраны таким образом, чтобы базисные токи со всех сторон АТ находились в данном диапазоне.

5. При расчете и настройке установок дифференциальной защиты АТ используются относительные вторичные токи (относительные токи сторон АТ, относительный дифференциальный ток защиты и др.), равные отношению вторичных токов к базисным токам соответствующих сторон АТ, которые далее в целях упрощения будут называться просто токами без слова "относительные":

6. Защита срабатывает при превышении дифференциальным током тока срабатывания защиты:

IД ? IСЗ

7. Величина дифференциального тока защиты равна модулю геометрической суммы токов со всех сторон защищаемого АТ:

8. Погрешность выравнивания токов сторон АТ (небаланс) в терминале БЭ2704 V042 не превышает 3%.

9. Для отстройки от достаточно больших токов небаланса и обеспечения при этом чувствительности к достаточно малым токам КЗ дифференциальная защита АТ имеет характеристику срабатывания с торможением: дифференциальный ток срабатывания защиты увеличивается при увеличении тормозного тока.

Упрощенная характеристика защиты (зависимость дифференциального тока срабатывания защиты от тормозного тока) приведена на рис. 4.5.

Защита имеет начальный ток срабатывания IД.0 при малых тормозных токах (горизонтальный участок характеристики). При тормозном токе IТ.0 (ток начала торможения) начинается торможение защиты: дифференциальный ток срабатывания защиты увеличивается пропорционально тормозному току. Коэффициентом торможения защиты называется тангенс угла б, равный отношению приращения дифференциального тока срабатывания к приращению тормозного тока:

Рисунок 4.5 -Упрощенная характеристика дифференциальной защиты АТ

При этом зависимость дифференциального тока срабатывания защиты от тормозного тока выражается следующей формулой:

I_СР = I_Д.0+К_Т·(I_Т-I_Т.0)

Величина коэффициента торможения должна обеспечить несрабатывание защиты при всех возможных величинах тока небаланса, в том числе - при максимальной величине тока небаланса, имеющейся при максимальном сквозном токе, протекающем через АТ при внешнем КЗ.

10. Тормозной ток в защите определяется следующим образом:

10.1. Из трех вторичных токов током называется ток, имеющий максимальную величину:

Током называется геометрическая сумма двух оставшихся токов. Следовательно:

10.2. Если фазы токов и отличаются больше чем на 90є (при внешнем КЗ токи и сдвинуты по фазе примерно на 180є: ток вытекает из АТ в сторону КЗ, а ток равен сумме токов, втекающих в АТ с двух других сторон), то величина тормозного тока определяется по формуле:

где: б - угол между векторами токов и :

При внешнем КЗ угол между токами и примерно равен 180є, следовательно, угол б ? 0. Тогда тормозной ток:

Следовательно, при внешних КЗ тормозной ток примерно равен току КЗ, протекающему через АТ. При этом за счет торможения защиты обеспечивается отстройка защиты от токов небаланса: чем больше величина сквозного тока КЗ через АТ, тем больше ток небаланса, но тем больше и тормозной ток и ток срабатывания защиты.

10.3. Если фазы токов и отличаются меньше чем на 90є (при КЗ в защищаемой зоне токи и направлены в сторону АТ и примерно совпадают по фазе), то защита принимает тормозной ток равным нулю. Следовательно, при внутренних КЗ защита работает без торможения, то есть, ток срабатывания защиты равен минимальному значению (начальному току срабатывания защиты I_Д.0), что обеспечивает высокую чувствительность защиты.

11. Диапазоны регулирования основных параметров дифференциальной защиты АТ в шкафу ШЭ2607 042:

- начальный ток срабатывания защиты I_Д.0 регулируется от 0,2 до 1,0.

- ток начала торможения I_Т.0 регулируется от 0,6 до 1,0.

- коэффициент торможения К_Т регулируется от 0,2 до 0,7.

12. При больших токах внешних КЗ трансформаторы тока могут насыщаться и работать с большими погрешностями. Соответственно ток небаланса в дифференциальной защите АТ при этом резко увеличивается, что может привести к излишнему срабатыванию защиты. Для обеспечения надежной отстройки защиты от токов небаланса при больших токах внешних КЗ защита имеет характеристику не такую простую, как показано на рис. 7.4, а несколько более сложную, показанную на рис. 4.6.

Рисунок 4.6 -Более сложная характеристика дифференциальной защиты АТ

В защите имеется дополнительный параметр IТ.БЛ (тормозной ток блокировки) - тормозной ток, при котором происходит излом характеристики защиты.

При этом в зависимости от величины тормозного тока возможны следующие режимы работы защиты:

1. Если тормозной ток меньше IТ.БЛ, то защита, как обычно, срабатывает при дифференциальном токе, большем тока срабатывания защиты с учетом торможения.

2. Если тормозной ток больше IТ.БЛ, то возможны два варианта:

а) Если один из токов или меньше IТ.БЛ, то защита также срабатывает при дифференциальном токе, большем тока срабатывания защиты с учетом торможения.

