Модернизация электрооборудования ГПП-9 ОАО "НЛМК"

Результаты расчета аварийного освещения сведены в таблицу 8.4.

Таблица 8.4 Расчет аварийного освещения

Место установки светильников	Количество светильников	Мощность единицы, Вт	Общая мощность, Вт	Ток при 220 В, А
КРУ-10 кВ	9	60	540	2,5
Щит управления	4	60	240	1,1
Лестницы 2 шт., 12 маршей	14	40	560	2,54
Коридоры	8	40	320	1,5
Помещение аккумуляторной батареи	4	60	240	1,1

Значения токов, потребляемых приводами выключателей, сведены в таблицу 8.5.

Таблица 8.5 Характеристики приводов выключателей

Тип выключателя	Тип привода	Потребляемый ток, А
ВВ/TEL	электромагнитный	0,32 (перед включением)
VD4	моторный	0,64
	включающий расцепитель	1,1
	отключающий расцепитель	1,1

Режим постоянного подзаряда для стационарных аккумуляторных установок принят как основной нормальный режим.

Аккумуляторная батарея должна быть выбрана так, чтобы она совместно с зарядно-подзарядными устройствами обеспечивала надежное и экономичное питание потребителей постоянного тока во всех возможных режимах работы.

В нормальном режиме основные элементы батареи подключены к подзарядному устройству: n0 = 230В/2,15В = 108 элементов, где 230В - напряжение на шинах (1,05 UН); 2,15В - напряжение на элементе в режиме заряда.

Это же подзарядное устройство питает постоянно включенную нагрузку постоянного тока IДЛ. Заряд батареи производится после ликвидации аварии, а также один раз в три месяца осуществляется уравнительный дозаряд от зарядного устройства. Учитывая, что в режиме заряда напряжение на элементе поднимается до 2,7 В, к шинам присоединяется: nmin= 230В/2,7В = 85 элементов.

В схемах без элементного коммутатора батареи имеют отпайки от 85 и 108 элементов и таким образом к шинам постоянного тока подключаются 85, 108 и 125 элементов в режимах заряда, постоянного подзаряда и аварийного разряда соответственно.

При использовании аккумуляторной батареи задачей расчета является выбор емкости и количества элементов батареи. Исходными данными к расчету являются:

- типы выключателей и приводов к ним;

- номинальный ток электромагнитов включения приводов Iпр;

- ток аварийной получасовой нагрузки аварийного освещения I0,5;

- ток постоянной нагрузки Iдл.

Типовой номер батареи N выбирается по формуле:

(8.2.1)

где J - допустимая нагрузка аварийного получасового разряда, приведенная к первому номеру аккумулятора СН, А.

Полученный номер N округляется до ближайшего большего типового. При выборе аккумуляторной батареи, как правило, определяющим фактором является включение одного наиболее мощного выключателя или одновременное отключение группы выключателей, что может иметь место как в нормальном, так и в аварийном режимах работы батареи. Выбранный аккумулятор проверяется по наибольшему пиковому току Imax, величина которого:

Imax = I0,5 + Iдл + Iпр = 18,7 + 25 + 10 · 1,1 = 54,7 А, (8.2.2)

где Iпр - ток, потребляемый отключающими расцепителями выключателей VD4, установленных на подстанции (максимальное значение).

Условие проверки:

50 · N ? Imax, (8.2.3)

где 50 - коэффициент, учитывающий допускаемую перегрузку аккумуляторов типа СН в режиме кратковременного разряда.

Данное условие выполняется, т.к. принят аккумулятор с номером 3.

Определяется наибольший пиковый ток, приведеный к батарее с типовым номером N = 1:

Отклонение напряжения при минимально допустимой температуре t = = + 10 °C:

С учетом падения напряжения в соединительном контрольном кабеле (условно 5%), напряжение на приводах высоковольтных выключателей:

При этом допустимый диапазон отклонений напряжения Uп.в.доп составляет (80-110)%. Условие Uп.в ? Uп.в.доп выполнено.

