Модернизация комплекса релейной защиты подстанции

Модернизация комплекса релейной защиты подстанции Гидростроитель 110356 кВ

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. КРАТКИЙ АНАЛИЗ ПОДСТАНЦИИ «Гидростроитель»

1.1 Место и назначение подстанции в районной энергосистеме

1.2 Основные показатели подстанции 10

1.3 Описание главной схемы электрических силовых цепей

2. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ

2.1 Выбор мощности и количества силовых трансформаторов

2.2 Выбор выключателей и разъединителей на РУ 110/35/6 кВ

2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

3. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И РАБОЧИХ ТОКОВ В ОБЪЁМЕ, НЕОБХОДИМОМ ДЛЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

3.1 Схема замещения и основные допущения при расчётах токов короткого замыкания

3.2 Определение параметров схемы замещения при 3-х и 2-х фазных коротких замыканиях

3.3 Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания

3.4 Расчёт токов двухфазного короткого замыкания

3.5 Расчёт параметров схемы замещения для токов нулевой последовательности

3.6 Расчёт утроенного тока нулевой последовательности при однофазном КЗ

3.7 Расчёт утроенного тока нулевой последовательности при двухфазном КЗ на землю

3.8 Расчёт токов двухфазного КЗ на землю

3.9 Расчёт рабочих и номинальных токов

4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

4.1 Назначение релейной защиты и автоматики

4.2 Выбор объектов защит и их типов

4.2.1 Защита силовых трёхобмоточных трансформаторов

4.2.2 Защита отходящих линий

4.2.3 Устройства автоматики

4.3 Защита силовых трёхобмоточных трансформаторов

4.3.1 Расчёт параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты трансформатора ТДТН-63000/110/38,5/6,6 кВ на реле типа ДЗТ-21 55

4.3.2 Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных коротких замыканий на стороне НН, выполненной в виде максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

4.3.3 Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных коротких замыканий на стороне СН, выполненной в виде максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

4.3.4 Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных коротких замыканий на стороне ВН, выполненной в виде максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

4.3.5 Расчёт параметров срабатывания максимальной токовой защиты трансформатора с выдержкой времени от перегрузки

4.3.6 Защита от замыканий на землю со стороны низшего напряжения трансформатора

4.3.7 Газовая защита

4.4 Защита отходящих линий

4.4.1 Расчёт дифференциально-фазной высокочастотной защиты

4.4.2 Расчёт трёхступенчатых дистанционных защит отходящих линий 110 кВ 76

4.4.3 Расчёт токовых отсечек от междуфазных коротких замыканий

4.4.4 Расчёт параметров срабатывания максимальных токовых нулевой последовательности от коротких замыканий на землю

4.4.5 Расчёт параметров срабатывания максимальных токовых защит отходящих линий 35 кВ

4.5 Применение современных микропроцессорных защит линий электропередачи

4.5.1 Общие сведения о микропроцессорных защитах

4.5.2 Применение микропроцессорного терминала серии MiCOM-124 для защиты линии 35 кВ «Гидростроитель ? Осиновка»

4.5.3 Расчёт параметров срабатывания трёхступенчатой токовой защиты блока MiCOM-124 и составление файла-конфигурации

5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

5.1 Действие электрического тока на организм человека

5.2 Условия поражения электрическим током

5.3 Классификация электроустановок и помещений в отношении электробезопасности

5.4 Основные меры защиты, обеспечивающие безопасность электротехнического персонала и посторонних лиц

5.5 Оказание первой помощи при поражении электрическим током

6. СОСТАВЛЕНИЕ СМЕТНОЙ ВЕДОМОСТИ НА МОНТАЖ СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА И РАСЧЁТ СТОИМОСТИ АППАРАТУРЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

6.1 Составление сметной ведомости на монтажные работы по установке силового трансформатора

6.2 Расчёт стоимости аппаратуры релейной защиты трансформатора

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

В последнее время одной из важных проблем в отечественной энергетике является замена устаревшего парка оборудования на электростанциях и подстанциях электроэнергетических систем (ЭЭС), в особенности ЭЭС Сибири. Так, эксплуатация морально устаревших комплексов релейной защиты может привести к ложным срабатываниям защит или даже их отказу, что в свою очередь приведёт к развитию опасных аварийных ситуаций и снижению надёжности функционирования ЭЭС в целом. Всё это предопределяет актуальность темы на сегодняшний день по замене, реконструкции и модернизации комплексов релейной защиты с целью повышения надёжности функционирования и возможности передачи информации с низкого на более высокий уровень иерархии автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП), а также возможность автоматического и дистанционного управления отдельными подстанциями.

В данном дипломном проекте предполагается исследовать схему электрической сети подстанции «Гидростроитель» и проработать основные вопросы модернизации комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий.

На первом этапе проекта необходимо привести общие сведения об объекте проектирования, которые включают в себя описание главной схемы электрических силовых цепей, а также назначение подстанции в районной энергосистеме.

Далее по данным нагрузок присоединений подстанции следует произвести выбор силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Кроме этого необходимо рассчитать все виды токов короткого замыкания (КЗ) и на основании результатов расчёта произвести проверку выбранного оборудования, настройку релейной защиты подстанции.

Основным вопросом дипломного проекта является модернизация комплекса релейной защиты подстанции, для чего необходимо произвести подробные расчёты параметров срабатывания выбранных более современных защит трансформаторов и отходящих линий электропередачи на полупроводниковой и микропроцессорной элементной базе.

В разделе безопасность жизнедеятельности рекомендуется рассмотреть основные способы и мероприятия по защите электротехнического персонала от поражения электрическим током.

В экономическом разделе дипломного проекта лучше всего представить локальную смету на приобретение и монтаж силового оборудования, а также произвести расчёт стоимости выбранной аппаратуры релейной защиты.

1. КРАТКИЙ АНАЛИЗ ПОДСТАНЦИИ ГИДРОСТРОИТЕЛЬ

1.1 Место и назначение подстанции в районной энергосистеме

Подстанция «Гидростроитель» 110/35/27.5/6 кВ служит для электроснабжения потребителей прилегающего района города Братска, передачи мощности в сеть 110 кВ, а также для электроснабжения электрифицированной железной дороги. Подстанция находится в кольце: система шин ОРУ 220 кВ Братской ГЭС - пс Заводская - пс Гидростроитель - пс Падунская - система шин ОРУ 220 кВ Братской ГЭС. Данная схема повышает надёжность электроснабжения крупных промышленных потребителей: Ангарстрой, завод СТЭМИ, завод КПД. Подстанция «Гидростроитель» является также тяговой подстанцией, т.е. через неё осуществляется питание электрифицированной железной дороги.