б) Если оба тока больше IТ.БЛ, то защита не срабатывает (блокируется) независимо от величины дифференциального тока.

При этом возможны следующие режимы работы АТ и защиты:

1. КЗ в защищаемой зоне при работе АТ на холостом ходу (рис. 4.7). При этом со стороны питания АТ протекает ток КЗ, а с двух других сторон АТ ток равен нулю. При этом токи в дифференциальной защите:

I_Д = I_К

I_Т = 0

Так как тормозной ток равен нулю, то, во-первых, он меньше тормозного тока блокировки I_Т.БЛ (независимо от величины I_Т.БЛ), и, следовательно, защита сработает, если дифференциальный ток будет больше тока срабатывания защиты, а во-вторых, ток срабатывания защиты равен начальному току срабатывания I_Д.0, то есть, защита работает с минимальным током срабатывания (что обеспечивает максимальную чувствительность защиты).

Рисунок 4.7 -КЗ в защищаемой зоне при работе АТ на холостом ходу

Условие срабатывания защиты при этом:

I_К > I_Д.0

2. КЗ в защищаемой зоне при работе АТ в тупиковом режиме (с односторонним питанием) (рис. 4.8). При этом со стороны питания АТ в сторону АТ протекает сумма тока КЗ и тока нагрузки, а с других сторон АТ могут протекать токи нагрузки в сторону от АТ. При этом токи в дифференциальной защите:

То есть, токи и по величине различны, а по фазе примерно противоположны. Тормозной ток примерно равен среднему геометрическому их значений:

Если тормозной ток окажется меньше I_Т.БЛ, то защита сработает, если дифференциальный ток будет больше тока срабатывания защиты с учетом торможения.

Рисунок 4.8 -КЗ в защищаемой зоне при работе АТ в тупиковом режиме с односторонним питанием

Если тормозной ток окажется больше I_Т.БЛ и при этом ток будет больше I_Т.БЛ, а ток меньше I_Т.БЛ, то защита сработает, если дифференциальный ток будет больше тока срабатывания защиты с учетом торможения.

Если и тормозной ток и оба тока и окажутся больше I_Т.БЛ, то защита не сработает (отказ защиты при КЗ в защищаемой зоне). Для предотвращения отказа защиты в таком режиме необходимо обеспечить выполнение условия:

то есть:

Следовательно, величина тормозного тока блокировки должна приниматься с запасом больше максимального тока нагрузки защищаемого АТ. При этом при КЗ в защищаемой зоне даже если тормозной ток будет больше I_Т.БЛ и ток будет также больше I_Т.БЛ, а ток , равный току нагрузки АТ, будет меньше I_Т.БЛ, то защита сработает, если дифференциальный ток будет больше тока срабатывания защиты с учетом торможения.

Тормозной ток блокировки регулируется от 1,2 до 3,0.

13. Отстройка защиты от броска тока намагничивания защищаемого АТ осуществляется за счет блокировки током второй гармоники.

При КЗ в защищаемой зоне дифференциальный ток равен току КЗ, в котором вторая гармоника практически отсутствует. Защита при этом не блокируется и срабатывает, если дифференциальный ток больше тока срабатывания защиты.

При броске тока намагничивания дифференциальный ток защиты равен броску тока намагничивания АТ. При броске тока намагничивания трехфазного АТ в двух фазах протекает апериодический ток намагничивания с амплитудой броска до 4•I_НОМ (при коэффициенте выгодности равном 2), а в третьей фазе - периодический ток намагничивания с амплитудой броска до 1•I_НОМ (при коэффициенте выгодности равном 2). В апериодическом броске тока намагничивания вторая гармоника составляет около 15% от первой, а в периодическом - не менее 40%. Защита при этом блокируется: не срабатывает независимо от величины дифференциального тока.

В терминале 042 выполнена перекрестная блокировка, при которой блокируется работа дифференциальной защиты во всех трех фазах при появлении тока второй гармоники хотя бы в одной фазе.

Ток второй гармоники, при котором защита блокируется, регулируется от 8% до 20% от тока первой гармоники дифференциального тока.

14. Для обеспечения надежного срабатывания дифференциальной защиты при больших токах КЗ (КЗ на выводах АТ со стороны питания) в защите используется дифференциальная отсечка - дифференциальная защита с большим током срабатывания I_ОТС, не зависящим от тормозного тока и отстроенным от броска тока намагничивания защищаемого АТ и от максимального тока небаланса при внешних КЗ (рис. 4.9).

Рисунок 4.9 -Полная характеристика дифференциальной защиты АТ

Ток срабатывания дифференциальной отсечки регулируется от 6,5 до 12.



4.4.3 Основные параметры и характеристики дифференциальной защиты ошиновки в шкафу ШЭ2607 051

1. Шкаф ШЭ2607 051 (ШЭ2607 051051) предназначен для защиты ошиновок 110-750 кВ, а также для защиты сборных шин с фиксированным присоединением элементов с числом присоединений не более четырех.