Число элементов в батарее при напряжении на шинах постоянного тока 220 В:

где Uэ - напряжение на аккумуляторе (элементе) в режиме кратковременного разряда.

На подстанциях 110 кВ устанавливается одна аккумуляторная батарея 220 В. Аккумуляторные батареи на подстанциях, как правило, выполняют по схеме с постоянным подзарядом без элементного коммутатора. Для подзаряда и послеаварийного заряда устанавливаются выпрямительные агрегаты ВАЗП-380/260-40/80-УХЛ 4-2. Паспортные данные агрегатов сведены в таблицу 8.6.

Таблица 8.6 Технические данные агрегата ВАЗП

Наименование параметра	I режим	II режим	III режим
Номинальное напряжение на входе, В	380 или 220
Номинальная частота на входе, Гц	50 - 60
Номинальный ток на выходе, А	40	80	40
Номинальное выходное напряжение, В	380	260	8
Номинальная выходная мощность, кВт	15,2	20,8	0,32
Габаритные размеры (ДЧШЧВ), мм	600Ч600Ч1400
Охлаждение	естественное воздушное

По [15, табл. 2.4] определяем номинальную емкость аккумуляторной батареи в соответствии с номером батареи N. Емкость батареи при 10-часовом режиме разряда составляет 120 А·ч. Выбираем аккумуляторную батарею VARTA типа 4 OpzS 200 с номинальной емкостью 200 А·ч. Батареи VARTA серии OPzS разработаны для многочасовых режимов разряда с отбором большой емкости. Они отличаются высоким цикловым ресурсом и длительным сроком службы в резервном параллельном режиме эксплуатации (до 20 лет). Область применения батарей - установки резервного питания промышленного оборудования. [17]

Характеристики:

- элементы по 2 В;

- предохранительные пробки, препятствующие проникновению искры вовнутрь элемента;

- безуходная эксплуатация больше 3 лет в параллельном резервном режиме.

Таблица 8.7 Технические характеристики аккумуляторной батареи

Наименование типа	Емкость, А·ч	Внутреннее сопротивление, мОм/эл	Теор. ток к.з., А	Габаритные размеры, мм	Масса, кг
				ширина	длина	высота	С элементом	электролит
4 OpzS 200	200	0,97	2060	103	206	405	17,2	4,9

На подстанции устанавливается одна аккумуляторная батарея 220 В. Батарея нормально работает в режиме постоянного подзаряда без элементного коммутатора при стабильном напряжении 2,35 В на элемент, без периодических уравнительных перезарядов и тренировочных разрядов.

Щит постоянного тока имеет главные (силовые) шины ШП и шины управления ШУ. Для аккумуляторной батареи из 108 элементов ШП состоят из шин “+” и “-”, при большем числе элементов добавляется шинка “-” повышенного напряжения. Шинка “+” присоединяется к плюсу аккумуляторной батареи, шина “-” - к минусу 108-го элемента, шина “-” - к минусу 120, 128 или 140-го элемента.

К шинам ШП подключается сеть аварийного освещения и цепи питания электромагнитов включения вакуумных выключателей 10 кВ и электромоторов взвода пружин выключателей с пружинными приводами. Шинка повышенного напряжения используется для подключения линий питания моторов приводов масляных выключателей 110 кВ и выше.

Шинки ШУ в режиме постоянного подзаряда присоединены к 108 элементам батареи. При дозарядке батареи при напряжении 2,35 В на элемент шинки ШУ должны переключаться на 100 элементов во избежание повышения напряжения на них выше 1,05 минимального.

Для дублирования питания ответственных потребителей постоянного тока и улучшения условий эксплуатации каждая система шин щита постоянного тока разделена на две секции, связанные между собой рубильниками. В качестве зарядно-подзарядных агрегатов применены стабилизированные выпрямительные агрегаты (один рабочий, другой резервный).

Для повышения надежности питания потребители оперативного постоянного тока разделяют на группы (сеть питания электромагнитов включения; сеть управления, защиты и автоматики; сеть сигнализации и т.п.), каждая из которых подключается не менее чем двумя взаимно резервируемыми линиями к разным секциям шин щита постоянного тока.

