где - время срабатывания наиболее чувствительных ступеней смежных защит, с которыми производится согласование;

t = 0,4 с - ступень селективности.

Расчет параметра срабатывания максимального измерительного органа тока.

Первичный ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению отстраивается от максимального нагрузочного тока трансформатора без учета самозапуска на низкой стороне:

Где Kотс = 1,2 - коэффициент отстройки;

Kв = 0,95 - коэффициент возврата;

Iраб,макс - первичный максимальный рабочий ток в месте установки защиты.

Проверка коэффициента чувствительности токового органа защиты производится при металлическом КЗ расчетного вида в расчетной точке режиме, обуславливающем наименьшее значение этого тока, по выражению:

,

где Iкз,мин - ток в месте установки защиты при расчетном виде металлического КЗ в расчетной точке в режиме, обуславливающем наименьшее значение тока в месте установки защиты;

Iуст - принятое значение параметра срабатывания ИО тока МТЗ. Расчетным видом КЗ является междуфазное (трехфазное) короткое замыкание. Расчетной точкой отказа является конец зоны резервирования, если чувствительность защиты оценивается при выполнении функций резервирования элементов соседней сети. В то же время коэффициент чувствительности должен составлять не менее 1,2. Вычисленная точка неисправностей - это выходы защищенного трансформатора, если чувствительность защиты оценивается при выполнении резервных функций защиты основного трансформатора. В то же время коэффициент чувствительности должен составлять не менее 1,5.

Коэффициент чувствительности должен удовлетворять условию:

- Kч ? 1,2 для короткого замыкания в конце зоны резервирования;

- Kч>1,5 при выполнении МТЗ функций основной защиты.

Расчет выдержки времени

Выдержка времени выбирается в соответствии с условиями согласования с последними, наиболее чувствительными этапами защиты от многофазных неисправностей предыдущих элементов (максимальная защита от тока с пуском или без пуска, дистанционная защита), в частности с максимальными токовыми защитами с Начиная с боковых сторон нижнего напряжения защищенного трансформатора. Вычисление может быть выполнено с помощью выражения:

(1.21)

где - время срабатывания наиболее чувствительных ступеней смежных защит, с которыми производится согласование;

t = 0,4 с - ступень селективности.

Защита от перегрузки трансформатора.

Для защиты трансформатора (автотрансформатора) от длительных перегрузок, вызванных, например, автоматическим подключением нагрузки от ОВД, путем отключения параллельного трансформатора (автотрансформатора) обеспечивается защита от перегрузки. На трех обмоточных трансформаторах с одинаковой мощностью обмотки и двухсторонним источником питания защита от перегрузки устанавливается на обеих сторонах питания. С неравными силовыми обмотками - со всех трех сторон. В других случаях - только со стороны VN.

Расчет начального параметра для всех сторон одинаковый. Рекомендуется проводить расчет с первичными значениями, указанными со стороны трансформатора (автотрансформатора), с которым установлена соответствующая защита.

Расчет максимального измерительного элемента тока

Первичный ток срабатывания измерительного элемента максимального фазного тока отстраивается от начального тока обмотки защищаемого трансформатора: электрический ток замыкание трансформатор

A,

где - коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата;

Iном - первичный номинальный ток обмотки трансформатора (автотрансформатора) с учетом регулирования напряжения для той стороны, на которой установлена рассматриваемая защита. Увеличение номинального тока не должно превышать 5 % номинального тока среднего положения РПН.

Расчет выдержки времени.

Время задержки защиты от отключения выбирается на основе селективности больше, чем время измерений безопасности трансформатора, и может быть рассчитано в соответствии с выражением:

c,



где -величина выдержки времени резервных защит (МТЗ, ТЗНП, ТЗОП, ДЗ);

=0,3с - ступень селективности.

Кроме того, при работе с защитой не удаляйте время быстрой смены и не снимайте его с диапазона (9 ч 10) c.

3.7 Релейная защита линии 110 кВ

Общие положения.

Для линий сетей 110-500 кВ, фактически заземленных в соответствии с настоящим изобретением, должно быть предусмотрено устройство для защиты от многофазных неисправностей и реле замыкания на землю, а также неполная защита фазы.

Дистанционная защита используется в сетях со сложными конфигурациями для защиты межфазных линий. Эти защиты вступают в силу, например, когда сопротивление сети снижается. Основное преимущество дистанционной защиты в отношении защиты от тока не зависит от зоны защиты в случае изменения уровня токов короткого замыкания. В случае изменения режима работы сети и в направлении действия. Защита селективности обеспечивала соседние линии из-за установки временного шага: все в зоне I (шаг), ближайшей к защите установки, отключенной с минимальным временем; все схемы в зоне II - в течение длительного времени; III в районе с наибольшим временем простоя. Измерительные приборы дистанционной защиты предназначены для импедансного переключателя, называемого дистанционным управлением (реле I и II степени) и триггерными устройствами (реле фазы III). Третий этап передачи осуществляется через канал связи или через волокно, которое может быть выполнено в интегрированном грозозащитном кабеле или через кабели, расположенные в самонесущем состоянии.

При расчете дистанционной защиты используются полные импеданса линий ZW, которые являются активными индуктивными, поэтому сопротивление от места установки защиты к месту неисправности. Дается в сложной форме.

Вычисление параметров схемы замещения может быть выполнено в относительных или именованных единицах. Мы используем метод названных единиц. Для этого все элементы схемы должны быть сведены к одному базовому напряжению, мы берем базовое напряжение как

Расчет дистанционной защиты линии 110 кВ:

Сопротивление первой ступени выбирается из условия отстройки от трехфазной неисправности на шинах противоположной подстанции, в этом случае ток повреждения не рассчитывается, но используется сопротивление линии W-2:

где - коэффициент отстройки в сторону уменьшения защищаемой зоны.

Выдержка времени для : t=0 сек.

Отстройка от неисправности на шинах подстанции в месте установки защиты не выполняется, поскольку все этапы защиты сделаны направленными.

Расчет параметров дистанционной защиты.