2. Дифференциальная защита ошиновки (ДЗО) в шкафу ШЭ2607 051 выполнена пофазной и имеет четыре входа для подключения к четырем трехфазным группам ТТ. Входные трансформаторы тока шкафа позволяют подключать его к вторичным цепям ТТ с номинальным вторичным током 1 или 5 А. Выравнивание входных токов ДЗО производится с точностью ±3%.

3. В ДЗО используются относительные токи - токи, отнесенные к базисным токам. Первичный базисный ток ДЗО (одинаковый для всех сторон ДЗО) принимается равным наибольшему номинальному первичному току трансформаторов тока. При этом вторичный базисный ток для стороны с наибольшим номинальным первичным током ТТ равен номинальному вторичному току данного ТТ (5 А или 1 А). Для других сторон ДЗО с меньшими номинальными первичными токами ТТ вторичные базисные токи определяются по формуле:

где:

- I_{БАЗ.ВТОР.1} и I_{БАЗ.ВТОР.2} - вторичные базисные токи сторон ДЗО соответственно с большим и с меньшим коэффициентом трансформации ТТ.

- К_ТТ1 и К_ТТ2 - коэффициенты трансформации ТТ соответственно наибольший и меньший.

Допустимый диапазон вторичных базисных токов ДЗО - от 1 А до 16 А. Следовательно, коэффициенты трансформации ТТ со всех сторон ДЗО должны быть выбраны таким образом, чтобы базисные токи находились в данном диапазоне.

4. ДЗО реагирует на величину дифференциального тока, равную геометрической сумме токов со всех сторон ДЗО. ДЗО имеет характеристику с торможением, показанную на рис. 4.10. Тормозной ток равен арифметической полусумме входных токов. Зависимость тока срабатывания ДЗО от тормозного тока:

I_СР = I_Д0+К_Т•(I_Т-I_Т0)

где:

- I_СР - дифференциальный ток срабатывания ДЗО.

- I_Д0 - начальный ток срабатывания ДЗО при отсутствии торможения.

- К_Т - коэффициент торможения ДЗО.

- I_Т - тормозной ток ДЗО.

- I_Т0 - ток начала торможения (величина тормозного тока, при котором начинается торможение ДЗО).

Рисунок 4.10 - Характеристика ДЗО

4. Коэффициент торможения равен отношению приращения тока срабатывания ДЗО к приращению тормозного тока и равен тангенсу угла наклона характеристики ДЗО:

6. Тормозной ток равен арифметической полусумме входных токов.

Рисунок 4.11 - Тормозной ток при внешнем КЗ

При внешнем КЗ, например, при КЗ в точке К на рис. 4.11, через защищаемую зону ДЗО протекает сквозной ток:

I_СКВ = I_ТР = I_ВЛ+I_СВ

Если токи I_ВЛ и I_СВ совпадают по фазе, то геометрическая сумма данных токов равна их арифметической сумме:

I_ВЛ+I_СВ = |I_ВЛ|+|I_СВ|

При этом тормозной ток:

I_Т = 0,5•(|I_ВЛ|+|I_СВ|+|I_ТР|) = 0,5•(|I_СКВ|+|I_СКВ|) = |I_СКВ|

Если фазы токов I_ВЛ и I_СВ несколько различаются, то арифметическая сумма данных токов будет несколько больше их геометрической суммы. И тогда тормозной ток:

I_Т ? I_СКВ

То есть, при внешнем КЗ тормозной ток равен сквозному току, протекающему через защищаемую зону ДЗО.

При внутреннем КЗ (КЗ в защищаемой зоне ДЗО), например, при КЗ в точке К на рис. 6.11, ток КЗ равен:

I_К = I_ВЛ+I_СВ

Если токи I_ВЛ и I_СВ совпадают по фазе, то геометрическая сумма данных токов равна их арифметической сумме:

I_ВЛ+I_СВ = |I_ВЛ|+|I_СВ|

При этом тормозной ток:

I_Т = 0,5•(|I_ВЛ|+|I_СВ|) = 0,5•|I_К|

Если фазы токов I_ВЛ и I_СВ несколько различаются, то арифметическая сумма данных токов будет несколько больше их геометрической суммы. И тогда тормозной ток:

I_Т ? 0,5•I_К

То есть, при внутреннем КЗ тормозной ток равен половине тока КЗ.



Рисунок 4.12 - Тормозной ток при внутреннем КЗ

7. Относительный начальный ток срабатывания ДЗО I_Д0 регулируется в диапазоне от 0,4 до 1,2.

Относительный ток начала торможения I_Т0 регулируется в диапазоне от 1 до 2.

Коэффициент торможения регулируется в диапазоне от 0,2 до 1,2.