1.2 Основные показатели подстанции

Подстанция «Гидростроитель» 110/35/6 кВ питается от двух воздушных линий 110 кВ с проводами марки АС - 185/29, отходящих от пс Падунская. Со стороны высокого напряжения установлены выключатели типа МКП - 110. С шин ОРУ 110 кВ через указанные выключатели питание поступает на два трёхобмоточных трансформатора типа ТДТН - 63000/110/38,5/6,6 ?У-1 и на два специальных трёхобмоточных трансформатора типа ТДТНЖ - 40000/110/27,5/6,6 -У-1. Обмотки среднего напряжения трансформаторов ТДТНЖ - 40000/110/27,5/6,6 -У-1 полностью питают ОРУ 27,5 кВ, с шин которого осуществляется электроснабжение железной дороги. С обмоток среднего напряжения трансформаторов ТДТН - 63000/110/38,5/6,6 ?У-1 через выключатели типа МКП - 35 питание поступает на шины ОРУ 35 кВ. С обмоток низкого напряжения трансформаторов ТДТН - 63000/110/38,5/6,6 ?У-1 через кабельные линии питается эл. бойлерная, а с обмоток низкого напряжения трансформаторов ТДТНЖ - 40000/110/27,5/6,6 -У-1 через реакторы типа РБ - 10 - 2500 - 0,20 - У1 питание поступает на ЗРУ 6 кВ, которое состоит из четырёх систем шин попарно связанных между собой. Все потребители подстанции запитываются по кабельным линиям с ЗРУ 6 кВ.

На подстанции «Гидростроитель» имеется постоянный дежурный персонал, который следит за состоянием оборудования, положением коммутационной аппаратуры и показаниями приборов. На территории подстанции расположено два здания для размещения устройств релейной защиты и автоматики, а также источника оперативного тока, в качестве которого выступают аккумуляторные батареи.

Таблица 1.1 Отходящие высоковольтные линии подстанции Гидростроитель

Наименование линии	Напряжение в кВ	Количество цепей
пс Падунская - пс Гидростроитель	110	2
пс Гидростроитель - пс Заводская	110	2
пс Гидростроитель - пс Зяба	110	1
пс Гидростроитель - пс Осиновка	35	2
пс Гидростроитель - потребители	35	6
пс Гидростроитель - потребители	6	10

1.3 Описание главной схемы электрических силовых цепей

Главная схема электрических силовых цепей подстанции - это совокупность основного электрооборудования: трансформаторов, линий, сборных шин, коммутационной и другой аппаратуры со всеми выполненными между ними электрическими соединениями.

При разработке главной схемы электрических соединений предъявляются следующие требования [1]:

· надёжность - свойство системы электроснабжения, обусловленное её безотказностью, долговечностью и ремонтопригодностью, обеспечивающих нормальное выполнение заданных функций системы;

· безотказность - свойство системы электроснабжения непрерывно сохранять работоспособность в определённых режимах и условиях эксплуатации;

· долговечность ? свойство системы электроснабжения длительно, с возможными перерывами на ремонт, сохранять работоспособность в определённых режимах и условиях эксплуатации до разрушения или другого критического состояния;

· ремонтопригодность - свойство системы электроснабжения, выражающееся в приспособлении к восстановлению неисправностей путём предупреждения, либо обнаружения и устранения.

Кроме этих требований система электроснабжения должна быть по возможности простой и экономичной, что обуславливает экономию денежных средств, как при её строительстве, так и при дальнейшей эксплуатации. Она должна иметь возможность поэтапного развития распределительных устройств (РУ) с ростом потребителей электроэнергии.

Согласно ПУЭ [2] при разработке главной схемы электрических силовых цепей необходимо учитывать категории потребителей по обеспечению надёжности электроснабжения. Категории потребителей характеризуются его технологическим процессом, режимом потребления и характером работы.

Подстанция «Гидростроитель» имеет потребителей, как первой, так и второй категории надёжности по электроснабжению, что обязывает к соответствующей схеме питания.

Для повышения качества электроэнергии и обеспечения надёжности электроснабжения принимаем к установке помимо основных трансформаторов ещё два специальных трансформатора, осуществляющие питание электрифицированного железнодорожного транспорта.

В соответствии с количеством присоединений (таблица 1.1) используем типовые схемы РУ, утверждённые Минэнерго, принимая следующие принципиальные схемы:

· 110 кВ - две рабочие системы шин секционированные выключателем;

· 35 кВ - две рабочие системы шин секционированные выключателем;

· 6 кВ - четыре рабочие системы шин попарно секционированные выключателем.

2. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ

2.1 Выбор мощности и количества силовых трансформаторов

Выбирая число и мощность трансформаторов, необходимо учитывать требования надёжности электроснабжения потребителей. Трансформаторы должны обеспечивать надёжную работу подстанции как в нормальном режиме, так и в режимах отключения одного из трансформаторов для планово-предупредительного ремонта или в аварийном [3]. Как правило, на всех районных подстанциях предусматривается установка не менее двух трансформаторов, мощность каждого из которых выбирается равной 0,65 - 0,7 от максимальной нагрузки подстанции [4]. При установке двух трансформаторов по условию аварийной перегрузки при отключении одного из трансформаторов ПУЭ [2] допускают 40% перегрузку оставшегося в работе трансформатора на 6 часов в течение 5 суток, при условии, что коэффициент начальной загрузки составляет не более 93%.

Мощность трансформатора определяется исходя из его стопроцентной загрузки, т.е. в режиме максимальной нагрузки. Таким образом, номинальная мощность трансформатора Sном при установке на подстанции двух трёхобмоточных трансформаторов определяется исходя из следующего условия [4]:

, (2.1)

где ? нагрузка на шинах среднего напряжения подстанции;

? нагрузка на шинах низкого напряжения подстанции;

? допустимый коэффициент перегрузки в послеаварийных режимах.

Загрузка трансформаторов подстанции Гидростроитель зависит от режима работы самой подстанции. Как сказано выше, мощность трансформатора определяется для режима максимальной нагрузки. В связи с этим мощность трансформаторов будем выбирать по данным максимального режима, приведённым в таблице 2.1.