Пикап выбирается по условию согласования с дистанционной защитой соседних линий:

где - коэффициент запаса по избирательности согласуемых защит линий;

- в моем случае коэффициент тока распределения, определяемый трехфазным коротким замыканием в конце зоны покрытия защиты, с которой выполняется согласование, равен 1, поскольку нет ветвей;

- уставка срабатывания первой (или второй) ступени защиты смежной линии.

Проверка коэффициента чувствительности:

Вторая ступень защиты проходит по чувствительности.

Задержка второго этапа принимается на этапе селективности (), большей скорости затвора, времени второй ступени линии W-5:



Расчет уставок III ступени дистанционной защиты.

Настройка срабатывания третьего этапа защиты выбирается, как правило, в соответствии с условиями отстройки от максимального тока нагрузки на линию. Ток нагрузки принимается либо длительным допустимым током нагрева провода, либо диспетчерской службой энергосистемы, в последнем случае указывается нагрузка cosц:

где - минимальное рабочее напряжение, равное ;

- коэффициент надежности;

- коэффициент возврата для реле сопротивления;

- коэффициент самозапуска;

- угол максимальной чувствительности;

- угол сопротивления, обусловленный нагрузкой;

- максимальный ток нагрузки по длительному допустимому току нагрева провода.

Коэффициент чувствительности:



Задержка времени третьей ступени защиты выбирается для этапа селективности, превышающего время задержки вторых ступеней защиты, аналогично выбору задержки второго этапа:

Сопротивление срабатывания реле:

где - коэффициент трансформации трансформатора тока;

- коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Коэффициент трансформации ТТ:

Коэффициент трансформации ТН:

3.8 Токовая защита нулевой последовательности линии

Для защиты электрических сетей с эффективной заземленной нейтралью от замыканий на землю используется максимальная защита от остаточного тока (ТЗНП). Эти защиты выполняются многоступенчатыми с или без направления мощности (в этом случае, если они имеются). В качестве защиты тока используется реле тока, которое подключается к выходу фильтра остаточного тока. В качестве такого фильтра часто используется нулевой провод трансформаторов тока, подключенных по схеме с полной звездой. Для обеспечения абсолютной избирательности защиты второй этап ускоряется через канал связи.

Расчет параметров комплексной схемы.

ТЗНП рассчитан на ток, а для расчета нулевых токов необходимо использовать сложные схемы однофазного и двухфазного на земле.

Комплексные схемы состоят из схем замещения для прямых, обратных и нулевых последовательностей. Расчет может выполняться в относительных или именованных единицах. Мы применяем метод именных единиц. Для этого все элементы схемы должны быть сведены к одному базовому напряжению, мы берем базовое напряжение . Поскольку параметры для расчета сопротивления обратной последовательности элементов не заданы, это можно принять для всех элементов.

Сопротивления нулевой последовательности трансформаторов равны сопротивлениям прямой последовательности .

Нахождение величин сопротивлений нулевой последовательности производится по формуле:

где - среднее напряжение элемента системы, кВ;

- удельное индуктивное сопротивление тока нулевой последовательности, Ом/км.



Расчет первого этапа ТЗНП.

Рабочий ток отсечки первой ступени выбирается в соответствии со следующим условием: выполняется отстройка от максимального тока, протекающего через защиту на переключателе соседнего участка:

где - коэффициент надежности по избирательности, учитывающий погрешность реле, ошибки расчета, влияние апериодической составляющей и необходимый запас; - однофазный ток замыкания;

- двухфазный ток замыкания на землю.

Для определения нулевых токов используем метод прямого моделирования. Составляются комплексные схемы, которые состоят из схем замещения прямой, обратной и нулевой последовательности.

Из схем видны нулевые токи, тогда токи первой ступени равны:

Выбирается наибольший ток срабатывания защиты первой ступени:

Выдержка времени нулевая.

Расчет II ступени ТЗНП.

должна отстраиваться от быстродействующих защит смежных присоединений, то есть надо отстроиться от первой ступени ТЗНП линии Л3.

Надо вычислить ток срабатывания I ступени линии Л2 - , после по условию согласования вычислить ток срабатывания линии Л1.

Результаты моделирования получаются:

Из двух условий выбирается больший ток, и для этого значения проводится расчет тока срабатывания I ступени

Ток срабатывания второй ступени защиты линии Л1 вычисляется по выражению:

где - коэффициент отстройки.

Чувствительность II ступени ТЗНП тестируется по однофазному КЗ в конце защищаемой линии.



Чувствительность удовлетворительная, это означает что надежно защищает конец линии , поэтому III должна отстраиваться от тока КЗ за спиной.

Выдержка времени II ступени.

Выдержка времени второй ступени берется равной ступени селективности:

Обычно

Расчет III ступени ТЗНП

III ступень настраивается на ток небаланса, который появляется в фильтре, к которому он присоединен. Самый высокий ток небаланса будет при потоке трехфазного тока, точка короткого замыкания будет взята на противоположной подстанции.

Скомпилирована схема замены прямой последовательности для трехфазного короткого замыкания. Амперметр установлен в месте защиты линии L1.

где - коэффициент отстройки;

- коэффициент, учитывающий увеличение тока небаланса в переходном режиме;

- ток небаланса.



где - погрешность трансформаторов тока;

- коэффициент апериодической составляющей;

- коэффициент однотипности трансформаторов тока.

Коэффициент чувствительности вычисляется по формуле:

где - ток, протекающий через комплект защиты при однофазном в конце зоны резервирования.

должна надежно чувствовать КЗ на землю в конце смежной линии. Составляется комплексная схема для однофазного КЗ в конце линии Л2. Амперметр располагается в месте установки Л1.

В результате моделирования получается:



Чувствительность удовлетворительная.

Выдержку времени III ступени принимаем по встречно-ступенчатому принципу на ступень селективности больше выдержки времени II ступени смежной линии. Так как данных о выдержках времени нет, принимаем:

выдержка времени III ступени Л3 равно:

выдержка времени III ступени Л2 равно:

выдержка времени III ступени Л1 равно:



4. Трехфазное АПВ (применительно к модели Р542)

Анализ повреждений, возникающих на линиях электропередачи, показывает, что 80-90% из них имеют неустойчивый характер.

