Автоматизация подстанции распределительных сетей

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Практически все подстанции среднего и высокого напряжения, возведенные в прошлом веке, требовали постоянного присутствия обслуживающего персонала и не имели централизованной системы управления. В настоящее время все энергосистемы страны переходят на автоматизированное управление подстанциями, заменяют изношенное оборудование на новое либо на месте старых подстанций возводят современные.

Для подстанций распределительных сетей наиболее эффективен путь модернизации, когда обновленная подстанция соответствует современным требованиям и при этом затраты оказываются гораздо ниже, чем при полной реконструкции или новом строительстве. Вологодские энергетики приводят пример, когда новая подстанция 110/35/10 кВ «Приводино» обошлась им в 240 млн руб., а модернизация подстанции 35/10 кВ «Коммунальная» - в 15 млн руб. Даже с учетом того, что подстанция «Приводино» в 4 раза больше подстанции «Коммунальная», экономия оказалась существенной.

В начале нынешнего столетия почетным президентом РАО «ЕЭС России» А.Ф. Дьяковым была определена стратегия развития электрических сетей: «Электрические сети нового поколения и прежде всего распределительные сети должны выйти на качественно новый уровень - проектироваться как необслуживаемые объекты, а основным принципом их автоматизации должен быть переход от децентрализованных систем управления к централизованным. Электрические сети должны стать составной частью АСУ ТП генерации, транспортировки, распределения и потребления электроэнергии».

1. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ

1.1 Выбор силовых трансформаторов

Для обеспечения необходимой надежности питания потребителей I и II категорий на ПС устанавливаются два трансформатора. Мощность трансформаторов рассчитывается по условию

S_номТ ? 0,7 S_нагр

где S_нагр - наибольшая нагрузка подстанции на расчетный период 5 лет.

S_номТ = 0,7Ч19,5

S_номТ ? 13,65 МВА

По этой расчётной мощности выбираем трансформатор

ТДТН - 16000/110/35/10

Таблица 1 - Технические данные силового трансформатора.

Тип трансформатора	Номинальное напряжение кВ	Потери кВт	Напряжение КЗ %	Ток хх %
	ВН	СН	НН	ХХ	КЗ	ВН СН	СН НН	НН НН
ТДТН - 16000/110/35/10	115	38,5	11	21	100	10,5	17,5	6,5	0,33

1.2 Расчет токов короткого замыкания

Расчетная схема для определения токов КЗ приведена на рисунке 2, а схема замещения прямой последовательности - на рисунке 2.

Выключатель в перемычке включен.

Параметры схемы замещения:

о.е.

о.е

, (1)

Ом.

Необходимо рассчитать ток трехфазного и однофазного КЗ на стороне 110 кВ, ток КЗ на стороне 35 кВ за выключателем отходящей линии, ток КЗ на стороне 10 кВ, за выключателем отходящей линии.

Структурная схема подстанции 110/35/10 кВ

Расчет токов КЗ в точке К1

Расчётная схема для определения токов короткого замыкания (КЗ) на стороне 110 кВ приведена на рисунке 2.

Рисунок 2 - Схема замещения прямой последовательности.

Рассчитывается трёхфазное КЗ на стороне 110 кВ.

Сопротивления схемы замещения по рисунку 2 определены как

, (2)

Ом;

(3)

кА.

Ток КЗ, идущий от систем С1 и С2, равен

, (4)

кА;

, (5)

кА.

Расчет токов КЗ. в точке К2

Производится расчет токов короткого замыкания (КЗ) на стороне 35 кВ, за выключателем отходящей линии.

Расчётная схема для определения токов КЗ на стороне 35 кВ приведена на рисунке 3.



Рисунок. 3 - Расчётная схема для определения токов короткого замыкания(КЗ)на стороне 35 кВ.

Выключатель в перемычке - 110 кВ включен. Схема замещения сети, представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 - Схема замещения прямой последовательности.

Принимается кВ,

где - основная ступень напряжения.

Параметры схемы замещения:

Ом; Ом;

Ом; Ом;

Ом.

Расчёт суммарного сопротивления и токов КЗ:

, (6)

Ом;

, (7)

Ом;

Ом.

Определяется ток КЗ, приведенный к основной ступени напряжения 115 кВ:

кА.

Ток КЗ на стороне 35 кВ равен

, (8)

кА.

Расчет токов К.З. в точке К3

Рассчитывается токов короткого замыкания (КЗ) на стороне 10 кВ, за выключателем отходящей линии.

Расчетная схема для оценки токов короткого замыкания на стороне 10 кВ за выключателем отходящей линии приведена на рисунке 5, а схема замещения для токов прямой последовательности - на рисунке 6.

Рисунок 5 - Расчетная схема для определения токов КЗ на стороне 10 кВ.

Рисунок 6 - Схема замещения прямой последовательности.

Значения параметров схемы замещения и токов КЗ следующие:

Ом;

Ом;

Ом.

кА,

Ток КЗ на стороне 10 кВ равен:

кА.

Рассчитываются суммарные активные сопротивления относительно точек КЗ.

Выбрана для расчета точка короткого замыкания К1 на стороне 110 кВ, тогда

, (9)

где Ом.

Ом.

Точка КЗ К2, на стороне 35 кВ

Ом.

Расчет проведен по схеме замещения.

Ом.