В соответствии с данными таблицы 2.1 и условием выбора трёхобмоточных трансформаторов необходимо принять два трансформатора мощностью по 40 МВА и два трансформатора по 10 МВА, что не соответствует действительности. Это объясняется тем, что подстанция «Гидростроитель» строилась в то время, когда на полную мощность работали крупные ближайшие потребители. Учитывая рост производства в последнее время и необходимый запас по мощности для будущего развития, замена трансформаторов более низкой мощности экономически нецелесообразна.

Таблица 2.1 Загрузка трансформаторов подстанции в режиме максимальной нагрузки

Наименование присоединения (трансформатор)	Напряжение	Максимальная загрузка	Загрузка
	кВ	А	МВА	%
Т1	110		35,5	56
	35	154	10,0
	6	2300	25,5
Т2	110		20,3	32
	35	160	10,4
	6	900	10,0
Т3	110		1,8	5
	27,5	38	1,8
	6	0	0,0
Т4	110		10,5	26
	27,5	0	0,0
	6	944	10,5

Исходя из всего выше сказанного, принимаем те трансформаторы, которые установлены на подстанции в настоящее время, а именно:

два трёхобмоточных трансформатора типа ТДТН - 63000/110/38,5/6,6 ?У-1 со следующими паспортными данными [1]:

Sном = 63 МВА;

= 115 кВ;

= 38,5 кВ;

= 6,6 кВ;

= 10,5%;

= 18%;

= 7%;

= 290 кВт;

= 53 кВт;

= 0,55%.

два трёхобмоточных трансформатора типа ТДТНЖ - 40000/110/27,5/6,6 -У-1 с паспортными данными [1]:

Sном = 40 МВА;

= 115 кВ;

= 27,5 кВ;

= 6,6 кВ;

= 10,5%;

= 17,5%;

= 6,5%;

= 200 кВт;

= 39 кВт;

= 0,6%.

2.2 Выбор выключателей и разъединителей на РУ 110/35/6 кВ

Согласно ГОСТ 687 - 70 выбор выключателей производится из условий:

По напряжению:

, (2.2)

где ? номинальное напряжение сети;

? номинальное напряжение выключателя.

По длительному току:

, (2.3)

где ? максимальный рабочий ток в сети, где установлен выключатель;

? номинальный ток выключателя.

По электродинамической стойкости:

, (2.4)

где ? начальное значение периодической составляющей тока

короткого замыкания;

? предельный сквозной ток через выключатель.

, (2.5)

 где ? ударный ток короткого замыкания;

? номинальный ток электродинамической стойкости

выключателя;

? ударный коэффициент.

, (2.6)

где ? постоянная времени затухания апериодического тока.

По отключающей способности:

, (2.7)

где ? симметричная периодическая составляющая тока

короткого замыкания;

? номинальный симметричный ток отключения

выключателя.

, (2.8)

где ? апериодическая составляющая тока короткого замыкания;

? номинальный апериодический ток отключения

выключателя;

? номинальное относительное содержание апериодической

составляющей тока отключения для времени .

, (2.9)

где ? минимальное время действия релейной защиты

(принимается равным 0,035 с);

? собственное время отключения выключателя.

По термической стойкости:

, (2.10)

где ? тепловой импульс, кА2•с;

? предельный ток термической стойкости, который может

выдержать выключатель в течение времени ;

? время термической стойкости.

При удалённом коротком замыкании, когда периодическая составляющая тока короткого замыкания во времени не изменяется и если , то можно использовать следующее выражение:

, (2.11)

где ? действующее значение периодической составляющей тока

короткого замыкания;

? время действия короткого замыкания,

где ? время действия релейной защиты;

? полное время отключения выключателя.

Выбор разъединителей производится по следующим условиям:

По номинальному напряжению:

, (2.12)

где ? номинальное напряжение сети;

? номинальное напряжение разъединителя.

По длительному току:

, (2.13)

где ? максимальный рабочий ток в сети, где установлен

разъединитель;

? номинальный ток разъединителя.

По электродинамической стойкости:

, (2.14)

где ? начальное значение периодической составляющей тока

короткого замыкания;

? предельный сквозной ток через выключателя.

, (2.15)

где ? ударный ток короткого замыкания;

? номинальный ток электродинамической стойкости выключателя; ? ударный коэффициент.

, (2.16)

где ? постоянная времени затухания апериодического тока. По термической стойкости:

 , (2.17)

где ? тепловой импульс, кА2•с;

? предельный ток термической стойкости, который может

выдержать выключатель в течение времени ;

? время термической стойкости.

Если , то можно использовать следующее выражение:

, (2.18)

где ? действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания.

Согласно типовым схемным решениям [1] на открытых распределительных устройствах (ОРУ) 110 кВ рекомендовано устанавливать маломасляные и масляные выключатели. Основными преимуществами этих выключателей являются: простота конструкции, высокая отключающая способность, пригодность к наружной установке, возможность установки встроенных трансформаторов тока (ТТ), относительно невысокая стоимость по сравнению с воздушными выключателями. Исходя из проведённых расчётов, принимаем к установке следующие выключатели:

· На высокой стороне: МКП - 110М - 630 - 20 (тип привода ШПЭ - 33);

· На средней стороне: МКП - 35 - 1000 - 16,5 (тип привода ШПЭ - 31);

· На низкой стороне: ВМП - 10К - 630 - 20 (тип привода ППВ ? 10), МГГ - 10 - 2000 - 29 (тип привода ПЭ - 21).

Разъединители:

· На высокой стороне: РЛНД - 110/600 (тип привода ПДН - 220Т);

· На средней стороне: РЛНД - 35/600 (тип привода ПРН - 110У1);

· На низкой стороне: РВП - 10/630 (тип привода ПД -12У3).

Так же на подстанции сохраняются без замены:

Заземлители: ЗОН - 110У - IУ1 (тип привода ПРН - 11УI).

Трансформаторы напряжения: НКФ - 110 - 83У1;

· ЗНОМ - 35 - 72У1;

· НТМИ - 6 - 66У3.

Реакторы: РБ - 10 - 2500 - 0,20У1.

На подстанции для ограничения атмосферного и внутреннего перенапряжений изоляции электрооборудования предусмотрены разрядники и ограничители перенапряжений:

Ограничители перенапряжений для высокой стороны: ОПН - 110У1;

Разрядники для средней стороны: РВС - 35У1;

Разрядники для низкой стороны: РВО - 6У1.