Нестабильные повреждения, например, перекрывающиеся изоляционные материалы, представляют собой само разрушительные повреждения, которые не повреждают оборудование. Повреждения этого типа можно устранить, отключив один или несколько переключателей, и после восстановления напряжения нет повреждений. Наиболее распространенной причиной такого ущерба являются удары молнии. Другими причинами закрытия могут быть столкновения проводов или мусора, выброшенные на провода ветром. Оставшиеся 10-20% урона являются непостоянными (дугами) или постоянными.

Нестабильные повреждения могут быть вызваны небольшой ветвью дерева, падающего на линию. В этом случае причина, вызвавшая неисправность, не может быть устранена путем немедленного ее отключения, но она может исчезнуть (выгорать), когда неисправность локализована защищенными по времени защитами.

Постоянные повреждения включают в себя такой ущерб, как обрыв провода, короткое замыкание в трансформаторе, короткое замыкание в кабеле и электродвигателе. Такой ущерб должен быть локализован, и повторный источник напряжения возможен только после устранения повреждения.

В большинстве случаев возникновения неисправности линия снова подвергается напряжению, если неисправность отключается без замедления, и для демонстрации изоляционного зазора требуется достаточно длительная пауза. Автомат повторного включения используется для автоматического перезапуска коммутационного устройства по истечении заданного времени с момента отключения от устройств релейной защиты и используется в случаях, когда преобладают неустойчивые непостоянные неисправности.

АПВ в распределительной сети высокого и среднего напряжения в основном используется в сети с радиальной конфигурацией, то есть там, где нет проблемы нарушения стабильности в системе. Основными преимуществами использования АПВ являются:

Сокращение времени таймаута в энергоснабжении

Снижение эксплуатационных расходов - сокращение количества

человеко-часов на ремонт поврежденного оборудования и возможность работы подстанций без дежурного персонала. При использовании автоматического АПВ используется более широкая защита, которая работает без задержки времени, что сокращает время короткого замыкания и, соответственно, уменьшает количество повреждений и уменьшает развитие нестабильных замыканий в стабильных.

Поскольку 80% дефицита воздушных линий электропередачи нестабильны, исключая отключения электроэнергии из-за такого ущерба, является несомненным преимуществом использования автоматического АПВ. Кроме того, использование автоматического АПВ позволяет использовать часть подстанций без дежурного персонала. В то же время уменьшается количество посещений автоматических подстанций для ручного включения коммутаторов после отключения отказов, что особенно важно для удаленных объектов.

Важным преимуществом использования АПВ на линиях с защитой, согласованной со временем действия, является возможность использования ступеней без задержки для первой поездки. При быстром отключении продолжительность дугового горения, возникающего в результате замыкания, сводится к минимуму, что уменьшает повреждение оборудования или вероятность неустойчивого повреждения стабильной. Использование кратковременной защиты также предотвращает выдувание предохранителей и снижает обслуживание переключающих устройств из-за их меньшего нагрева токами короткого замыкания

Следует отметить, что при использовании защиты (этапов) с минимальными задержками времени в сочетании с устройством множественного повторного включения высокоскоростные шаги обычно блокируются после первого выключения. Поэтому, если замыкание не устранено в цикле повторного включения, последующее отключение выполняется с помощью выборочной защиты для изоляции только поврежденного сегмента сети. Однако в некоторых случаях использования множественного повторного включения высокоскоростные шаги блокируются после нескольких неселективных отключений.

Таблица 4.1 - Уставки реле

ТЕКСТ МЕНЮ	Уставки по умолчанию	Диапазон регулирования уставки	Шаг
		Мин	Макс
1	2	3	4	5
CB CONTROL (КОНТРОЛЬ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ)
AR Telecontrol (Телеуправление режимом работы АПВ)	No Operation (Не выполнять) ячейка управления	Auto (Автоматическое повторное включение) / Non Auto (не автоматическое повторное включение)
A/R Status (Статус АПВ)	Auto	Auto / Non Auto	Индикация введенного /выведенного АПВ согласно выбора, выполненного командой телеуправления
Total reclosers (Общее кол-во циклов АПВ)	Х		Общее количество попыток автоматического повторного включения выполненных реле
Reset Total A/R (Сброс статистики АПВ)	No (Нет) Ячейка управления		No/Yes (Нет/Да)
GROUP 1: AUTORECLOSE (ГРУППА 1: АПВ)
Number of Shots (Кол-во циклов АПВ)	1	1	4	1
Dead Time 1 (tАПВ 1)	10 сек	0,01 сек	300 сек	0,01 сек
Dead Time 2 (tАПВ 2)	60 сек	0,01 сек	300 сек	0,01 сек
Dead Time 3 (tАПВ 3)	180 сек	0,01 сек	9999 сек	0,01 сек
Dead Time 4 (tАПВ 4)	180 сек	0,01 сек	9999 сек	0,01 сек
CB Healthy Time (время готовности выключателя)	5 сек	0,01 сек	9999 сек	0,01 сек
tReclaim Extend (продолжение времени готовности АПВ)	Continue (продолжить)	Suspend (приостановить)/Continue(продолжить)
tReclaim Time (время готовности АПВ)	180 сек	1 сек	600 сек	0,01 сек
A/R Inhibit Time (время запрета АПВ)	5 сек	0,01 сек	600 сек	0,01 сек
ЕEF Maint Lock (блокировка мгновенных защит по тех. состоянию выключателя)	Allow-Tripping	Allow Tripping (Разрешено отключение), Block Tripping (Отключение блокировано)
Trip 1 Main	No Block (не блокировать)	No Block (не блокировать) / Block Inst Prot (блокировать мгновенные защиты)
Trip 2 Main	No Block	No Block / Block Inst Prot
Trip 3 Main	No Block	No Block / Block Inst Prot
Trip 4 Main	No Block	No Block / Block Inst Prot
Trip 5 Main	No Block	No Block / Block Inst Prot
Reset Lockout by (сброс блокировки АПВ при)	User Interface	User Interface (интерфейс пользователя)/Select NonAuto (путем выбора «без АПВ»)
Phase Diff AR (ПускАПВ от дифф. защиты при м/ф КЗ)	Initiate AR	No Action (не пускать АПВ) / Initiate AR (пускать АПВ/ Block AR (блокировать АПВ)
Phase Diff AR (ПускАПВ от дифф. защиты при м/ф КЗ)	Initiate AR	No Action (не пускать АПВ) / Initiate AR (пускать АПВ/ Block AR (блокировать АПВ)
Neutral Diff AR (Пуск АПВ от Дифф. защиты при 1/ф КЗ)	No Action	No Action (не пускать АПВ) / Initiate AR (пускать АПВ/ Block AR (блокировать АПВ)
I>1 AR (пуск от I>1)	No Action	No Action/ Initiate AR/ Block AR
I>2 AR (пуск от I>2)	No Action	No Action/ Initiate AR / Block AR
I>3 AR (пуск от I>3)	No Action	No Action/ Initiate AR / Block AR
IN>4 AR (пуск от IN>4)	No Action	No Action (не пускать АПВ)/ Initiate AR (пускать АПВ/ Block AR (блокировать АПВ)
IN>1 AR (пуск от IN>1)	No Action	No Action (не пускать АПВ) / Initiate AR (пускать АПВ/ Block AR (блокировать АПВ)