Для точки на стороне 10 кВ

Ом,

и по схеме замещения,

Ом.

Выполняется расчёт периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени.

Так как точка КЗ значительно удалена от источников энергии, то действующее значение периодической составляющей тока КЗ не изменяется во времени, тогда

I_Пt= I_П = I_ПО, (10)

_; (11)

где I_Пt - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в произвольный момент времени;

I_П - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в момент времени ;

- наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогсительных контактов;

t_РЗMIN - минимальное время действия релейной защиты;

- собственное время отключения выключателя.

На стороне 110 кВ:

кА;

На стороне 35 кВ:

кА;

На стороне 10 кВ:

кА.

Производится расчёт апериодической составляющей и ударного тока КЗ.

Был выбран к установке выключатель с =0,003 с, тогда

ф =0,01+0,003=0,013 с;

; (12)

^; (13)

; (14)

где - апериодическая составляющая тока КЗ;

- ударный ток КЗ;

и - соответственно суммарное индуктивное и суммарное активное

сопротивление до точки КЗ.

; Согласно таблице 3.6[Рожкова] Постоянное время Ta принимаем раной 0,025

кА;

кА.

На стороне 35 кВ:

=0,003с, тогда

=0,01+0,003=0,013с;

; Согласно таблице 3.6[Рожкова] Постоянное врем Ta принимаем раной 0,02с

кА;

кА.

На стороне 10 кВ:

=0,003с, тогда

=0,01+0,003=0,013с;

; Согласно таблице 3.6 [Рожкова] Постоянное время Ta принимаем раной 0,029с.

кА;

кА.

1.3 Выбор коммутационных аппаратов высокого напряжения

Производится выбор выключателя в перемычке на ОРУ-110 кВ

Выбор выключателя в перемычке на ОРУ-110 кВ производится исходя из условий: /11/

- по номинальному напряжению выключателя

U_ном ? U_{ном сети}; (15)

- по номинальному току выключателя

I_ном ? I_{раб нб,} (16)

Значение наибольшего рабочего тока равно:

, (17)

где - предельная аварийная мощность;

м (18)

МВА.

Устанавливается выключатель элегазовый колонковый ВГТ-110 УХЛ1

Параметры выключателя приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Параметры выключателя ВГТ-110 УХЛ1.

Номинальное напряжение, Uном, кВ	110
Номинальный ток Iном	2500
Нормированное содержание апериодической составляющей в токе КЗ, в норм, %	40
Наибольший пик предельного сквозного тока iпр скв, кА	102
Действующее значение предельного сквозного тока Iпр скв, кА	40
Наибольший пик номинального тока включения iвкл ном, кА	102
Действующее значение номинального тока включения Iвкл ном, кА	40
Ток термической стойкости IТ.С, кА	40
Время термической стойкости tТ.С, С	3
Время отключения tВ.О, С	0,003
Собственное время отключения tС.В, С	0,003

ф = t_{р3 min} + t_с.в, (19)

t_откл = t_{р3 max} + t_во, (20)

где t_откл - полное время отключения КЗ;

t_{р3 max} - максимальное время действия релейной защиты;

t_ВО - полное время отключения выключателя.

ф = 0,01+0,05 = 0,06 с,

t_откл = 0,1+0,08 = 0,18 с.

Проверка выключателя:

- на отключающую способность

I_по=I_пф=4,48 кА; i_аф= 0,575 кА; i_уд=10,582 кА.

I_{откл ном} =20 кА > I_пф=4,48 кА;

- проверка по периодической составляющей тока КЗ;

I_{откл ном}=> i_аф=0,575 кА, (21)

т.е. условие проверки выполняется.

- на термическую стойкость

В_{к доп}= I²_т.с •t_т.с, (22)

где В_{к доп} - допустимый тепловой импульс тока КЗ,

В_{к доп}= I²_т.с •t_т.с=20²•3=1200 кА²•с,

В_{к расч} =В_кп+В_ка, (23)

где В_кп и В_ка - соответственно тепловой импульс от периодической и апериодической составляющих тока КЗ,

, (24)

кА²•с;

В_ка=(I_по)²•Та, (25)

В_ка=(I_по)²•Та=(4,48)²•0,025=0,502 кА²•с

В_к.доп=1200 кА²•с > В_к.расч=3,61+0,502=4,112 кА•с,

т.е. условие проверки выполняется.

Выполняется проверка разъединителя на стороне 110 кв

На ПС предлагается к установке типа разъединители:

РНДЗ-2-110/1000-У1. результаты их проверки приведены в таблице 3.

Анализ данных таблицы 3 показывает, что условия проверки выполняются.

Таблица 3 - Параметры и проверка разъединителя на стороне 110 кВ.

Параметры разъединителя	Условие проверки	Расчетные величины
	=
	>
	>
	>

Выбор коммутационного оборудования на стороне 35 кВ

Выполняется проверка выключателя на стороне 35 кВ

На ПС 110/35/10 кВ установлены масляные баковые выключатели на стороне 35 кВ типа С-35М-630-У1, имеющие следующие характеристики:

;;; .

Параметры и результаты проверки выбранного выключателя представлены в таблице 4.

Таблица 4 - Параметры и результаты проверки выключателя 35 кВ.