2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

С шин низких сторон трансформаторов ТДТНЖ - 40000/110/27,5/6,6 -У-1 запитаны трансформаторы собственных нужд подстанции, через которые в свою очередь получают питание потребители собственных нужд подстанции. К потребителям собственных нужд относятся устройства обогрева шкафов КРУН и шкафов релейной защиты, зарядные выпрямительные агрегаты аккумуляторных батарей, нагревательные устройства выключателей.

Максимальная суммарная нагрузка собственных нужд подстанции по данным замеров за 2006 год составляет порядка 356 кВА. Произведём выбор трансформаторов собственных нужд (ТСН) с учётом возможности 40% аварийной перегрузки по следующему условию:

, (2.19)

где ? суммарная нагрузка собственных нужд подстанции.

кВА.

Принимаем к установке два трансформатора собственных нужд, мощностью по 320 кВА.

Типы устанавливаемых трансформаторов: ТСМА - 320/6 и ТМ - 320/6.

Трансформаторы собственных нужд присоединяются к шинам 6 кВ через предохранители. В связи с этим произведём выбор предохранителей на основе следующих требований:

По номинальному напряжению:

, (2.20)

где ? номинальное напряжение сети;

? номинальное напряжение предохранителя.

По номинальному току:

, (2.21)

где ? номинальный ток плавкой вставки;

? коэффициент надёжности для отстройки от броска

тока;

? номинальный ток трансформатора;

? номинальный ток патрона предохранителя.

По отключающей способности:

, (2.22)

где ? начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания;

? предельный симметричный ток отключения патрона предохранителя.

Номинальный ток трансформатора А;

Номинальный ток плавкой вставки А.

Выбираем предохранители типа ПКТ102 - 6 - 50 - 31,5У3.

3. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И РАБОЧИХ ТОКОВ В ОБЪЁМЕ, НЕОБХОДИМОМ ДЛЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

3.1 Схема замещения и основные допущения при расчётах токов короткого замыкания

Схемой замещения называют электрическую схему, составленную по данным расчётной схемы, в которой все электрические и магнитные (трансформаторные) связи представлены электрическими сопротивлениями. При расчётах токов короткого замыкания (КЗ) генерирующие источники (энергосистема, генераторы, электродвигатели) вводятся в схему соответствующими ЭДС, а пассивные элементы, по которым проходит ток короткого замыкания, индуктивными с указаниями их параметров, влияющих на величину тока короткого замыкания. Параметры элементов схем замещения можно определять в именованных или в относительных единицах при базисных условиях. При расчётах в именованных единицах все сопротивления схемы должны быть выражены в Омах и приведены к одному базовому напряжению (к среднему напряжению одной электрической ступени). Такое приведение необходимо, если между источником и точкой КЗ имеется одна или несколько ступеней трансформации. Приведение сопротивления выраженного в Омах к выбранному базовому напряжению производится по следующей формуле:

, (3.1)

где ? индуктивное сопротивление данного элемента, Ом, заданного при напряжении ступени , на которой включён данный элемент;

? индуктивное сопротивление данного элемента, Ом, приведённое к принятому базовому напряжению .

В целях упрощения расчёта вместо действительных напряжений на отдельных ступенях трансформации допускается принимать следующие напряжения:

кВ; кВ; кВ.

При расчётах тока короткого замыкания в сетях 0,4 - 220 кВ используют приближённый метод. Поэтому при выполнении расчётов не учитывают:

Сдвиг по фазе ЭДС и измерение частоты вращения роторов синхронных машин;

Ток намагничивания трансформаторов;

Насыщение магнитных систем генераторов, трансформаторов и электродвигателей;

Емкостную проводимость воздушных и кабельных линий;

Возможную несимметрию трёхфазной системы;

Генерирующие мощности энергосистемы рассматриваются как единый источник бесконечной мощности, то есть при коротких замыканиях на шинах подстанции сохраняется симметричная неизменная по величине трёхфазная система напряжений с сопротивлением ;

Влияние недвигательной нагрузки на токи коротких замыканий;

Подпитку места короткого замыкания со стороны электродвигателей напряжением до 1 кВ при расчёте токов короткого замыкания в сети напряжением выше 1 кВ;

Отсутствие учёта активных сопротивлений, если они не превышают 30% от индуктивных (в электроустановках напряжением выше 1 кВ условие как правило выполняется);

Различие значений сверхпереходных сопротивлений по продольной и поперечной осям синхронных машин.

Для большей наглядности и простоты расчётов токов короткого замыкания произведём их в именованных единицах. Для этого за основную ступень напряжения принимаем среднее номинальное напряжение ступени кВ.

В данном проекте релейная защита трансформаторов ТДТНЖ - 40000/110/27,5/6,6 -У-1, а также отходящих линий 6 кВ не рассматривается. В связи с этим, указанные трансформаторы и линии не вошли в схему замещения для расчётов токов короткого замыкания, которая представлена на рис. 3.1.



Рис. 3.1 Схема замещения для расчётов токов КЗ

3.2 Определение параметров схемы замещения при 3-х и 2-х фазных коротких замыканиях

Определение параметров схемы замещения прямой последовательности производится по формулам, взятых из [5].

1. Сопротивление системы:

, (3.2)

где ? среднее номинальное напряжение ступени трансформации, кВ;

? мощность 3-х фазного КЗ на шинах питающего напряжения, МВА.

Сопротивление системы, приведённое к напряжению ступени 230 кВ, известно и составляет 4,725 Ом в максимальном режиме и 24,150 Ом в минимальном режиме. Приведём данное сопротивление к выбранному базовому напряжению ступени 115 кВ:

Ом; Ом.

2. Сопротивление воздушных и кабельных линий электропередачи:

, (3.3)

где ? удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

? длина линии, км.

Сопротивления линий напряжением 220 кВ, приходящих на пс Падунская от шин БГЭС равны:

Ом; Ом.

Приведём данное сопротивление к выбранному базовому напряжению ступени 115 кВ:

Ом; Ом.

Определим сопротивления линий напряжением 110 кВ:

Линии «Падунская - Гидростроитель»:

Ом;

Линии «Гидростроитель - Заводская»:

Ом;

Линия «Гидростроитель - Зяба»:

Ом

Определим сопротивления линий напряжением 35 кВ и приведём их к выбранному базовому напряжению ступени 115 кВ:

Ом; Ом;

Ом; Ом;

Ом; Ом;

Ом; Ом.