В дополнение к данным установкам необходимо задавать функциональные связи в колонках меню OVERCURRENT AND EARTH FAULT (МТЗ И ЗНЗ) для связи логики действия на АПВ на токовые защиты. Обратитесь к разделу МТЗ и ЗНЗ. Для работы функции АПВ в реле необходимо подать информацию о статусе (положении) выключателя.

Рисунок 4.1- Временная диаграмма работы АПВ в Р542



4.1 Режимы работы

Функция АПВ может находится в двух режимах работы:

1. AUTO (АВТОМАТИЧЕСКИЙ) АПВ в режиме работы

2. NON AUTO (НЕ АВТОМАТИЧЕСКИЙ) АПВ выведено из строя работы

Телеуправление режимом телеуправления АПВ в столбце меню CONTROL SWITCH (CB CONTROL) можно использовать для временного отключения функции АПВ, если это необходимо для условий работы сети. Это обеспечивается установкой параметра «Неавтоматическая» (не автоматическая) в ячейке телемеханики A / R (режим автоматического повторного включения).

Текущий режим функции АПВ может быть установлен путем проверки значения в ячейке «Состояние AR» в переключателе CONTROL.

Запуск АПВ.

АПВ запускается с внутренней защиты, встроенной в реле. Каждый этап перегрузки по току и замыкания на землю может быть сконфигурирован для запуска АПВ путем выбора, соответствующего уставки (Инициировать AR / No AR-Block AR). Мгновенные этапы с высокой уставкой, которые могут использоваться для определения неисправности трансформатора (для подкатчиков трансформаторов), сконфигурированы для блокировки АПВ. Например, если заданное значение «Инициировать главный AR» установлено для ступени I> 1, если для ступени установлено значение «Нет действия» для ступени IN> 1, то включение IN> 1 будет сопровождаться автоматическим выключателем. Без запуска АПВ. Выбор пускового режима автоматического АПВ должен быть сделан для всех введенных в эксплуатацию предохранительных ступеней.



4.2 Блокирование мгновенных защит в цикле АПВ

Мгновенная защита может быть заблокирована для работы с действием отключения в циклах повторного включения. Для этого используются настройки «Trip 1/2/3/4/5 Main». Это позволяет заблокировать действие для отключения (вывести из эксплуатации) мгновенные ступени защиты от перегрузки по току и замыкания на землю. Например, если ячейка «Trip 1 Main» установлена на «No Block», а «Block 2 Prot» установлена на «Block Inst Prot» в ячейке «Trip 2 Main», мгновенные МТЗ и DAZ будут помещены в Нормальная работа, но будет заблокирована при первой попытке автоматической повторной активации, которая должна была после срабатывания защиты.

Мгновенная защита также может быть заблокирована, если блокировка срабатывает при достижении технического состояния переключателя обслуживания или активирована функция контроля для количества коротких замыканий для контролируемого (заданного) интервала времени. Например, если счетчик «CB Ops Lock» установлен на 100, а число операций достигло «CB Operations», мгновенные защиты могут быть заблокированы, так что последнее отключение выключателя, после которого происходит блокировка (согласно техническому State Switch) был от выборочной защиты. Выбор производится в ячейке меню «EEF Maint Lock». Если в этой ячейке установлена «Блочная защита», то мгновенная защита будет заблокирована до последнего (до блокировки) завершения работы.

ПРИМЕЧАНИЕ. Блокирующую мгновенную защиту следует идентифицировать в меню настроек «OVERCURRENT» и «EARTH FAULT» в настройках функциональных ссылок «I> Функция Link» и «IN> Function Link» соответственно.



4.3 Количество попыток повторного включения

В каждом конкретном случае вопрос о множественности APO рассматривается индивидуально, поскольку универсального решения не существует. Обычно в сетях среднего напряжения используется только двойное или тройное повторное включение. Однако в некоторых странах вы можете встретить и четырехкратное АПВ. При четырехкратном повторном закрытии последняя не токовая пауза устанавливается достаточно долго, чтобы громовой удар прошел до последней попытки восстановить источник питания. Эта организация автоматического АПВ избегает ненужной блокировки с несколькими последовательными неустойчивыми повреждениями.

Как правило, первое, а иногда и второе выключение выполняется из неселективных защит без временной задержки, поскольку 80% всех замыканий нестабильны. Последующие поездки выполняются с помощью выборочных защит, которые сопоставляются по времени с увеличением времени отсутствия тока в каждом последующем цикле с целью устранения причины неисправности, если это непостоянное закрытие.

Чтобы определить необходимое количество циклов повторного включения, необходимо учитывать следующий фактор.

Способность автоматического выключателя последовательно выполнять несколько операций включения-выключения и влияние такой работы на частоту обслуживания.

Если статистическая информация в рассматриваемой системе дает значительный процент непостоянных сбоев, причина которых может быть сожжена, то использование двух или более попыток повторного включения полностью оправдано. Кроме того, если короткое замыкание с током короткого замыкания достигается при отводке с предохранителями, время выгорания которого превышает время отклика первичной защиты линии с зависимой характеристикой, это. Также может оказаться полезным для нескольких попыток автоматического повторного участия. Это позволит плавким предохранителям нагреваться, чтобы они выгорали до активации защиты основной линии.