Параметры выключателя	Условие проверки	Расчетные величины
	=
	>
	>
	>
	>
	>
	>
	>
	>

Выполняется проверка разъединителя на стороне 35 кВ

На ПС установлены разъединители типа РНДЗ-35/1000-У1

Результаты их проверки приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Параметры и проверка разъединителя на стороне 35 кВ.

Параметры разъединителя	Условие проверки	Расчетные величины
	=
	>
	>
	>

Анализ данных таблицы 5 показывает, что условия проверки выполняются.

1.4 Выбор коммутационных аппаратов низкого напряжения

Выполняется проверка выключателя на стороне 10 кВ

На ПС на стороне 10 кВ установлены маломасляные выключатели типа:

ВМП-10-20/630 У2 - на отходящих линиях;

ВМП-10-20/1000 У2 - на вводах Т-1 и Т-2, а также на шинах 10 кВ, секционный выключатель (СВ).

Эти выключатели отличаются только номинальным током.

А > А;

А > А;

; ; ; .

Параметры и результаты проверки выбранного выключателя представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Параметры и результаты проверки выключателя 10 кВ.

Параметры выключателя	Условие проверки	Расчетные величины
	=
	> >
	>
	>
	>
	>
	>
	>
	>

Условия проверки выполняются.

Выполняется проверка отделителя.

На ПС установлены отделители типа ОД3-110Б/1000У1. Следует их проверить на термическую и динамическую стойкость, результаты их проверки приведены в таблице 7.

Анализ данных таблицы 7 показывает, что условия проверки выполняются.

Таблица 7 - Проверка отделителя.

Параметры отделителя	Условие проверки	Расчетные величины
	=
	>
	>
	>

Выполняется проверка короткозамыкателя.

На ПС установлены короткозамыкатели типа КЗ-110 Б-У1. Результаты их проверки приведены в таблице 8.

Анализ данных таблицы 8 показывает, что условия проверки выполняются.

Таблица 8 - Проверка короткозамыкателя.

Параметры отделителя	Условие проверки	Расчетные величины
	=
	>
	>

1.5 Выбор измерительных трансформаторов

Выполняется выбор трансформаторов тока (ТA) на стороне 110 кВ

Установим на ПС на стороне 110 кВ ТA типа:

ТA1: ТФЗМ-110Б-У1 (600/5) - в автоматической перемычке, I_(1)НОМ - первичный ток ТA1 в таблице 4;

ТA2: ТФЗМ-110Б-У1 (300/5) - на вводах трансформаторов, I_(2)НОМ - первичный ток ТA2 в таблице 9.

Таблица 9 - Параметры и проверка ТA на стороне 110 кВ.

Параметры ТA	Условие проверки	Расчетные параметры
	=
	> >
	>
	>
	> > >

Проверка ТA по вторичной нагрузке в необходимом классе точности.

Подсчет мощности приборов, подключенных к ТТ приведен в таблице 10.

Таблица 10 - Мощность приборов, подключенных к ТA.

Прибор	Тип	Нагрузка, ВА, фазы
		А	В	С
Амперметр	Э - 377	0,1	-	-
Ваттметр	Д - 335	0,5	-	0,5
Варметр	Д - 335	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	U - 680	2,5	-	2,5
Счетчик активной энергии	U - 680	2,5	-	2,5
Итого	6,1	-	6,0

Из таблицы 10 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А.

Общее сопротивление приборов:

, (26)

Ом.

Принимается длина соединительных приборов с алюминиевыми жилами , сопротивления контактов и определяем сечение кабеля - :

, (27)

Ом, (28)

где - сечение принятого контрольного кабеля АКВРГ с жилами сечением 4 мм²;

- сопротивление кабеля.

мм²;

Ом,

, (29)

ОмОм,

т.е. условие проверки выполняется.

Выполняется выбор трансформатора напряжения (ТV) на стороне 110 кВ

Трансформатор напряжения выбирают:

- по напряжению ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по номинальной мощности в необходимом классе точности

. (30)

Параметры выбранного трансформатора напряжения и результаты его проверки приведены в таблице 11.

Вторичная нагрузка ТV

, (31)

ВА.

Принимается к установке три однофазных ТV типа НКФ-110-83У1 с номинальной мощностью в классе 0,5 ВА, соединенных в группу Y₀/Y₀/ с ВА > ВА.

Условия проверки выполняются.

Таблица 11 - Мощность приборов, подключенных к ТV.

Прибор	Тип	обмотки, ВА	Число обмоток			Число приборов	Суммарная мощность
							Р, Вт	Q, ВАр
Вольтметр	Э-350	2	1	1	0	1	2	-
Ваттметр	Д-335	2	2	1	0	1	4	-
Варметр	Д-335	2	2	1	0	1	4	-
Счетчик активной энергии	U-680	3	2	0,38	0,925	2	4,56	11,1
Итого	14,56	11,1

В заключении необходимо спланировать размещение выбранного оборудования в ОРУ 110 кВ.

Таким образом, в приведенном разделе выбрана схема ОРУ-110 кВ на ПС.

На ОРУ-110 кВ выбрана часть нового оборудования и произвели проверку ранее установленного оборудования на всех напряжениях ПС. Результаты проверки показали, что все электрические аппараты удовлетворяют техническим требованиям.

Выполняется проверка ТA на стороне 35 кВ

На ПС на стороне 35 кВ установлены ТA типа: ТВ-35-300/5. Электродинамическая стойкость ТA определяется электродинамической стойкостью выключателя, в который он встроен. Результаты проверки выбранного ТA (таблица 12) показывают, что условия проверки выполняются.