3. Сопротивления трёхобмоточных трансформаторов:

; (3.4)

; (3.5)

 ; (3.6)

где ? напряжение короткого замыкания соответствующей

обмотки, %;

? основное напряжение ступени трансформации, кВ;

? номинальная мощность трансформатора, МВА.

;

;

;

Определим напряжения короткого замыкания для трансформатора ТДТН - 63000/110/38,5/6,6 ?У-1:

%;

%;

%.

Определим напряжение короткого замыкания для трансформатора ТДТНЖ - 40000/110/27,5/6,6 -У-1:

%;

%;

%.

Определим сопротивления обмоток трансформатора ТДТН - 63000/110/38,5/6,6 ?У-1:

Ом;

Ом;

Ом.

Определим сопротивления обмоток трансформатора ТДТНЖ -40000/110/27,5/6,6 -У-1:

Ом;

Ом;

Ом.

Сопротивление обмотки высокого напряжения автотрансформаторов подстанции Падунская, приведённое к ступени 230 кВ, составляет 47,4 Ом. Приведём данное сопротивление к ступени 115 кВ:

Ом.

Сопротивления обмоток среднего напряжения Ом.

Сопротивление обмотки низкого напряжения, приведённое к ступени 230 кВ, составляет 82,52 Ом. Приведём данное сопротивление к ступени 115 кВ:

Ом.

Сопротивления реакторов:

, (3.7)

где ? сопротивление реактора, %;

? номинальное напряжение реактора, кВ;

? номинальный ток реактора, кА.

Для ректоров типа РБ - 10 - 2500 - 0,20У1 сопротивление, приведённое к ступени напряжения 115 кВ, будет равно:

Ом.

3.3 Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания

Ток трехфазного короткого замыкания рассчитывается по следующей формуле:

, (3.8)

где ? общее сопротивление схемы до точки КЗ;

? базовое напряжение, кВ.

Расчет токов КЗ производим для максимального и минимального режима. В максимальном режиме сопротивление системы составляет Ом, а в минимальном Ом.

Короткое замыкание в точке К1:

Максимальный режим:

Ом;

кА.

Минимальный режим:

Ом;

кА.

Дальнейшие расчёты производим по описанному выше принципу, и результаты сводим в таблицу 3.1.

3.4 Расчёт токов двухфазного короткого замыкания

Ток двухфазного КЗ рассчитывается по следующей формуле:

, (3.9)

где ? общее сопротивление схемы до точки КЗ;

? базовое напряжение, кВ.

При расчёте принимаем, что сопротивление обратной последовательности равно сопротивлению прямой последовательности, то есть Х1У=Х2У.

Максимальный режим:

кА;

Минимальный режим:

кА;

Последующие расчёты сведены в таблицу 3.1.

3.5 Расчёт параметров схемы замещения для токов нулевой последовательности

На токи нулевой последовательности трансформаторы ТДТН - 63000/110/38,5/6,6 ?У-1 влияния не оказывают, так как нейтраль у них не заземлена, в связи с этим в схему замещения они не вошли. Вместо этого влияние оказывают трансформаторы ТДТНЖ - 40000/110/27,5/6,6 -У-1 с заземлённой нейтралью, поэтому в схеме замещения представлены именно эти трансформаторы. Схема замещения нулевой последовательности представлена на рис. 3.2.

Система токов нулевой последовательности резко отличается от системы токов прямой и обратной последовательностей, вследствие чего сопротивления нулевой последовательности в общем случае весьма отличаются от сопротивлений двух других последовательностей [5].

Реактивность нулевой последовательности трансформаторов и автотрансформаторов в значительной мере определяется его конструкцией и соединением обмоток. Для соединения обмоток трёхфазного трёхстержневого трансформатора по схеме , как у трансформатора ТДТНЖ - 40000/110/27,5/6,6 -У-1, в схеме замещения нулевой последовательности обмотки среднего напряжения заземляются, и ток нулевой последовательности в низкой обмотке отсутствует. Следовательно, в этом случае результирующее сопротивление нулевой последовательности определяется по выражению [5]:

, (3.10)

где , ? соответственно сопротивления прямой

последовательности обмотки высокого и среднего

напряжений трансформатора.

Определим результирующее сопротивление нулевой последовательности трансформатора ТДТНЖ - 40000/110/27,5/6,6 -У-1:

Ом.

Сопротивления обмоток автотрансформаторов, установленных на подстанции Падунская, оставляем без изменения.

Определение достоверного сопротивления нулевой последовательности воздушной линии представляет собой весьма сложную задачу. Главная трудность связана с учётом распределения тока в земле [5]. Для упрощения, сопротивления нулевой последовательности ВЛ будем определять из справочных данных в соответствии с материалом опоры, номинальным напряжением и расположением проводов [5]:

Линии «БГЭС - Падунская» 220 кВ:

Ом; Ом.

Приведём данное сопротивление к ступени напряжения 115 кВ:

Ом; Ом.

Линии 110 кВ:

«Падунская - Гидростроитель»: Ом;

«Гидростроитель - Заводская»: Ом;

«Гидростроитель - Зяба»: Ом.

Сопротивление системы для упрощения можно оставить без изменений.



Рис. 3.2 Схема замещения нулевой последовательности

3.6 Расчет утроенного тока нулевой последовательности при однофазном КЗ

При однофазном коротком замыкании: . Принимая, что сопротивление прямой и обратной последовательностей равны, ток однофазного короткого замыкания будем определять по следующему выражению:

, (3.11)

где ? сопротивление прямой последовательности;

? сопротивление обратной последовательности;

? сопротивление нулевой последовательности.

Короткое замыкание в точке К1:

Определим сопротивления схемы по ходу упрощения и эквивалентное:

1) Максимальный режим:

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом.

кА.

2) Минимальный режим:

Ом; Ом; Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом.

кА.

Дальнейшие результаты расчётов сводим в таблицу 3.1.

3.7 Расчет утроенного тока нулевой последовательности при двухфазном КЗ на землю

Тройной ток нулевой последовательности при двухфазном КЗ на землю рассчитаем по следующей формуле:

 , (3.12)

где ? сопротивление прямой последовательности до точки КЗ;

? сопротивление нулевой последовательности до точки КЗ.