4.4 Время готовности АПВ к повторному действию

Факторы, определяющие выбор таймера настройки готовности АПВ:

Разрывы в электропитании - длительная готовность АПВ может привести к нежелательному сбою питания потребителей с нестабильными неисправностями

Вероятность ошибок Накопленный опыт - в случаях, когда вероятность короткого замыкания из-за ударов молнии высока, требуется короткое время готовности ARC, чтобы избежать ненужной блокировки с нестабильными неисправностями

Весеннее заводское время - при использовании быстрого повторного включения время готовности должно быть достаточным для хранения необходимого количества энергии в приводе выключателя для выполнения операций цикла O-BO. Для автоматического повторного включения с задержкой по времени это необязательно, так как мертвое время может быть увеличено на временной интервал, установленный для готовности привода (устанавливается установкой CB Healthy Time.) Блокировка автоматического повторного включения происходит, если после Таймер истекает, приостанавливается, а затем, после истечения таймера зрелости CB, реле не получает сигнал готовности переключателя CB Healthy.

Техническое обслуживание - ненужная работа переключающих устройств, вызванная коротким временем готовности АПВ, ведет к сокращению капитальных ремонтов. Минимальное время готовности к повторному включению не менее 5 с может потребоваться коммутатором, который выполнил операции отключения - включение для повторной готовности к отключению цикла - включение - выключение. Это время зависит от технических характеристик выключателя.

Время готовности автоматического повторного включения должно быть достаточным для запуска выборочных ступеней защиты, которые запускают АПВ. В противном случае это приведет к освобождению функции АПВ и ввода неселективных шагов. Если такая ситуация возникает, устойчивое короткое замыкание будет восприниматься как последовательность неустойчивых коротких замыканий с повторенными неудачными пытками для восстановления власти. Процесс бесконечных попыток может быть прерван путем ввода уставки блокировки ARQ при недопустимо высокой частоте отказа. Можно использовать короткое время ожидания с блокировкой времени готовности пусковыми сигналами. Если используются короткие времена повторного включения, минимальное время будет определяться возможностями распределительных устройств. Преимущество короткого времени готовности ARF заключается в меньшем количестве блокировки закрытия автоматического выключателя, однако увеличение количества операций приводит к сокращению периода капитального ремонта.

При использовании подпружиненных переключателей в сочетании с быстрым автоматическим АПВ время готовности к повторному закрытию необходимо установить достаточно для хранения энергии в приводе автоматического выключателя для выполнения цикла O-BO. Типичное время готовности АПВ для сетевого напряжения 11/33 кВ в Великобритании составляет 5-10 с, что позволяет избежать ненужных длительных отключений в случае грозы. Однако в других странах иногда используются времена готовности 60-180 с.

4.5 Время деионизации

Время деионизации точки сжигания дуги зависит от сетевого напряжения, расстояния между фазами, уровня и продолжительности тока повреждения, а также скорости и емкости ветра относительно соседних проводников. Поскольку наиболее влиятельным фактором является напряжение сети, в таблице 20 показаны времена деионизации в зависимости от уровня напряжения.

ПРИМЕЧАНИЕ. При использовании HVAC необходимо учитывать, что емкостный ток из «здоровых» фаз может увеличить время, необходимое для деионизации точки дуги.

Таблица 4.3 - Напряжение линии на АПВ

Напряжение линии (кВ)	Минимальное время деионизации (сек)
66	0,1
110	0,15
132	0,17
220	0,28
275	0,3
400	0,5

Пример расчет минимального времени паузы АПВ

В этом примере рассматривается коммутатор и система со следующими параметрами: время переключения автоматического выключателя: (напряжение питания на соленоид отключения > выгорание дуги): 50 мс (а); Отключение выключателя + Привод готов (Напряжение питания на отключение соленоида > Готовность привода): 200 мс (б); Время восстановления защиты: <80 мс (ы); Время включения (команда включения > замыкание контактов): 85 мс (d) Время деионизации для линии 220 кВ: 280 мс (д) для трехполюсного отключения. (560 мс для однофазного отключения). Минимальная установка паузы в АПВ, установленная в реле, больше:

В (A) + (c) = 50 + 80 = 130 мс, чтобы обеспечить возврат защиты;

В

В (A) + (e) - (d) = 50 + 280 - 85 = 245 мс, для деионизации (3-полюсное отключение);

В

В = 50+ 560 - 85 = 525 мс, для деионизации (однофазное отключение).

На практике необходимо добавить несколько периодов для отстройки от ошибок, таким образом, tAPV1 3-f. (Dead Time 1) должно быть ? 300 мс, а tAPV1 1 -ц. (1Pole Dead Time 1) должно быть ? 600 мс. Общее мертвое время для системы можно определить, добавив время (d) к выбранной заданной точке, а затем вычитая время (a). (Это дает время 335 мс и 635 мс соответственно).



5. Экономическая часть

5.1 Экономический плaн cтpoитeльcтвa подстанции «Джамбейты» 110/10 кВ

Резюме.

Для любого бизнес проекта необходим грамотно сформулированный расчет в экономических соображениях. Данный бизнесc проект именуемый в дальнейшем как строительство подстанции «Джамбейты» 110/10 кB , с использованием новейшего оборудования от известного производителя шкофов релейной защиты «Siemens»

Подстанция, находящаяся в планах на строительство для создания конкуренции на внутреннем рынке электроэнергии Актобинской области в области от 110 и 10 кB.

Инвестиционный фонд известный как Акционерное Общество «Уф-уф Энерго» представляет себя как генеральный директор на строящейся подстанции «Джамбейты» 110/1 0кВ.

Предварительно перед строительством подстанции стоит сделать ряд необходимых работ. Для осуществления некоторых работ может уйти время от 1 до 3 месяцев. Стоит начать с составления проектного задания, выбора и согласования площадки. Некоторые работы возможно выполнять одновременно с проектированием подстанции (этап №1), проектирование главных систем контроля и управления, оформление необходимых заказов и получение контрольно-измерительной аппаратуры и автоматики, оформление заказа на трансформатор, оформление заказа на высоковольтные выключатели сроки данных работ могут занимать до 2 месяцев. Окончательным действием перед строительством подстанции является оформление заказа и получение материалов для строительства помещения высоковольтных выключателей.