Таблица 12 - Проверка ТA на стороне 35 кВ.

Параметры ТТ	Условие проверки	Расчетные величины
	=
	>
	>

2.СИСТЕМА АВТОМАТИЗАЦИИ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ

2.1 Функции автоматического управления подстанции

В составе АСУ ТП подстанции предусматриваются следующие функции

Оперативное управление -- сбор и первичная обработка дискретной и аналоговой информации, формирование, обновление, корректировка базы данных, регистрация аварийных ситуаций и переходных процессов, фиксация факта и времени выдачи управляющих команд, учет электроэнергии, отпущенной потребителям, переданной соседним энергосистемам или полученной от них, отображение и документирование информации для оперативного персонала, контроль текущих значений параметров режима, определение длительности допустимых перегрузок трансформаторов и другого оборудования, контроль продолжительности работы оборудования в утяжеленных условиях (при перегрузках), контроль качества напряжения, контроль работы трансформаторов и другого оборудования, регистрация состояния оборудования, определение ресурса трансформаторов (по изоляции и по электродинамическим воздействиям) и коммутационного оборудования,

Кроме этого - определение ресурса РПН трансформаторов, контроль состояния изоляции высокого напряжения, анализ аварийных ситуаций, контроль и управление электропотреблением, автоматическое составление бланков оперативных переключений, контроль состояния сети оперативного тока, контроль и оптимизация работы компрессорной установки и системы воздухоснабжения выключателей, контроль охлаждения трансформаторов, контроль состояния системы автоматического пожаротушения, управление коммутационной аппаратурой, определение расстояния до места повреждения на ЛЭП, автоматическое ведение суточной ведомости, формирование телеизмерений и телесигналов и передача их на диспетчерские пункты верхних уровней управления, реализация команд телеуправления коммутационными аппаратами и средствами управления, организация необходимых каналов связи и управления с диспетчерскими пунктами и оперативно-выездными бригадами,

Автоматическое управление -- управление напряжением и реактивной мощностью, управление составом работающих трансформаторов (оптимизация числа работающих трансформаторов по критерию минимума потерь активной мощности), управление нагрузкой в аварийных режимах, адаптивное АПВ и АВР,

Релейная защита -- релейная защита всех элементов подстанции, диагностирование и проверка релейной защиты и автоматики, адаптация релейной защиты, анализ действия релейной защиты по сигнализации, резервирование отказа выключателей.

Цифровая техника на подстанции дает следующие преимущества:

· повышение надежности всех функций управления благодаря автоматическому диагностированию системы и расширению возможности использования всего объема исходной информации,

· улучшение контроля за состоянием оборудования подстанции,

· сокращение избыточности цепей и информации, необходимой для обеспечения определенного уровня надежности,

· повышение возможностей достоверизации и корректировка исходной информации благодаря наличию достаточно большого объема избыточной информации,

· увеличение объемов информации, что позволяет системе управления формировать более обоснованные решения, -

· возможность реализации адаптивных систем релейной защиты и управления,

· снижение суммарных затрат на комплекс технических средств управления,

· возможность применения новых прогрессивных технических средств (датчиков высокой точности, волоконно-оптических систем и др.).

Почти для всех разработок общим является использование в качестве технической базы АСУ ТП подстанциями многомашинных распределенных комплексов, базирующихся на структурах локальных вычислительных сетей. Микропроцессоры, входящие в эти комплексы, выполняют разные технологические и вспомогательные функции, включая связь между подстанцией и диспетчерским пунктом.

К числу функций управления подстанцией, которые автоматизируются с помощью микропроцессорной техники, относятся:

· сбор и обработка информации,

· отображение и документирование информации,

· контроль измеряемых величин, выходящих за установленные пределы,

· передача информации на верхний уровень управления,

· выполнение простых вычислений,

· автоматическое управление оборудованием подстанции в нормальном режиме.

К устройствам релейной защиты и противоаварийной автоматики предъявляются наиболее высокие требования по надежности и быстродействию. Отказы микропроцессорных систем при выполнении функций релейной защиты и противоаварийной автоматики должны быть практически исключены.

Диалоговая система должна обеспечить общение с АСУ ТП разных пользователей: оперативного персонала, для которого используется наиболее простой, близкий к естественному, язык общения, специалистов в области релейной защиты и противоаварийной автоматики, выполняющих настройку, проверку и изменение уставок (более сложный, специализированный язык общения), специалистов по вычислительной технике (наиболее сложный язык). С помощью АСУ ТП контролируются: состояние (включено-отключено) работающего оборудования, текущие значения величин по сравнению с установленными допустимыми пределами, исправность средств управления (связи, релейной защиты и противоаварийной автоматики), допустимая длительность перегрузки трансформаторов и ЛЭП, разница коэффициентов трансформации включаемых на параллельную работу трансформаторов.

К числу функций автоматического управления в нормальном режиме относятся: регулирование напряжения на шинах подстанции посредством изменения коэффициентов трансформации трансформаторов, включение и отключение конденсаторов, оперативные переключения по заданной программе, блокировка разъединителей, синхронизация, отключение одного из параллельно работающих трансформаторов для уменьшения суммарных потерь электроэнергии в режиме малых нагрузок, автоматизация считывания показаний счетчиков электроэнергии.