Короткое замыкание в точке К1:

1) Максимальный режим:

кА;

2) Минимальный режим:

кА.

Последующие расчёты сведены в таблицу 3.1.

3.8. Расчёт токов двухфазного КЗ на землю

Ток двухфазного КЗ на землю рассчитываем по следующей формуле:

, (3.13)

где ? сопротивление прямой последовательности до точки КЗ

(без учёта сопротивлений нагрузки);

? сопротивление обратной последовательности до точки КЗ

(как указывалось ранее, );

? сопротивление нулевой последовательности до точки КЗ.

Короткое замыкание в точке К1:

Максимальный режим:

кА.

Минимальный режим:

кА.

Последующие расчёты сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Результаты расчётов токов короткого замыкания

Режим	Ток короткого замыкания, [кА]	Расчётные точки КЗ
		К1	К2	К3	К4	К5	К6	К7	К8	К9	К10	К11	К12	К13	К14	К15	К16	К17	К18
Максимальный		3,320	2,193	4,929	4,927	3,704	3,702	3,318	1,640	1,639	1,230	0,851	1,540	1,230	0,687	0,851	1,540	0,833	0,833
		2,875	1,899	4,269	4,267	3,208	3,206	2,873	1,420	1,419	1,065	0,737	1,334	1,065	0,595	0,737	1,334	0,721	0,721
		3,218	1,671	5,822	5,817	3,958	3,956	3,217	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?
		3,271	2,015	5,555	5,550	3,847	3,845	3,270	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?
		3,218	1,671	3,574	3,569	3,958	3,956	3,217	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?
		3,122	1,349	5,134	5,130	4,249	4,248	3,122	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?
Минимальный		2,671	1,890	3,629	3,621	2,914	2,913	2,670	1,464	1,464	1,128	0,807	1,384	1,128	0,654	0,807	1,384	0,785	0,785
		2,313	1,637	3,138	3,136	2,524	2,523	2,312	1,268	1,268	0,977	0,699	1,199	0,977	0,566	0,699	1,199	0,680	0,680
		2,961	1,540	4,446	4,444	3,295	3,293	2,764	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?
		2,957	1,761	4,257	4,254	3,156	3,155	2,720	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?
		2,961	1,540	3,004	2,999	3,295	3,293	2,764	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?
		2,968	1,299	4,387	4,382	3,790	3,788	2,865	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?	?

3.9 Расчёт рабочих и номинальных токов

Рабочие токи линий 35 - 110 кВ и силовых трёхобмоточных трансформаторов ТДТН - 63000/110/38,5/6,6 ?У-1 известны по данным замеров за 2006 год и приведены в таблице 3.2.

Определим номинальные токи трансформаторов по выражению:

, (3.14)

где ? номинальная мощность трансформатора;

? номинальное напряжение обмотки трансформатора.

А;

А;

А.

Найденные номинальные токи трансформаторов также сведены в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 Рабочие токи трансформаторов и линий

Наименование присоединения	Номинальное напряжение	Номинальный ток	Максимальный рабочий ток
	кВ	А	А
Трансформатор Т1	115	316	120
	38,5	945	154
	6,6	5511	2300
Трансформатор Т2	115	316	110
	38,5	945	160
	6,6	5511	900
ВЛ Гидростроитель ? Заводская 1	110		85
ВЛ Гидростроитель ? Заводская 2	110		76
ВЛ Гидростроитель - Зяба	110		135
ВЛ Падунская - Гидростроитель 1	110		181
ВЛ Падунская - Гидростроитель 2	110		190
ВЛ 35 - 01	35		109
ВЛ 35 - 02	35		102
ВЛ 35 - 04	35		11
ВЛ 35 - 05	35		48
ВЛ 35 - 06	35		45
ВЛ 35 - 14	35		13
ВЛ 35 - 15	35		8

4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

4.1 Назначение релейной защиты и автоматики

Релейная защита и автоматика - это комплекс автоматических устройств, состоящих из устройств автоматического управления и устройств автоматического регулирования [6].

При проектировании и эксплуатации любой электроэнергетической системы [7] приходится считаться с возможностью возникновения в ней повреждений и ненормальных режимов работы.

Наиболее опасные и частые повреждения - короткие замыкания между фазами электрической установки и короткие замыкания фаз на землю в сетях с глухозаземлёнными нейтралями [6]. Возможны и более сложные повреждения, сопровождающиеся короткими замыканиями и обрывом фаз. В электрических машинах и трансформаторах наряду с указанными повреждениями возникают замыкания между витками одной фазы. Вследствие короткого замыкания нарушается нормальная работа системы электроснабжения с возможным выходом синхронных генераторов, компенсаторов и электродвигателей из синхронизма и нарушением режима работы потребителей. Опасность представляет также термическое и динамическое действие тока КЗ как непосредственно в месте повреждения, так и при прохождении его по неповреждённому оборудованию.

Для предотвращения развития аварии и уменьшения размеров повреждения при КЗ необходимо быстро выявить и отключить повреждённый элемент системы электроснабжения. В ряде случаев повреждение должно быть ликвидировано в течение долей секунды. Очевидно, что человек не в состоянии справиться с такой задачей. Определяют повреждённый элемент и воздействуют на отключение соответствующих выключателей устройства релейной защиты с действием на отключение [6]. Основным элементом релейной защиты является специальный аппарат - реле. В некоторых случаях выключатель и защита совмещаются в одном устройстве защиты и коммутации, например в виде плавкого предохранителя.

Однофазные замыкания на землю в сетях с изолированными или заземлёнными через дугогасящие реакторы нейтралью не сопровождаются возникновением больших токов (токи не превышают нескольких десятков ампер). Междуфазные напряжения при этом не изменяются, и работа системы электроснабжения не нарушается. Тем не менее этот режим работы нельзя считать нормальным, так как напряжения неповреждённых фаз относительно земли возрастают, и возникает опасность перехода однофазного замыкания на землю в многофазные короткие замыкания. Однако необходимости в быстром отключении повреждённого участка нет, поэтому устройства релейной защиты от замыкания на землю обычно действуют на сигнал, привлекая внимание персонала [6].