Помимо предварительных работ необходимых для строительства подстанции, очень важно провести работы для дальнейшего облагораживания сооружений линий электропередач. Работы выполняются поэтапно. Такие работы как: троссировка, проведение изысканий по трассе ЛЭП, составление технико-экономического обоснования, первый этап проектирования ЛЭП- могут быть проведены одновременно и выполнены в районе от 1 до 3 месяцев.

На будущей подстанции будет установлены виды оборудования, такие как как два силовых трансформатора с напряжением 110/10 кВ мощностью 20 МВА, определяет каждый трансформатор по 10 МВА, открытые распределительные устройства (ОРУ) 110 кВ, комплектное распределительное устройство (КРУ) 10 кВ и здание обще подстанционного пункта управления с комнатой для диспетчерского пункта.

Предполагаемый анализ рынок сбыта.

Из-за нехватки в обеспечении энергии населенного пункта близ самой подстанции рассчитывается, в будущем наличие подстанции может создать обеспечение энергии потребителям в дополнении. Это возможно при снижении потери в линиях, а также в других оборудованиях, потери возможно при естественном износе оборудования.

При приведении к минимуму потерь от нeдooтпycкa электрической энергии, вызванного обычным износом оборудования, может позволить вести решения о реализации дополнительной электроэнергии.

Моральный срок износа оборудования Релейной защиты и Автоматики может составить - 15 лет, иной раз срок фактической службы по документам - 25 лет.

Показатели цены в экономном факте и финансовых расчётов по строительству этой подстанции взяты в национальной валюте (тенге). С новой релейной защитой и автоматикой, которую мы будем иметь на подстанции мы сможем оценить срок окупаемости подстанции. Это и будет являться анализом экономической целесообразности подстанции.

Тарифы на электроэнергию.

Выручка от продажи электроэнергии на по линиям строящейся подстанции «Джамбейты» будут отображены в бухгалтерских отчетах по результатам работы АО «Уф-уф Энерго».

Тариф за стоимость электроэнергии в Актюбинской области будут взяты в региональной компании по области ТОО «Актобеэнерго» с тенге/кВт.

Так же будут предоставлены услуги, в дальнейшем за данные услуги будут установлены тарифы: тариф на производство электрической энергии на станции, тариф на ее транспортировку через линии высокого напряжения государственной компании АО «KEGOC», так же по линиям энергокомпании в регионе. Помимо этого, возможны затраты для организации снабжающей энергией, необходимые для осуществления свой деятельности. Объём передаваемой электроэнергии подстанцией за год составит 56,7 млн. кВт ч. В расчете мощности устанавливаемый понижающим трансформатором мощностью по МВА каждый, коэффициентом мощности 0,9, коэффициентом загрузки 0,8 определяется объем передаваемой электроэнергии. часов - количество времени применения максимума загрузки данной подстанции.

Организационный план.

На собрании акционеров АО «Уф-уф Энерго» утверждается главная структура и иерархия организованность управления. В дальнейшем гарантируется высокий уровень электроснабжения через подстанцию, за счет использования новейшего оборудования от крупных производителей. Ремонт будет осуществления с помощью специального ремонтного персонала.

Юридический план.

За счет средств, получаемых от инвесторов, будет осуществлена организация капитально возможных вложений для строительства и эксплуатации предлагаемых х объектов энергоснабжения. АО «Уф-уф Энерго» является генеральным директором подстанции «Джамбейты» и владеет 100% акций.

С начала первого года окончания строительства подстанции выплату процентов за банковский заем принимается как 14,5% годовых. «Сбербанк» является потенциальным банком на взятие кредита.

Экологическая информация.

Строительство подстанции никак не повлияет на экологическую обстановку в Актюбинской области и близ находящимся населённым пунктам.

Гарантию не нанесения вреда окружающей среде гарантирует соблюдение всех экологических норм и использования современного экологически чистого оборудования.

5.2 Расчет технико-экономических показателей подстанции и ЛЭП

Расчет всех вложений на строительство подстанции «Джамбейты» 110/10 кВ.

Капитальные вложения средств на подстанцию определяются по числовым показателям, переведенных справочнике по укрупненным числам стоимости путем складывания основных цифр, таких как:

- постоянная часть затрат;

- трансформаторы;

- реакторы и компенсирующие устройства;

- распределительные устройства 110 и 10 кВ.

С помощью состава оборудования определяются капитальные затраты на сооружение подстанции:

где - расчетные стоимости РУ, трансформаторов 110/10 кВ, токоограничивающих реакторов, также включаются добавочные капитальные вложения линейных ячеек, оборудованных высокочастотной связью;

- соответственно число единиц перечисленного оборудования;

- постоянная часть затрат по подстанции, мало зависящая от мощности подстанции;

- коэффициент, который принимает во внимание местность строительства сооружения.

Предполагаемая стоимость ячеек распределительных устройств подстанции «Джамбейты» должна соблюдать все цены трансформаторов ток и напряжения, ОПН, аппаратуры управления, выключателей, разъединителей, сигнализации, релейной защиты и автоматики, контрольных кабелей, ошиновки, фундаментов, строительных конструкций и соответствующих строительно-монтажных работ.

При расчетах стоимость трансформаторов должна выключать затраты на:

-заземление;

-релейную защиту;

-контрольные кабели;

-ошиновку;

-грозозащитные сооружения;

- контрольные кабели;

-шинопроводы;

-строительные конструкции;

-строительно-монтажные работы.

Постоянные показатели затрат части на подстанции учитывают всю рассчитываемую стоимость благоустройства территории и подготовки обще подстанционного пункта управления, устройство расхода на собственные нужды, аккумуляторной и компрессорной батареи, внутриплощадочных и подъездных дорог, средства связи, маслохозяйства, телемеханики, освещения, водопровода, канализации и прочие обще подстанционные элементы.

Полные расчеты капиталовложений в подстанции сводятся в таблицу 5.1-5.3.