Функции управления АСУ ТП подстанций в аварийных режимах включают релейную защиту элементов подстанции, УРОВ, АПВ ЛЭП, АВР, отключение и восстановление нагрузки.

С помощью микроЭВМ реализуются адаптивные системы АПВ ЛЭП и шин, которые обеспечивают: переменную выдержку времени (бестоковую паузу) с учетом тяжести предшествующего КЗ, выбор элемента для подачи напряжения на шины подстанции, оставшиеся без напряжения (по минимальному уровню тока КЗ в случае устойчивого повреждения, по максимальному значению остаточного напряжения на шинах подстанции, от которой подается напряжение и др.), изменение выдержки времени, вывод АПВ из действия при многократных повреждениях на ЛЭП, обусловленных тяжелыми метеоусловиями, поочередное замыкание фаз выключателя при двух- или трехфазном КЗ на землю (сначала включается выключатель одной из поврежденных фаз, а затем в случае успешного АПВ -- выключатели двух других фаз), благодаря чему снижается тяжесть аварийного возмущения в случае неуспешного АПВ.

2.2 АПВ питающей линии напряжением 110 кВ

Отключение поврежденной линии, трансформатора, шин и т. д. осуществляется релейной защитой. Их повторное включение может быть выполнено как вручную, так и средствами автоматики. Комплекс автоматики, обеспечивающий повторное включение линии (трансформатора, шин и т. д.) называется устройством автоматического повторного включения (АПВ).

Устройствами АПВ должны оборудоваться воздушные и смешанные кабельно-воздушные линии всех типов напряжением выше 1000 В при наличии на них соответствующих коммутационных аппаратов. В эксплуатации применяются устройства АПВ, различающиеся по следующим основным признакам: по числу фаз выключателей, включаемых устройством АПВ, -- трехфазное (ТАПВ) и однофазное (ОАПВ); по способу проверки синхронизма при АПВ -- для линий с двусторонним питанием; по способу воздействия на привод выключателя -- механические и электрические устройства АПВ; по кратности действия -- АПВ однократного и многократного действия.

Требования к АПВ согласно правилам эксплуатации и практики

АПВ должно обеспечить действие защиты в ускоренном порядке до своего срабатывания и после.

При срабатывании АПВ устройство должно автоматически вернуться в изначально готовое положение (примечание не всегда, особенно на старых МВ 6-10 кВ польского производства не работает МУН, а также типов ВМГ-133 и ВМП-10, поэтому после неуспешного срабатывания однократного АПВ фидера, бригада ОВБ, выезжающая на место неисправности и после ее устранения, после введения объекта в работу должна проследить готовность МВ к последующему срабатыванию, и при невозможном автоматическом возврате устройства, сделать готовность, вручную).

Запрет АПВ при срабатывании некоторых видов релейных защит и автоматики, например, дифференциальной и газовой зашиты трансформатора. При срабатывании защит силовых электродвигателей ключ АПВ должен быть выведен в отключенное положение.

При отключении высоковольтного выключателя ключом вручную по телеуправлению и при оперативном выключении, дистанционно, в случае КЗ, АПВ выводится из работы.

АПВ блокируется от многократных включений, предупреждая устойчивое КЗ, а также при неисправностях в самом устройстве АПВ.

При плановом и оперативном переключении и выводе в ремонт отходящего фидера ВЛ и КЛ ключ АПВ выводится в положении выключено, чтобы не было ложного повторного включении выключателя.

Устройство АПВ 2

Устройства предназначены для одно- или двукратного повторного включения высоковольтного выключателя в схемах релейной защиты и противоаварийной автоматики сетей 6-110кВ.

Основными параметрами устройств АПВ, обеспечивающими их правильную работу, является выдержка времени на повторное включение выключателя (время срабатывания) и время автоматического возврата схемы АПВ в исходное положение (деблокировка устройств АПВ).

Устройство не срабатывает при оперативном отключении выключателя персоналом, содержит элементы работоспособности без его отключения, а также предусмотрена возможность вывода из действия первого и второго цикла АПВ и реле в целом.

Элементы настройки реле выведены на лицевую панель.

Схема электрическая функциональная реле с выключателем приведена на рисунке., которая содержит два элемента времени КТ1 и КТ2, логический элемент «ИЛИ» DD, пороговый элемент KV, усилитель А, исполнительный орган KL. Входом и выходом реле подключено к блок-контактам выключателя Q (выключатель с приводом).

В исходном состоянии, то есть когда выключатель Q включен, на входные элементы КТ1 и КТ2 реле, сигнал не поступает и на выходе реле (элемент KL) сигнал также отсутствует.

При отключении выключателя Q линии электропередачи, например, при срабатывании релейной защиты, замыкается его контакт и два элемента времени КТ1 и КТ2 реле запускаются, то есть начинается отсчет времени их срабатывания.

Рисунок 7 - Электрическая функциональная схема устройства АПВ-2П.

По истечении установленного времени первого цикла АПВ срабатывает элемент времени КТ1. Выходной сигнал элемента времени КТ1 через логический элемент «ИЛИ» DD, пороговый элемент KV подается на усилитель А. Усиленный сигнал с выхода элемента А подается на исполнительный орган (выходное реле) KL, при срабатывании которого сигнал подается на катушку (электромагнит) включения выключателя. Последний включает линию электропередачи повторно, так как происходит АПВ выключателя по истечении времени первого цикла.