Иногда в эксплуатации возникают ненормальные режимы, вызванные перегрузкой оборудования или внешними короткими замыканиями, возникающими в других элементах. При этом по неповреждённому оборудованию проходят значительные токи (сверхтоки), которые приводят к преждевременному старению изоляции, износу оборудования. Сверхтоки, вызванные внешними короткими замыканиями, устраняются после отключения повреждённого элемента собственной защитой. От сверхтоков перегрузки на соответствующем оборудовании должна предусматриваться защита, действующая на сигнал. При этом оперативный персонал принимает меры к разгрузке оборудования или к его отключению. При отсутствии постоянного дежурного персонала защита должна действовать на автоматическую разгрузку или отключение.

Своеобразным ненормальным режимом является режим качаний параллельно работающих синхронных электрических машин, возникающий вследствие коротких замыканий, приводящих к торможению других и синхронных машин. Качания сопровождаются повышением тока и понижением напряжения, изменения действующих значений которых имеют пульсирующий характер. При этом устройства релейной защиты не должны действовать на отключение [6]. Для восстановления нормального режима предусматривается специальная противоаварийная автоматика (ПА), которая при возникновении качаний и возможном нарушении устойчивости работы осуществляет деление системы в определённых узлах на несинхронно работающие части. Из этого следует, что одной релейной защиты недостаточно для обеспечения надёжности и бесперебойности электроснабжения.

Бесперебойная работа электроэнергетических систем обеспечивается применением ряда автоматических устройств: автоматического повторного включения (АПВ) линий, шин; автоматического ввода резерва (АВР), автоматической частотной разгрузки (АЧР); автоматического регулирования возбуждения синхронных генераторов (АРВ) и других. Работа многих из этих устройств тесно связана с работой релейной защиты; все они входят в кибернетическую систему управления при нарушениях нормальных режимов работы.

4.2 Выбор объектов защит и их типов

К основным элементам подстанции относятся: отходящие линии, силовые трёхобмоточные трансформаторы, двухобмоточные трансформаторы (трансформаторы собственных нужд), шины. Релейная защита и автоматика служат для устранения всевозможных повреждений и ненормальных режимов работы этих элементов.

Так основными видами повреждений трансформаторов, которые учитываются при выполнении их релейной защитой, являются однофазные и многофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах, а также «пожар стали» магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Основными ненормальными режимами работы являются внешние короткие замыкания, перегрузки, недопустимое понижение уровня масла (при заполнении бака маслом) и недопустимые повышения напряжения, например на неповреждённых фазах при незаземлённых нейтралях обмоток. При возникновении наиболее опасных повреждений (многофазные и витковые короткие замыкания, а также однофазные замыкания со стороны сетей с глухозаземлённой нейтралями) защита должна без выдержки времени действовать на отключение выключателей трансформатора. Наличие выдержки времени не только ухудшает защиту трансформатора, но может также нарушить бесперебойную работу системы и ухудшить характеристики защит питающих сетей.

Основными видами повреждений линий электропередач являются: трёхфазные замыкания (замыкания между тремя фазами и трёхфазные замыкания на землю), двухфазные замыкания (замыкания между двумя фазами и двухфазные замыкания на землю), однофазные замыкания на землю, обрыв фазы.

Возможны и более сложные виды повреждений, представляющие сочетание некоторых из выше перечисленных. Так, например, при обрыве провода линии у изолятора упавший на землю конец вызывает появление однофазного короткого замыкания на землю с обрывом фазы. В процессе развития повреждения возможны переходы одного из вида повреждения в другой, чаще с охватом большего числа фаз.

На относительное число тех или иных видов повреждений и характер их протекания оказывает влияние режим работы нейтрали сети, время отключения повреждения и некоторые другие факторы. Различают однофазные замыкания на землю в сетях с глухо (эффективно) заземлёнными нейтралями - однофазные короткие замыкания и однофазные замыкания в сетях с изолированными или заземлёнными через дугогасящие реакторы нейтралями, не являющиеся короткими замыканиями. Трёхфазные КЗ, несмотря на их относительно малую вероятность, принято учитывать для сетей всех видов и напряжений.

При выборе состава защит в данном проекте принимаем следующие допущения:

Разрабатывается только защита силовых трансформаторов и отходящих линий электропередачи 35 - 110 кВ, защита шин не рассматривается.

Разработка защит трансформаторов ТДТНЖ - 40000/110/27,5/6,6 -У-1 в проект не входит, в связи с этим защита линий 6 кВ, получающих питание от данных трансформаторов не рассматривается.

В сети 110 кВ для ограничения токов замыкания на землю трансформаторы ТДТН - 63000/110/38,5/6,6 ?У-1 работают без глухого заземления нейтралей (защита нулевого вывода осуществляется разрядником). Глухое заземление нейтралей предусматривается на трансформаторах ТДТНЖ - 40000/110/27,5/6,6 -У-1, питающих, главным образом, потребителей железнодорожного транспорта.

Принятые схемные решения по выполнению защит базируются на основании типовых панелей.

Учитывая двухстороннее питание кольца сети 220 - 110 кВ Братская ГЭС - Заводская - Гидростроитель - Падунская - Братская ГЭС на всех участках предполагается использование направленных защит.

Расчёты, связанные с выбором вторичных цепей (сечение кабельных жил по допустимым нагрузкам трансформаторов напряжения, погрешностям трансформаторов тока и т.п.) в проекте не приводятся.

Все схемные решения выполнены применительно к схемам питания от стационарных аккумуляторных батарей.

При расчёте уставок выбранных защит принимаются следующие положения:

Режимы работы оборудования основные и ремонтные. Устройства защиты в этих режимах должны обеспечить требования, предписанные ПУЭ как для зоны основного действия, так и резервного; ближнее и по возможности дальнее резервирование.

При возможности, либо технической нецелесообразности полного обеспечения защит во всех режимах принимаются технические решения о запрете отдельных ремонтных режимах или вводятся ограничения по составу оборудования в этих режимах.

Расчёты уставок, выполненные в данном проекте, приняты для основного режима и основных видах КЗ. Сложные виды КЗ (замыкания в двух точках, замыкания через переходные сопротивления и т.п.) не анализировались.

При расчёте уставок все расчёты приведены для среднего положения РПН на трансформаторах, влияние регулирования напряжения на токи КЗ не рассмотрено. При стабильном напряжении в сети (мощные источники - Братская ГЭС) данное допущение приемлемо.

4.2.1 Защита силовых трёхобмоточных трансформаторов

Согласно ПУЭ [2] для трансформаторов мощностью 6,3 МВА и более рекомендуется устанавливать следующие виды защит:

Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений:

· Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени;

· Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

Для защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными короткими замыканиями с действием на отключение - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него. При выборе тока срабатывания максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов.