4.4.4 Исходные данные для расчета установок ДЗО

Для выполнения расчета ДЗО необходимы следующие исходные данные:

1. Максимальные сквозные токи КЗ, протекающие через защищаемую зону ДЗО при внешних КЗ со всех сторон ДЗО, - для отстройки ДЗО от токов небаланса в данных режимах. Например, на рис. 4.13 показана ДЗО одной секции на подстанции, выполненной по схеме мостика. Внешними КЗ, при которых через защищаемую зону ДЗО протекают сквозные токи, являются КЗ в точках К1-К3. Расчетным является максимальный сквозной ток, протекающий через защищаемую зону ДЗО, при КЗ в одной из точек К1-К3.



Рисунок 4.13 - Расчетные токи КЗ

2. Минимальный ток КЗ в защищаемой зоне ДЗО (на рис. 7.121 - КЗ в точке К4) - для проверки чувствительности ДЗО. Иногда (при больших коэффициентах торможения) минимальный коэффициент чувствительности ДЗО получается не при минимальном токе КЗ, а при максимальном токе КЗ в защищаемой зоне. Поэтому для проверки чувствительности ДЗО целесообразно рассчитывать и минимальный и максимальный токи КЗ в точке К4.

4.4.5 Выбор установок ДЗО

Токи КЗ.

Максимальные сквозные токи, протекающие через защищаемую зону ДЗО, при внешних трехфазных КЗ в точках К1-К3 (рис. 4):

I_{К1(3)МАКС} = 10,072 кА

I_{К2(3)МАКС} = 7,112 кА

I_{К3(3)МАКС} = 3,323 кА

Расчетный максимальный ток внешнего трехфазного КЗ:

I_{К(3)ВН.МАКС} = I_{К1(3)МАКС} = 10,072 кА

Относительный максимальный ток внешнего трехфазного КЗ:

Минимальный ток трехфазного КЗ в защищаемой зоне (КЗ в точке К4 при отключенной ВЛ):

I_К4(3)МИН = 3,323 кА

Минимальный ток двухфазного КЗ в защищаемой зоне:

Относительный минимальный ток двухфазного КЗ в защищаемой зоне:

Максимальный ток трехфазного КЗ в защищаемой зоне (в точке К4):

I_{К4(3)МАКС} = I_{К1(3)МАКС} = 10,072 кА

Относительный максимальный ток трехфазного КЗ в защищаемой зоне:

Токовые цепи ДЗО.

Упрощенная принципиальная схема токовых цепей ДЗО (на одну фазу) приведена на рис. 4.14. Коэффициенты трансформации ТТ ВЛ, СВ и трансформатора:

К_ТТ.ВЛ1 = 2000/5

К_ТТ.ВЛ2 = 2000/5

К_ТТ.ТР = 2000/5



Рисунок 4.14 - Токовые цепи ДЗО

Базисные токи.

Первичный базисный ток, равный номинальному первичному току трансформаторов тока с наибольшим коэффициентом трансформации:

I_{БАЗ.ПЕРВ} = 2000 А

Вторичные базисные токи:

I_{БАЗ.ВТОР.ВЛ1} = I_{БАЗ.ВТОР.ВЛ2} == 5 А

Вторичные базисные токи со всех сторон ДЗО имеют величины от 4,5 А до 15 А, что соответствует допустимому диапазону вторичных базисных токов шкафа ШЭ2607 051 (от 1 А до 16 А).

Ток начала торможения.

Принимается относительный ток начала торможения:

I_Т0.ОТН = 0,5

Ток начала торможения:

I_Т0 = I_Т0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 0,5•2000 = 1000 А

Начальный ток срабатывания ДЗО.

Относительный ток небаланса при токе начала торможения:

I_{НБ.ТОРМ.НАЧ.ОТН} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+Дf_ВЫР)•I_Т0.ОТН = (1•1•0,05+0,03)•0,5 = 0,04

где:

- К_ПЕР = 1 - коэффициент, учитывающий переходный процесс.

- К_ОДН = 1 - коэффициент однотипности трансформаторов тока.

- е = 0,05 - относительная погрешность трансформаторов тока.

- Дf_ВЫР = 0,03 - относительная погрешность выравнивания токов сторон ДЗО.

Расчетный относительный начальный ток срабатывания ДЗО по условию отстройки от тока небаланса при токе начала торможения:

I_{Д0.РАСЧ.ОТН} = К_ОТС•I_{НБ.ТОРМ.НАЧ.ОТН} = 1,5•0,04 = 0,06

где: К_ОТС = 1,5 - коэффициент отстройки.

При этом относительный начальный ток срабатывания ДЗО можно принять равным 0,4 - минимально возможной величине в защите ШЭ2607 051. Но с целью обеспечения несрабатывания ДЗО при неисправности токовых цепей принимается максимально возможная величина относительного начального тока срабатывания ДЗО (в предположении, что при этом будет обеспечена требуемая чувствительность ДЗО):

I_Д0.ОТН = 1,2

Начальный ток срабатывания ДЗО:

I_Д0 = I_Д0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 1,2•2000 = 2400 А

Коэффициент торможения.