В случае повторного отключения линии электропередачи выключателем Q, то есть неуспешного первого цикла АПВ,. после подготовки привода к операции «включение» начинается отсчет времени второго цикла АПВ, при этом запускается только элемент времени КТ2, поскольку элемент времени КТ1 не успел подготовиться к повторному запуску. По истечений установленного времени второго цикла АПВ элемент времени КТ2 срабатывает и обеспечивает срабатывание выходного органа KL, который снова действует на электромагнит включения выключателя Q.

При неуспешном вторам цикле АПВ выключателя Q, выключается, но запуска элементов времени КТ1 и КТ2 не происходит, поскольку выключатель Q находится во включенном состоянии недостаточное время для подготовки их к запуску.

При успешном первом или втором циклах АПВ и истечении времени подготовки элементов времени КТ1 и КТ2 к запуску, реле снова готово к действию на выключатель для его включения.

Рассмотрим применение однократного АПВ.

Однократное АПВ линий с односторонним питанием Выдержка времени однократного АПВ или первого цикла двукратного АПВ линий с односторонним питанием должна отвечать двум требованиям:

1) выдержка времени АПВ должна быть больше выдержки времени готовности для повторного включения привода отключившегося выключателя

=+

где - время готовности привода, которое для различных видов приводов может быть в пределах от 0,2 …1 с;

- время запаса, учитывающее непостоянство , которое выбираетсявдиапазонеот0,3…0,5с;

=0.5+0.3=0.8с

2) выдержка времени АПВ должна быть больше выдержки времени от момента погасания электрической дуги в месте КЗ до полного восстановления изоляционных свойств воздуха (время деионизации воздуха)

=+ ,

где -время деионизации, составляющее от 0,1 до 0,3 c;

- время запаса, учитывающее непостоянство д. t , которое принимается в диапазоне 0,3…0,5 с.

= 0.2+0.3=0.5с.

За уставку принимается большее из полученных значений .

Принимаем =0.8с.

Для повышения надежности действия АПВ на линиях, где наиболее частыми повреждениями являются набросы проводов, последствия от падения деревьев и касания проводов передвижными механизмами, целесообразно увеличить выдержку времени до 2 - 5 с.

Учитывая рекомендации для повышения надежности действия АПВ на линии принимаем

Выдержка времени готовности выбирается исходя из необходимости обеспечения однократного действия АПВ при повторном включении на устойчивое КЗ и, соответственно, должна быть отстроена от наибольшей выдержки времени действия РЗА в этом режиме:

= + +

где - наибольшая выдержка времени защиты действующей на отключение;

- время отключения выключателя;

- время запаса, которое принимается равным от 0,3 до 0,5 с.

=0.5+0.05+0.4=0.95 с.

На практике для исключения лишних переключений и сохранения ресурса выключателя при многократных КЗ уставка по времени готовности принимается равной 30 сек. При работе линии в зоне, где могут быть частые случаи коротких замыканий: сильный ветер, гололед - это время целесообразно увеличить до 60…90 сек.

Учитывая рекомендации принимаем =60сек.

В курсовой работе систему АПВ устанавливаем на распределительном РП 10 кВ., установленного в начале воздушной линии, 10км.

2.3 АВР напряжением 10 кВ

Автоматическое включение резерва -- включение автоматическим устройством резервного оборудования взамен отключившегося основного. Широко применяется в энергетике, служит для обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей

Все устройства АВР должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах потребителя по любой причине, в том числе при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания, а также при исчезновении напряжения на шинах, от которых осуществляется питание рабочего источника. Включение резервного источника часто допускается также при КЗ на шинах потребителя.

2. Для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей, включение резервного источника питания должно производиться сразу же после отключения рабочего источника.

3. Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать нескольких включений резервного источника на не устранившееся КЗ.

4. Схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника, чтобы избежать включения резервного источника на КЗ в не отключившемся рабочем источнике. Выполнение этого требования исключает также в отдельных случаях несинхронное включение двух источников питания.

Схемы АВР применяется в двухтрансформаторных подстанциях питание которой обеспечиваются от двух независимых, взаимно резервирующих источников, на две системы шин с секционированием. Схема такой подстанции показана на Рис. 2, где независимое питание осуществляется со стороны РУ-10(6) кВ, нагрузка распределяется по отходящим фидерам РУ-0,4, а функция АВР обеспечивается секционным автоматическим выключателем.

В качестве коммутационных аппаратов схемы АВР используются вводные автоматические выключатели QF1, QF2 и секционный автоматический выключатель QF3. На схеме показаны выкатные автоматические выключатели с моторным приводом, также в качестве коммутационных аппаратов могут использоваться стационарные автоматические выключатели с моторным приводом. Для контроля напряжения используются реле контроля напряжения KV1, KV2 установленные со стороны питающих линий. Логическим элементом управления АВР служит логический контроллер или релейная схема.

При исчезновении напряжения на вводе автоматического выключателя QF1 (первый источник питания), реле контроля напряжения KV1 подает сигнал на логический элемент управления АВР. Далее осуществляется переключение питания для потребителей первой секции с первого на второй источник питания, отключается автоматический выключатель первого ввода QF1 и включается секционный автоматический выключатель QF3. При появлении напряжения от первого источника питания осуществляется восстановление схемы электроснабжения, отключается секционный автоматический выключатель QF3 и включается автоматический выключатель первого ввода QF1.