На трансформаторах по условию необходимости резервирования отключения замыканий на землю на смежных элементах и по условию обеспечения селективности защит от замыканий на землю сетей разных напряжений должна быть предусмотрена токовая защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю.

В зависимости от вероятности и назначения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

На трёхобмоточных трансформаторах ТДТН - 63000/110/38,5/6,6 ?У-1 с регулированием напряжения под нагрузкой приняты следующие защиты:

На стороне 110 кВ:

· дифференциальная токовая защита на реле ДЗТ - 21;

· газовая защита;

· максимальная токовая защита от сверхтоков с пуском по напряжению от трансформаторов напряжения, установленных на выводах 35 кВ;

· защита от перегрузки на стороне 110 кВ.

2) На стороне 35 кВ:

· максимальная токовая защита от сверхтоков с пуском по напряжению от трансформаторов напряжения 35 кВ;

· защита от перегрузки на стороне 35 кВ.

3) На стороне 6 кВ:

· максимальная токовая защита от сверхтоков с пуском по напряжению;

· защита от перегрузки на стороне 6 кВ;

· защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю, действующая на сигнал.

4.2.2 Защита отходящих линий

Защита линий электропередач согласно ПУЭ [2] должны быть оборудованы устройствами, блокирующими их действие при качаниях, если в сети возможны качания или асинхронный ход, при которых вероятны излишние срабатывания защит.

Для линий напряжением 110 кВ вопрос о типе основной защиты, в том числе о необходимости применения защиты, действующей без замедления при коротком замыкании в любой точке защищаемого участка, должен решаться в первую очередь с учётом требования сохранения устойчивости работы энергосистемы.

В качестве основной защиты линии 110 кВ с двухсторонним питанием от междуфазных коротких замыканий рекомендуется использовать направленные дистанционные защиты. Дистанционная защита, как и токовая, обычно выполняется трёхступенчатой с относительной селективностью [7]. Параметрами каждой ступени являются длина защищаемой зоны и выдержка времени срабатывания. На каждом участке защищаемой сети предусматривается установка с двух сторон трехступенчатых дистанционных защит. В качестве дополнительных часто устанавливают максимальные токовые защиты без выдержки времени. Кроме этого, в таких сетях возможна также установка дифференциальных защит (в частности, дифференциально-фазных защит).

В системах с глухозаземлённой нейтралью (110 кВ и выше), где замыкание фаза - земля является коротким замыканием, ПУЭ [2] рекомендует наряду с защитами от междуфазных коротких замыканий устанавливать отдельные комплекты нулевой последовательности. В этом случае обязательно используется трёхтрансформаторная схема включения защит. Все эти комплекты будут работать на отключение.

Защита одиночных линий 35 кВ с односторонним питанием от междуфазных коротких замыканий, как правило, осуществляется токовыми защитами со ступенчатыми характеристиками выдержек времени. При этом на каждом участке защищаемой сети в общем случае предполагается установка токовой защиты без выдержки времени (как правило, первая ступень) и максимальной токовой защиты с выдержкой времени (вторая, а если необходимо, то и третья ступень).

В сетях напряжением 35 кВ с изолированной нейтралью замыкание на землю не является коротким замыканием. В связи с этим, необходимость в установки защит нулевой последовательности в таких сетях отпадает. Не смотря на это, если необходимо, защиту нулевой последовательности в сетях с изолированной нейтралью всё же устанавливают, но она там действует на сигнал.

При разработке схемы релейной защиты рекомендуется широко использовать комплекты защит, выпускаемые промышленностью. Комплект защиты представляет собой устройство, в котором установлены реле, необходимые для осуществления той или иной схемы защиты, смонтированные в одном корпусе, что сокращает место на панели защиты и упрощает монтаж.

Для линий 110 кВ с двухсторонним питанием следует ориентироваться на современный комплекс защит типа ШДЭ 2802 и ЭПЗ-1636, содержащие трехступенчатую дистанционную защиту, токовую отсечку от междуфазных коротких замыканий, четырехступенчатую токовую направленную защиту нулевой последовательности. Кроме того, для защиты ВЛ 110 кВ используются комплекты дифференциально-фазной защиты ДФЗ-201.

На отходящих линиях 110 кВ приняты следующие защиты:

Для защиты линий «Гидростроитель ? Заводская» 1, «Гидростроитель ? Заводская» 2, «Гидростроитель - Зяба» в качестве основного принимаем комплекты типа ЭПЗ - 1636 - 67/72, а в качестве резервного комплекты типа ШДЭ - 2801. Для защиты линий «Падунская - Гидростроитель» 1 и «Падунская - Гидростроитель» 2 принимаем комплекты типа ЭПЗ - 1636 - 67/72 и ДФЗ - 201 (комплект дифференциально-фазной защиты).

Комплекты ЭПЗ - 1636 - 67/72 и ШДЭ - 2801 включают в себя трехступенчатую дистанционную защиту, токовую отсечку от междуфазных коротких замыканий, четырехступенчатую токовую направленную защиту нулевой последовательности. Кроме того, комплекты содержат в себе устройство блокировки защит при качаниях в системе типа КРБ.

Для защиты всех линий 35 кВ устанавливаем максимальную токовую отсечку (МТО) - первая ступень защиты (как правило, без выдержки времени) и максимальную токовую защиту (МТЗ) с выдержкой времени второй ступени. Кроме этого, для линий 35 - 05 и 35 - 06 устанавливаем защиты от замыкания на землю, действующие на сигнал.

4.2.3 Устройства автоматики

Управление электроэнергетической системой (ЭЭС) в нормальном и аварийном режимах осуществляется диспетчерским персоналом и различными автоматическими устройствами [8].

Все автоматические устройства управления, применяемые в ЭЭС, можно разделить на две группы: 1 - автоматические устройства управления нормальными режимами; 2 - автоматические устройства управления аварийными режимами (устройства противоаварийного автоматического управления ПАУ) [8].

К устройствам первой группы относят: устройства регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ); устройства автоматического регулирования возбуждения и форсировки возбуждения синхронных машин (АРВ); автоматические регуляторы коэффициентов трансформации силовых трансформаторов (АРКТ); устройства управления трансформаторами на подстанциях для включения и отключения одного из параллельно работающих и другие.