Относительный ток небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{НБ.МАКС.ОТН} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+Дf_ВЫР)•I_{К(3)ВН.МАКС.ОТН} = (2•1•0,1+0,03)•5 = 1,15

где:

- К_ПЕР = 2 - коэффициент, учитывающий переходный процесс.

- е = 0,1 - относительная погрешность трансформаторов тока.

Относительный ток срабатывания ДЗО по условию отстройки от тока небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{СЗ.МАКС.ОТН} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС.ОТН} = 1,5•1,15 = 1,725

где: К_ОТС = 1,5 - коэффициент отстройки.

Принимается коэффициент торможения:

К_Т = 0,2

Коэффициент чувствительности ДЗО.

Если тормозной ток при расчетном токе КЗ, при котором проверяется чувствительность ДЗО, больше тока начала торможения, то коэффициент чувствительности ДЗО определяется с учетом торможения в соответствии с рис. 4.15:

Соответственно, коэффициент чувствительности ДЗО при минимальном токе КЗ:

Так как полученный коэффициент чувствительности ДЗО меньше требуемого (К_Ч = 2), то необходимо изменить уставки ДЗО для обеспечения требуемого коэффициента чувствительности. Можно уменьшить начальный ток срабатывания ДЗО (I_Д0 = 1,2), но это может привести к ложному срабатыванию ДЗО при неисправности токовых цепей. Поэтому принимается решение сначала попробовать обеспечить необходимую чувствительность ДЗО путем увеличения тока начала торможения.

Перерасчет тока начала торможения.

Принимается максимально возможная величина относительного тока начала торможения:

I_Т0.ОТН = 2,0

начала торможения:

I_Т0 = I_Т0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 2,0•2000 = 4000 А

Рисунок 4.16 - Определение Кч с учетом торможения

Перерасчет начального тока срабатывания ДЗО.

Относительный ток небаланса при токе начала торможения:

I_{НБ.ТОРМ.НАЧ.ОТН} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+Дf_ВЫР)•I_Т0.ОТН = (1•1•0,05+0,03)•2,0 = 0,16

Расчетный относительный начальный ток срабатывания ДЗО по условию отстройки от тока небаланса при токе начала торможения:

I_{Д0.РАСЧ.ОТН} = К_ОТС•I_{НБ.ТОРМ.НАЧ.ОТН} = 1,5•0,16 = 0,24

При этом относительный начальный ток срабатывания ДЗО можно принять минимальным и равным 0,4. Но с целью обеспечения несрабатывания ДЗО при неисправности токовых цепей принимается максимально возможная величина относительного начального тока срабатывания ДЗО (в предположении, что при этом будет обеспечена требуемая чувствительность ДЗО):

I_Д0 = 1,2

Начальный ток срабатывания ДЗО:

I_Д0 = I_Д0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 1,2•2000 = 2400 А

Перерасчет коэффициента торможения.

Расчетный коэффициент торможения:

Принимается коэффициент торможения:

К_Т = 0,2

Перерасчет коэффициента чувствительности ДЗО.

Если тормозной ток при расчетном токе КЗ, при котором проверяется чувствительность ДЗО, меньше тока начала торможения, то коэффициент чувствительности ДЗО определяется без учета торможения в соответствии с рис. 4.16:

Соответственно, коэффициент чувствительности ДЗО при минимальном токе КЗ:

Так как полученный коэффициент чувствительности ДЗО меньше требуемого (К_Ч = 2), то необходимо изменить установки ДЗО для обеспечения требуемого коэффициента чувствительности. Так как минимальный ток КЗ меньше тока начала торможения ДЗО, то в соответствии с рис. 4.17 для увеличения коэффициента чувствительности надо уменьшать начальный ток срабатывания ДЗО, хотя это может привести к ложному срабатыванию ДЗО при неисправности токовых цепей, если при этом ток нагрузки будет больше начального тока срабатывания ДЗО.

Рисунок 4.16 - Определение К без учетом торможения

Повторный перерасчет начального тока срабатывания ДЗО.

Расчетный относительный начальный ток срабатывания ДЗО по условию отстройки от тока небаланса при относительном токе начала торможения, равном 2,0:

I_{Д0.РАСЧ.ОТН} = 0,24

При этом относительный начальный ток срабатывания ДЗО можно принять большим или равным минимальной величины 0,4. Для уменьшения вероятности ложного срабатывания ДЗО при неисправности токовых цепей надо принять максимально возможную величину начального тока срабатывания ДЗО, обеспечивающую требуемый коэффициент чувствительности (больше или равный 2). Если тормозной ток при расчетном токе КЗ, при котором проверяется чувствительность ДЗО, больше тока начала торможения, то величина начального тока срабатывания ДЗО определяется опытным путем по условию обеспечения коэффициента чувствительности большего или равного 2. А если тормозной ток при расчетном токе КЗ, при котором проверяется чувствительность ДЗО, меньше тока начала торможения, то расчетная величина относительного начального тока срабатывания ДЗО определяется по формуле:

Принимается относительный начальный ток срабатывания ДЗО:

I_Д0.ОТН = 0,7

При этом начальный ток срабатывания ДЗО:

I_Д0 = I_Д0.ОТН•I_{БАЗ.ПЕРВ} = 0,7•2000 = 1400 А

При этом неисправность токовых цепей при токе нагрузки больше 2000 А приведет к ложному срабатыванию ДЗО.