При исчезновении напряжения на вводе автоматического выключателя QF2 (второй источник питания) логика переключений аналогична.

Схема АВР в двухтрансформаторной подстанции

Рисунок 8 - Схема АВР.

Состояние автоматических выключателей при работе такого АВР показана в таблице 13.

Таблица 13 - Состояние автоматических выключателей.

Режим работы	Состояние автоматических выключателей
	QF1	QF2	QF3
Нормальный режим	Вкл	Вкл	Откл.
Авария ввод 1	Откл.	Вкл	Вкл
Авария ввод 2	Вкл	Откл.	Вкл

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

подстанция трансформаторный ток

3.1 Виды технического обслуживания устройств РЗА

Период эксплуатации или срок службы устройства до списания определяется моральным либо физическим износом устройства до такого состояния, когда восстановление его становится нерентабельным. Физический износ устройства не должен являться причиной отказов. Решение о замене устройства или его восстановлении принимается на уровне энергосистемы или энергопредприятия, в ведении которых находятся устройства релейной защиты.

В срок службы устройства, начиная с проверки при новом включении, входят, как правило, несколько межремонтных периодов, каждый из которых может быть разбит на характерные с точки зрения надёжности этапы:

· период приработки;

· период нормальной эксплуатации;

· период износа.

Устанавливаются следующие виды планового технического обслуживания устройств релейной защиты:

· проверка при новом включении (наладка);

· первый профилактический контроль;

· профилактический контроль, профилактический контроль с заменой ламп;

· профилактическое восстановление (ремонт);

· тестовый контроль;

· опробование;

· технический осмотр.

Кроме того в процессе эксплуатации могут проводиться следующие виды внепланового технического обслуживания:

· внеочередная проверка;

· послеаварийная проверка.

Периодичность технического обслуживания всех устройств релейной защиты, включая вторичные цепи, измерительные трансформаторы и элементы приводов коммутационных аппаратов, относящиеся к устройствам релейной защиты, должны периодически подвергаться техническому обслуживанию.

Под циклом технического обслуживания понимается период эксплуатации устройств между двумя ближайшими профилактическими восстановлениями, в течение которого в определённой последовательности выполняются установленные виды технического обслуживания.

Объём работ при техническом обслуживании устройств релейной защиты для реле контроля синхронизма РН-55 следующий:

· проверка регулировки механической части и состояния контактных поверхностей (проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и при профилактическом восстановлении);

· проверка полярности обмоток (проводится при новом включении);

· проверка угла срабатывания и возврата на рабочей уставке при номинальном напряжении на обмотках (проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и при профилактическом восстановлении);

· проверка надёжности работы контактов реле во всём диапазоне (0 - 180⁰) изменения угла между векторами напряжений, действующих на обмотки реле (проводится при новом включении, при первом профилактическом контроле и при профилактическом восстановлении).

Реле контроля синхронизма РН-55 устанавливается в релейных щитах станции или подстанции, и по периодичности проведения технического обслуживания попадает в первую категорию устройств релейной защиты на электромеханической элементной базе. Цикл технического обслуживания составляет 8 лет. В цикл технического обслуживания входят следующие мероприятия:

· производится наладка и проверка реле перед введением в работу;

· через один год работы реле, производится первый профилактический контроль;

· через четыре года работы реле, производится второй профилактический контроль;

· через восемь лет работы реле, производится профилактическое восстановление

По опыту эксплуатации устройств релейной защиты на электромеханической базе, полный срок службы составляет 25 лет. Эксплуатация устройств релейной защиты сверх указанных сроков службы возможна при удовлетворительном состоянии аппаратуры и соединительных проводов этих устройств и при сокращении цикла технического обслуживания.

3.2 Наладка устройств АПР и АВР

При проверке комплектных реле АПВ определяется время заряда конденсатора, для чего у реле РП-58, например, подаётся оперативное напряжение на зажимы 6-7. Время заряда фиксируется по секундомеру от момента подачи напряжения до момента срабатывания промежуточного реле. Последнее не должно срабатывать, если время до замыкания основного контакта реле времени КТ не превышает 22 с, а если это время достигает 26 с, промежуточное реле должно срабатывать всегда. Время заряда конденсатора до напряжения срабатывания промежуточного реле KL1 можно регулировать изменением нажатия на контактную систему реле. Замыкание основного контакта реле времени должно приводить к срабатыванию реле KL1, если время с момента подачи напряжения, равного 80% номинального, до момента замыкания основного контакта составит 90 с.

При проверке промежуточного реле определяются токи и напряжения срабатывания, возврата или удерживания по каждой обмотке. В удерживающей обмотке устанавливается ток, равный 80% номинального, или напряжение, равное 70% номинального, затем реле вручную устанавливается в положение после срабатывания и проверяется на удерживание в этом положении при обесточенной рабочей обмотке.

У комплектного реле РПВ-258 при включении реле времени КТ1 через 62 с после подачи напряжения замыкание проскальзывающего контакта с выдержкой времени 1с не должно вызывать срабатывания промежуточного реле KL1, а при включении КТ1 через 86 с замыкание проскальзывающего контакта с уставкой 9 с должно приводить к срабатыванию реле KL1 и КН. Якорь реле KL1 должен удерживаться в притянутом состоянии при протекании через токовую обмотку реле тока, равного 90% номинального тока удерживания.