Таблица 5.1- Капитальных вложений в силовой трансформатор

Наименование оборудования	Количество, шт.	Цена за единицу млн. тенге	Всего млн. тенге
ТДН-10000/110\10	2	19,25	38,5

Таблица 5.2 - Капитальные вложения в распределительные устройства

Наименование оборудования	Количество, шт.	Цена за единицу млн. тенге	Всего млн. тенге
Выключатель 110 кВ	4	8,98	35,92
Разъединитель 110 кВ	10	1,1186	11,86
ТТ 110кВ	21	0,34	7,14
ТН 110кВ	2	0,285	0,57
ОПН 110кВ	2	0,849	1,689
КРУ 10кВ	1	10,8	10,8
	Итог		67,988

Таблица 5.3 - Капитальные вложения в подстанцию (РЗ и А)

Наименование оборудования	Количество	Цена за ед.,	Всего
Шкаф РЗ линии 110 кВ «Siemens»	2	6,1	12,2
Шкаф РЗ Т фирмы «Siemens»	2	6,1	12,2
Итог			24,4

Постоянно необходимая часть завтра млн. тенге.

Обще суммарные капиталовложения на оборудование подстанции составят:



Определение капитальных вложений в строительство прилегающих сетей. Стоимость сооружения ЛЭП определяется основными ее параметрами: напряжением, типом опор, маркой проводов и конструкцией фазы, районом строительства, характеристикой трассы, а так же климатических условий среды.

При известной стоимости 1 км воздушных линий и длинны, определяются затраты на сооружение линии:

где k - удельные капитальные на сооружение ВЛ, учитывающие затраты на провод, опоры, строительно-монтажные работы;

L - протяженность ВЛ.

Расчеты на капиталовложения в линии электропередач сводятся в форму таблицы 5.4:

Таблица 5.4 - Капиталовложения на Линии Электропередач

Линия	Общая длина линии, км	Стоимость 1 км длины линии млн. тенге	Общая стоимость линии, млн. тенге
ВЛ 110кВ	16	15	240
ВЛ 10кВ	10	9	90
	Итог		330

Общий объем капитальных вложений в строительство энергообъекта составят:



5.3 Себестоимость на транспортировку электроэнергии и чистой прибыли

Расходы по эксплуатации в любой подстанции чаще всего включают в себя пункты:

-ремонт (необходимый, текущий ремонт и техническое обслуживание оборудование, нуждающееся в данном виде ремонта во время работы подстанции);

- износ оборудования;

- энергия на компенсацию технических потерь, возникающих во время работы;

- электроснабжение на необходимые нужды хозяйственного типа (отопление и освещение основных помещений и зданий, рабочих мест, ремонтных баз);

- расходы на оплату труда персоналу подстанции (сюда же включаются затраты, связанные с техническим обслуживанием энергооборудования и транспорта, материалов, нужные инструменты, приспособления основного и вспомогательного производств, материальное обеспечение санитарно-гигиенических требований и тех. Безопасности, поддержка зданий в рабочем состоянии, ГСМ);

- расходы на командировочные (командировочные средства для административного и производственного персонала);

- канцелярия.

Годовые излишки на амортизацию определяются по формуле:

где - нормы отчислений на амортизацию, %.



Расчет на себестоимость по оказанию услуг по трансформации электроэнергии для АО «Уф-уф Энерго»:

где - суммарные издержки;

- объем отпущенной электроэнергии.

где - ежегодные издержки на амортизацию (45% от общих затрат);

- прочие издержки (55% от общих затрат).

От всей суммы, половина уйдет на погашение долго.

Полный объем выпущенной электроэнергии определяются по формуле:

где - мощность трансформаторов;

- коэффициент загрузки трансформаторов, принимаю как 0,8;

- число часов максимума нагрузки, принимаю как 5500 часов, потому что в регионе развита промышленность.

Тогда вся себестоимость составит:

тенге/кВтч - стоимость за электроэнергию в Актюбинской области.

тенге/кВтч - тариф энергии производящей организации;

тенге/кВтч - тариф АО «KEGOC»;

тенге/кВтч - тариф РЭК.

Прибыль от прогнозируемого объема передачи электроэнергии составляет:

Из предполагаемой прибыли подстанция произведет следующие выплаты: Выплаты предприятиям производящим электроэнергию:

Выплаты для АО «KEGOC»:



Выплаты для региональных компаний

Прогнозируемые остаток средств выручки за передачу электроэнергии:

Прибыль с учетом издержек:

Непорочная прибыль с учетом НДС на прибыль:

От полученной прибыли около 60% будет направлено на погашение инвестиционных вложений:

Весь денежный потом определяется по формуле:

.



5.4 Финансово-экономическая эффективность инвестиций

Данный метод основывается на сравнении дисконтированных денежных потоков инвесторами. Определение НПВ необходимо спрогнозировать величину финансовых потоков средств в каждый год предполагаемого потока, после привести к общему знаменателю для возможности сравнения с течением времени. Вся приведенная стоимость определяется по формуле:

где - инвестиции в данный проект, млн. тенге,

- ставка дисконтирования, - время реализации проекта, год.

Принимаем, что не изменяется со временем. Расчет вводится в таблицу 5.7:

- Расчет окупаемости подстанции

	,	,	,	,
		131,5189		-562,888
	131,519	114,3643	-448,5236
	131,519	99,44724	-349,0764
	131,519	86,47586	-262,6005
	131,519	75,1964	-187,404
	131,519	65,38817	-122,0159
	131,519	56,85928	-65,15669
7	131,519	49,44285	-15,71383
8	131,519	42,99378	27,27995
9	131,519	37,3859	64,66585
10	131,519	32,50948	97,17533



Расчеты будут вестись из первого положительного значения больше нуля, исходя из этого, при известной ставке дисконтирования данный проект является выгодным по всем экономическим показателям, так как вырабатываемый им доход, выше нормы дохода на настоящий момент времени.

Из всех расчетов можно заметить, что срок окупаемости вкладываемых инвестиций составляет около 8 лет. Основная прибыль рассчитывается по формуле:

Подстанция «Джамбейты» 110/10 кВ в Актюбинской области спроектирована в дипломной работе по релейной защите и автоматике. Все капиталовложения составляющие 563 млн. тг., с учетом дисконтирования стоимости, окупаются за 8 лет. Это говорит о том что, технико-экономическое строительство подстанции «Джамбейты» 110/10 кВ полностью обоснованно. Исходя из этого можем считать, что постройка подстанции является экономически выгодным.