Повторный перерасчет коэффициента торможения.

Расчетный коэффициент торможения:

Принимается коэффициент торможения:

К_Т = 0,34

Повторный перерасчет коэффициентов чувствительности ДЗО.

Коэффициент чувствительности ДЗО при минимальном токе КЗ (тормозной ток меньше тока начала торможения):

Коэффициент чувствительности ДЗО при максимальном токе КЗ (тормозной ток больше тока начала торможения):

Так как полученные коэффициенты чувствительности ДЗО при минимальном и максимальном токах КЗ в защищаемой зоне больше требуемого (К_Ч = 2), то на этом расчет установок ДЗО закончен.

Принятые установки ДЗО.

Первичный базисный ток:

I_{БАЗ.ПЕРВ} = 2000 А

Вторичные базисные токи со стороны линии, СВ и трансформатора:

I_{БАЗ.ВТОР.ВЛ1} = I_{БАЗ.ВТОР.ВЛ2} = I_{БАЗ.ВТОР.ТР} = 5 А

Относительный начальный ток срабатывания ДЗО:

I_Д0.ОТН = 0,7

Начальный ток срабатывания ДЗО:

I_Д0 = 1400 А

Относительный ток начала торможения:

I_Т0.ОТН = 2,0

Ток начала торможения:

I_Т0 = 4000 А

Коэффициент торможения:

К_Т = 0,34

4.4.6 Выбор установок ДЗТ

Паспортные данные АТ.

Тип АТ: АТДЦТН-200000/220/110/10.

Номинальная мощность АТ: S_НОМ = 200 МВА.

Схема и группа соединения обмоток: Y_АВТО/Д-0-11.

Номинальные напряжения обмоток: U_В.НОМ = 230 кВ, U_С.НОМ = 121 кВ, U_Н.НОМ = 10,5 кВ.

Диапазон регулирования РПН на стороне СН: ДU_СН = ±6х2%.

Первичные номинальные токи со всех сторон АТ.

Коэффициенты трансформации ТТ.

К_ТТ.ВН = 2000/5

К_ТТ.СН = 1200/5

К_ТТ.НН = 5000/5

Базисные токи со всех сторон АТ.

Базисные токи со всех сторон АТ находятся в допустимом диапазоне от 0,25 А до 16 А.

Максимальный сквозной ток через АТ при внешних КЗ.

Принятые расчетные точки КЗ приведены на рис. 4.17.

Рисунок 4.17 - Расчетные токи КЗ

Максимальные токи через АТ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ (точка К3) расчет токов по программе ТОКО:

I_{К1.МАКС.220} = 1603 А

I_{К1.МАКС.110} = 3739 А

I_{К1.МАКС.10} = 45279 А

Максимальный ток на стороне 10 кВ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ, приведенный к стороне 220 кВ:

Максимальные токи через АТ при трехфазном КЗ на стороне 110 кВ (точка К2):

I_{К2.МАКС.220} = 19100,113 А

I_{К2.МАКС.110} = 36306 А

Максимальные токи через АТ при трехфазном КЗ на стороне 220 кВ (точка К1):

I_{К3.МАКС.220} = 20269А

I_{К3.МАКС.110} = 38527,851 А

Для дальнейших расчетов принимается максимальный сквозной ток на стороне ВН АТ при КЗ в точке К1:

I_{СКВ.МАКС} = I_{К1.МАКС.220} = 20269 А

Относительный максимальный сквозной ток:

Минимальный ток через АТ при КЗ на стороне НН.

Минимальные токи через АТ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ (точка К3):

- питание со стороны 220 кВ:

I_{К3.МИН.220} = 1603 А

I_{К3.МИН.10} = 35124 А

- питание со стороны 110 кВ:

I_{К3.МИН.110} = 3740 А

I_{К3.МИН.10} = 43098 А

Минимальный ток на стороне 110 кВ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ, приведенный к стороне 220 кВ:

Для дальнейших расчетов принимается минимальный ток на стороне 220 кВ при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ:

I_{К3.МИН.220} = 1603 А

Относительный минимальный ток при трехфазном КЗ на стороне 10 кВ:

Ток начала торможения защиты.

Принимается относительный ток начала торможения:

I_Т0 = 0,5

Начальный ток срабатывания защиты.

Относительный ток небаланса при токе начала торможения:

I_{НБ.ТОРМ.НАЧ} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+ДU_РПН+Дf_ВЫР)•I_Т0

где:

- К_ПЕР = 1 - коэффициент, учитывающий переходный процесс.

- К_ОДН = 1 - коэффициент однотипности трансформаторов тока.