Замыкание проскальзывающего контакта КТ1 с уставкой 9 с должно приводить к срабатыванию реле KL1, если реле времени будет запускаться через 180 ± 10 с после подачи 80% номинального напряжения. Промежуточное реле не должно срабатывать, если время с момента подачи номинального напряжения до момента замыкания конечного контакта реле КТ1 не превышает 63 с, и должно срабатывать во всех случаях, когда указанный промежуток времени достигнет 85 с. Если время с момента подачи 80% номинального напряжения до момента замыкания конечного контакта реле времени равно 190 с, промежуточное реле также должно сработать.

При испытании уставка проскальзывающего контакта реле времени КТ1 должна быть на 4...6 с больше уставки конечного контакта для того, чтобы промежуточное реле KL1 не сработало от замыкания проскальзывающего контакта. При отключении тока якорь реле KL1 должен возвращаться в исходное положение. После каждого измерения конденсатор С2 необходимо разрядить.

Для обеспечения надёжной работы промежуточного реле, токовая обмотка которого включена последовательно с обмоткой электромагнита выключателя, номинальный ток обмотки реле должен быть не менее чем на 20% ниже тока катушки включения, ток срабатывания реле - на 35% ниже тока катушки отключения выключателя. Когда обмотки промежуточного и указательного реле соединены последовательно с катушкой электромагнита отключения выключателя, при подаче пониженного оперативного напряжения, равного 80% номинального, все три аппарата должны чётко срабатывать. Если указательное реле отрегулировать не удаётся, его следует заменить или включить параллельно обмотке промежуточного реле резистор, чтобы увеличить ток через обмотку указательного реле. Выключатели должны быть опробованы в сложных циклах (ВО, ОВ и ОВО).

В схеме АВР следует обратить внимание на отсутствие ложных и обходных цепей во всех возможных вариантах её работы. Как и для АПВ, проверяются элементы механической передачи к блок - контактам выключателя, их регулировка. Рычажную передачу к КГП необходимо отрегулировать таким образом, чтобы она соответствовала положению пружин независимо от способа натяжения. Проверяются и регулируются уставки реле АВР.

Длительность импульса на включение резервного выключателя должна быть достаточной для его надёжного срабатывания, но не чрезмерной. Поэтому выдержка времени на отпускание реле времени, отпадающего при отключении выключателя от защиты, принимается равной времени включения резервного выключателя с запасом примерно 0,5 с, например, 1,1 с для реле типа РП-252 или 1,5...2,0 с для реле серии РЭ-500, РЭВ-800. Необходимо иметь в виду, что время задержки на отпадание этих реле резко уменьшается при понижении оперативного напряжения. В связи с тем, что это обстоятельство может привести к отказу в работе схемы АВР, проверка времени отпадания таких реле должна производиться при напряжении 80% номинального и является обязательной.

Определяется уставка времени возврата к рабочей схеме питания при возобновлении напряжения на основном источнике питания. Этот переход осуществляется с помощью реле времени, через проскальзывающий контакт которого включается выключатель ввода, а через замыкающий контакт отключается секционный выключатель. Время срабатывания замыкающего контакта устанавливается максимально возможным для данного типа реле (например, 20 с для реле РВ-248), а уставка проскальзывающего контакта должна быть меньше на время, равное времени действия максимальной защиты, с запасом 2,5...3,5

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовой работе по теме: Автоматизация ПС110/3510 кВ согласно исходным данным произведен выбор оборудования подстанции.

Для проверки правильности выбора силовых выключателей произведен расчет токов К.З. в точках К1, К2, К3. В курсовой работе дан обзор систем автоматизации , применяемых на трансформаторных подстанциях.

Рассмотрены системы автоматического повторного включения ,АПВ, на линии 110 кВ. Автоматический ввод резерва, АВР, включения на секционном выключателе напряжения 10 кВ.

В технологической части курсовой работы описаны : виды технического обслуживания устройств РЗА; периодичность технического обслуживания устройств РЗА; наладка устройств АПВ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНКОВ

Законы

1. Федеральный закон таблица от 26.03.2003 г. N 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

2. Федеральный закон после от 23.11.2009 г. № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности, и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ».

3. Постановление Правительства РФ от 16.02.2008 года № 87 «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию.

Стандарты

4. « ГОСТ 32144-2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».

5. ГОСТ 12.1.030-81* ССБТ «Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление».

6. Правила устройства электроустановок - 7-е таблица изд. 2003г.

7. Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок (Приказ Министерства труда и социальной защиты РФ, 24.07.2013 N 328н (с изменениями на 19 февраля 2016 года)).

8. ГОСТ 2.701-2008. Единая система конструкторской документации. Схемы. Виды и типы. Общие требования к выполнению.

9. ГОСТ 2.702-2011 Единая система конструкторской документации. Правила выполнения электрических схем.

10. ГОСТ 12965-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 110 и 150 кВ. Технические условия (с Изменением N 1, 2, 3)

Книги

11. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ.проф.образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В.Чиркова.- 5-е изд., стер.-М.:Издательский центр «Академия»,2016.

Размещено на Allbest.ru