6. Безопасность жизнедеятельности

6.1 Анализ условий работы диспетчерского центра подстанции «Джамбейты»

Под защитой труда следует понимать систему законодательных актов, социально-экономических, организационных, технических, гигиенических и терапевтических и профилактических мер, и средств, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособность человека в трудовом процессе.

Длина контрольной комнаты РЗиА составляет 16 м в длину, 9 м в ширину и 4 м в высоте комнаты. Согласно общей компоновке здания, оборудование выглядит следующим образом: имеются шкафы релейной защиты и автоматизации, вспомогательный экран для 0,4 кВ, диспетчерская консоль, 1 компьютер. Что касается биологических ресурсов, диспетчер должен постоянно присутствовать на рабочем месте, в нашем случае это два смены, работа которых утверждается должностным лицом в соответствии с трудовым законодательством.

Чтобы создать наиболее благоприятные условия труда в диспетчерской, необходимо соблюдать психофизиологические характеристики человека в дополнение к общей ситуации гигиены. Диспетчер, который находится в состоянии нервного возбуждения, способен совершать какие-либо ошибки при работе за диспетчерской. Ошибки можно допускать в таких очень важных процессах, как пуско-наладочные работы в резервном оборудовании, оперативном переключении и ненормальном режиме.

Планирование не является наименее важной ролью на рабочем месте. Как показывает практика, тщательное планирование места работы должно соответствовать потребности в комфорте при выполнении работ и экономии энергии и времени диспетчера, рациональном использовании площади помещений и простоте обслуживания диспетчерского оборудования, соблюдении правил безопасности, Ответственный за компоновку рабочего места должен учитывать удобство диспетчерского пункта, шкафы РЗиА, компьютер. Эти зоны, созданные на основе антропометрических данных человеческого тела, позволяют рационально размещать как горизонтальные, так и вертикальные ключи консоли и тому подобное.

Любые ошибки в управлении электричеством, упущение сотрудника контрольного центра может привести к возникновению чрезвычайных ситуаций, нежелательным последствиям, связанным с персоналом на SDA, повреждению и поломке электрооборудования. Потери в экономической части также зависят от правильной работы диспетчера. Влияние человека также зависит от неблагоприятных физических факторов внешней среды, которые включают микроклиматические условия, уровень шума, освещенность, окраску оборудования, помещения и другие.

Параметры, такие как температура, относительная влажность и скорость движения воздуха, играют большую роль в функциональной деятельности человека, его здоровье и здоровье. Вышеуказанные микроклиматические факторы влияют как индивидуально, так и в различных комбинациях.

Для создания нормализованных условий устанавливаются нормы промышленного микроклимата, которые содержат оптимальные и допустимые значения температуры, влажности и скорости воздуха для рабочих зон помещений на подстанциях (включая избыток видимого тепла), в зависимости от Тяжесть активности и сезонов. Оптимальные параметры микроклимата включают те, которые при длительном и систематическом воздействии на людей обеспечивают сохранение нормального функционального состояния организма.

Для обеспечения безопасной и эффективной работы диспетчера, в первую очередь, необходимо соблюдать правила безопасности специалистов и придерживаться условий, препятствующих заболеваниям на рабочем месте, помимо уменьшения усталости. С появлением новых технологий в электроэнергетике на все большем числе станций и подстанций механические реле заменяются терминалами релейной защиты, что позволило автоматизировать ручной труд, что позволило облегчить задачу инженеров. В связи с этим можно сказать, что работа инженера сосредоточена на одном рабочем месте (обычно там, где расположена диспетчерская консоль и компьютер), поэтому его необходимо сформировать соответствующим образом с учетом требований безопасности труда, комфорта, А также обеспечить современную оргтехнику.

Существующий в Казахстане комплекс организационных мер и технических средств защиты, накопленный за годы работы, показывает, что можно добиться значительных успехов в устранении влияния опасных и вредных факторов на работающих работников производства. Однако состояние условий труда и его безопасность в ряде диспетчерских центров по-прежнему не отвечают современным требованиям, поскольку диспетчеры по-прежнему сталкиваются с воздействием таких физически опасных и вредных факторов производства, как повышенный уровень шума, повышенная температура окружающей среды, отсутствие или Недостаточное освещение рабочей области, электрический ток, статическое электричество и другие.

Многие сотрудники связаны с влиянием таких психофизических факторов, как психическое перенапряжение, перенапряжение визуальных и слуховых анализаторов, монотонность работы, эмоциональная перегрузка. Воздействие этих неблагоприятных факторов приводит к снижению работоспособности, вызванной усталостью. Появление и развитие усталости связано с изменениями, происходящими во время работы в центральной нервной системе, с тормозящими процессами в коре головного мозга.

Что касается искусственного освещения подстанции, я хотел бы сделать вывод, что часто в помещениях ОПУ (включая диспетчерскую), если высота потолка не превышает 6 метров, газоразрядные лампы низкого и высокого давления Включая люминесцентные, дуговые ртутные лампы, натрий и т. Д.

В связи с экономикой и гигиеническими нормами, в первую очередь, используются люминесцентные лампы, поскольку лампы такого типа имеют низкую температуру нагрева поверхности, что в малой степени также влияет на комнатную температуру в целом. Флуоресцентные светильники превосходят другие виды более низкой яркостью, тем самым обеспечивая меньший ослепляющий эффект.

6.2 Разработка мероприятий по улучшению условий труда

Для начала, чтобы рассчитать искусственную освещенность, необходимо определить расчетную высоту подвеса.

В качестве вычитаемых составляющих формулы принимаю (м) и (м). Расстояние между светильниками должно удовлетворять условиям, принимая во внимание, что

Для нахождения расстояния между светильниками , нужно длину помещения разделить на 6:



Проверяю условие коэффициента :

что удовлетворяет условиям.

Для нахождения расстояния между светильниками , нужно ширину помещения разделить на 4:

Проверяю условие коэффициента :

что удовлетворяет условиям.

Для расчета намечаем контрольную точку А. Необходимо найти d - проекции расстояния на потолок между точкой А и соответствующим светильником.