- е = 0,05 - относительная погрешность трансформаторов тока.

- ДU_РПН = - половина относительного диапазона регулирования РПН.

- Дf_ВЫР = 0,03 - относительная погрешность выравнивания токов сторон защиты.

Тогда относительный ток небаланса при токе начала торможения:

I_{НБ.ТОРМ.НАЧ}=(К_ПЕР•К_ОДН•е+ДU_РПН+Дf_ВЫР)•I_Т0=(1•1•0,05+0,12+0,03)•0,5=0,10

Расчетный начальный относительный ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса при токе начала торможения:

I_Д0.РАСЧ = К_ОТС•I_{НБ.ТОРМ.НАЧ}

где: К_ОТС = 1,5 - коэффициент отстройки.

Тогда расчетный начальный относительный ток срабатывания защиты:

I_Д0.РАСЧ = К_ОТС•I_{НБ.ТОРМ.НАЧ} = 1,5•0,10 = 0,15

Принимается начальный относительный ток срабатывания защиты:

I_Д0 = 0,2

Коэффициент торможения.

Относительный ток небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{НБ.МАКС} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+ДU_РПН+Дf_ВЫР)•I_{СКВ.МАКС.ОТН}

где:

- К_ПЕР = 2 - коэффициент, учитывающий переходный процесс.

- е = 0,1 - относительная погрешность трансформаторов тока.

Тогда относительный ток небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{НБ.МАКС} = (К_ПЕР•К_ОДН•е+ДU_РПН+Дf_ВЫР)•I_{СКВ.МАКС.ОТН} = =(2•1•0,1+0,12+0,03)•40,373= 14,131

Относительный ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса при максимальном токе внешнего КЗ:

I_{СЗ.МАКС} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС}

где: К_ОТС = 1,5 - коэффициент отстройки.

Тогда:

I_{СЗ.МАКС} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС} = 1,5•14,131 = 21,196

Расчетный коэффициент торможения:

Принимается коэффициент торможения:

К_Т = 0,6

Ток торможения блокировки защиты.

Ток торможения блокировки защиты должен быть больше максимального тока нагрузки АТ. Принимается ток торможения блокировки защиты (в предположении допустимой перегрузки АТ около 40%):

I_Т.БЛ = 2,0

Блокировка защиты по току второй гармоники.

Расчетный ток второй гармоники, при котором защита блокируется:

где:

- I_2БР - ток второй гармоники при броске тока намагничивания. Так как в дифференциальной защите 042 выполнена перекрестная блокировка защиты током второй гармоники, то расчетный ток второй гармоники принимается равным максимальному току второй гармоники в фазе с периодическим броском тока намагничивания: I_2БР = 40%.

- K_Ч = 2 - коэффициент чувствительности.

Тогда:

Принимается ток второй гармоники, при котором защита блокируется:

I_2БЛОК = 20%

Ток срабатывания дифференциальной отсечки.

Относительный ток небаланса при максимальном токе внешнего КЗ

I_{НБ.МАКС} = 14,131

Расчетный относительный ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:

I_{СЗ.ОТС.РАСЧ} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС}

где: К_ОТС = 1,5 - коэффициент отстройки.

Тогда:

I_{СЗ.ОТС.РАСЧ} = К_ОТС•I_{НБ.МАКС} = 1,5•14,131 = 21,197

Принимается минимально возможный относительный ток срабатывания защиты:

I_СЗ.ОТС = 12

Коэффициент чувствительности защиты.



5. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИИ

Собственные нужды - важный элемент подстанций. Повреждения в системе собственных нужд могут привести к нарушению работы основного оборудования и возникновению аварий.

Подстанции могут проектироваться с постоянным дежурным персоналом, с выездным персоналом и автоматизированные подстанции без персонала. Учитывая, что высшее напряжение подстанции 220 кВ, примем, что на подстанции будет постоянный дежурный персонал.

Потребители собственных нужд подстанций делятся на ответственных и неответственных. К ответственным механизмам относят те, выход из строя которых может привести к нарушению нормальной работы или возникновению аварии на подстанции. Такими механизмами являются система охлаждения силовых трансформаторов, сети аварийного освещения, система пожаротушения, система подогрева приводов разъединителей и подогрева шкафов КРУ, система оперативного управления, связи и телемеханики, подогрев выключателей.

Кроме того, потребителями собственных нужд подстанции являются зарядно-подзарядные агрегаты аккумуляторной батареи, которая служит источником оперативного тока, так как оперативный ток на подстанции постоянный, освещение, отопление, вентиляция ЗРУ, ОПУ (объединенный пункт управления), освещение КРУЭ также относятся к потребителям собственных нужд.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, нет мощных электродвигателей, поэтому механизмы собственных нужд присоединяются к сети 0,4 кВ, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

На двухтрансформаторных подстанциях 35 - 750 кВ устанавливается не менее двух трансформаторов собственных нужд, то есть на проектируемой подстанции будет два трансформатора собственных нужд.

Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками собственных нужд в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме. Однако, когда неизвестна точная нагрузка собственных нужд, то допустимо принимать мощность трансформатора собственных нужд равной 0,5% от мощности силового трансформатора:

,

где S_ТСН - мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

S_ТР - мощность силового трансформатора, кВА.

кВА.

Для подстанции 110-220 кВ мощность каждого трансформатора собственных нужд не должна превышать 630 кВА, что в нашем случае не выполняется. Следовательно, к установке принимаем два трансформатора собственных нужд типа ТСЗ-630/10.

По справочнику выбираем трансформатор сухой типа ТСЗ-630/10. Каталожные данные трансформатора приведены в таблице.

Схема подключения трансформаторов собственных нужд зависит от вида оперативного тока подстанции. Оперативный ток на подстанции может быть постоянным, выпрямленным или переменным. Постоянный оперативный ток должен применяться на всех подстанциях 330 кВ и выше, а также на подстанциях 110 - 220 кВ при числе выключателей на стороне ВН три и более. Следовательно, на проектируемой подстанции будет постоянный оперативный ток, так как на стороне ВН установлено более трех выключателей /7/. Источником постоянного оперативного тока служит аккумуляторная батарея.



Таблица 5.1 - Каталожные данные трансформатора ТСЗ-630/10

Параметр трансформатора	Символ	Значение
Номинальная мощность	SН.Т.	630 кВА
Напряжение обмотки ВН	UВН	10 кВ
Напряжение обмотки НН	UНН	0,4 кВ
Потери холостого хода	РХ	1320 Вт
Потери короткого замыкания	РК	5500 Вт
Напряжение короткого замыкания	uК	6 %
Ток холостого хода	iХ	1,6 %

Поскольку подстанция с постоянным оперативным током, трансформаторы собственных нужд подключаются к сборным шинам распределительного устройства 10 кВ. Схема подключения трансформаторов собственных нужд показана на рисунке.

Так как мощность трансформаторов собственных нужд больше 200 кВА, то к сборным шинам 10 кВ они подсоединяются через выключатели. На стороне низшего напряжения трансформаторы собственных нужд включаются через автоматы (автоматические воздушные выключатели). Шины 0,4 кВ секционируются. Мощные потребители 0,4 кВ также подключаются через автоматы, остальные - через предохранители.



Рисунок 5.1 - Схема питания собственных нужд подстанции



6. АВТОМАТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ (АСУ ТП)

6.1 Структура АСУ ТП подстанции

Структура АСУ ТП ПС должна строиться на основе следующих общих принципов:

5. интегрированность (единство) системы;

6. автономность подсистем;

7. иерархичность архитектуры системы;

8. функциональная и территориальная децентрализация (в том числе, распределенность);

9. расширяемость и открытость;

10. возможность координации со смежными системами и автоматизированными системами диспетчерского и технологического управления вышестоящего уровня иерархии (энергосистемы, электросетевых предприятий).

В АСУ ТП подстанцией входят следующие подсистемы /13/:

11. информационная;

12. оперативного управления (ОУ);

13. автоматического управления (АУ);

14. передачи и приема информации (ППИ);

15. связи;

16. релейной защиты;

17. диагностики состояния основного электрооборудования;

18. автоматизации и контроля собственных нужд.

Наиболее многочисленную часть всего электросетевого хозяйства составляют необслуживаемые подстанции, к которым относится и реконструируемая подстанция. Подстанции данного типа можно условно разбить на две группы: подстанции с традиционным оборудованием и подстанции с использованием (целиком или частично) современных микропроцессорных цифровых устройств релейной зашиты и автоматики (ЦРЗА).

Типовая структура АСУ ТП необслуживаемой подстанции включает небольшое число функциональных контроллеров для связи с объектом и ЦРЗА, концентратор и модем для связи с вышестоящим уровнем управления. Схема комплекса технических средств (КТС) включает два ФК (число их может быть больше и меньше, в зависимости от количества ОРУ на подстанции и их территориального расположения), систему единого времени (СЕВ) с приёмником сигналов GPS, концентратор и сервер, совмещённый с рабочей станцией. ЛВС выполнена на ВОЛС со скоростями передачи 10-100 Мб/с. Подключение ЦРЗА выполнено на оптоволоконных линиях связи петлевой структуры. Рабочая станция предусматривается здесь для отладочных и испытательных режимов.

Нижний уровень АСУ ТП подстанции может быть выполнен практически полностью на устройствах цифровой защиты. В этом случае цифровые защиты используются не только по своей основной функции, но и являются средством измерения и передачи информации в функциональные контроллеры, а оттуда по модемным каналам на верхний уровень. Подлежит передаче информация о текущих электрических параметрах нормального режима, о срабатываниях защит и предупредительной сигнализации. КТС предоставляет возможность управления параметрами защит, а также ручное управление выключателями. Перечень выполняемых функций варьируется в широких пределах и определяется возможностями, предусмотренными фирмой-изготовителем защиты в протоколе обмена.

...