9. Показатели качества электроэнергии

9.1 Регулирование напряжения

Выбранные для подстанции трансформаторы снабжены устройствами автоматического регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Поэтому регулирование напряжения другими способами не требуется. Более того, регулирование напряжения под нагрузкой другими средствами является более сложным и дорогим, а регулирование со снятием нагрузки не удовлетворяет требованиям бесперебойности питания.

Регулирование напряжения обмотки ВН производится в пределах ±16% относительно номинального (10-я ступень). Устройства РПН позволяют регулировать напряжение с шагом 1,778% от среднего номинального значения напряжения на высшей стороне трансформатора (115 кВ). Устройство имеет 19 ступеней регулирования (9 ступеней вниз от Uср.н и 9 ступеней вверх от Uср.н).

Трансформаторы оборудованы на стороне 110кВ устройством регулирования напряжения под нагрузкой типа РСЧ - Ш - 400 с моторным приводом МЗ - 2, управление приводом осуществляется при помощи ключа управления на приводе, а также дистанционно при помощи ключей управления на панели ГЩУ. Для настройки предусмотрена возможность ручного управления при помощи рукоятки (12 оборотов рукоятки соответствует одной ступени регулирования).

9.2 Компенсация реактивной мощности

Одним из основных вопросов, решаемых при проектировании и эксплуатации систем электроснабжения, является вопрос о компенсации реактивной мощности, включающий расчет и выбор компенсирующих устройств, их регулирование и размещение на территории предприятия.

Передача значительной реактивной мощности по линиям и через трансформаторы невыгодна по следующим причинам:

- возникают дополнительные потери активной мощности и энергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью;

- возникают дополнительные потери напряжения, которые особенно существенны в сетях, питающих системы электроснабжения промышленных предприятий.

Следовательно, необходимо, насколько это технически и экономически целесообразно, предусматривать дополнительные мероприятия по уменьшению потребляемой реактивной мощности.

Для компенсации реактивной мощности используются синхронные компенсаторы, синхронные двигатели, конденсаторные установки.

К секциям I-2, II-2 и III-2 подключены синхронные двигатели мощностью 10 МВт, 9 МВт и 9 МВт соответственно. В среднем их загрузка составляет 30% (по данным центра электроснабжения ОАО "НЛМК"). Рассчитаем максимальную реактивную мощность, которую могут генерировать эти двигатели в сеть.

где Рс.дn - усредненная фактическая загрузка n-го двигателя, кВт,

tgц - тангенс угла сдвига фаз рассматриваемых синхронных двигателей, определяемые из [5, табл. 15-3] в зависимости от номинального значения cosц и загрузки двигателей.

Максимальное потребление реактивной мощности по ГПП-9 составляет 20 Мвар. Рассчитаем величину cosц с учетом компенсации реактивной энергии синхронными двигателями.



где S - величина получасового максимума нагрузки подстанции, МВА.

Приведенный расчет показывает, что применения дополнительных устройств компенсации реактивной энергии не требуется.

9.3 Расчет потерь мощности и напряжения

Потери электроэнергии в трансформаторах состоят из постоянных потерь в стали ДРс и переменных потерь в меди обмоток ДРм.

Потери в стали устанавливаются заводами при испытании холостого хода. Эти потери в трансформаторах зависят не от нагрузки, а от рабочего напряжения. В технико-экономических расчетах эти потери определяются без учета изменения напряжения.

Определение переменных потерь активной мощности, или электроэнергии, в трансформаторах усложняется, так как потери находятся в квадратичной зависимости от тока.

Потери активной энергии в год [18, c.31]:

(9.3.1)

где t - число часов работы трансформатора в год, ч;

n - число трансформаторов;

ф - условное время потерь, ч.

Условное время потерь - это условное время, в течение которого в трансформаторе, работающем с постоянной максимальной нагрузкой, теряется такое же количество энергии, как и при работе по действительному переменному графику. При пятичасовом максимуме в день и при cosц = 0,93 по рис. 7 [18, с. 31] принимаем ф = 1000 ч.

Подставив в формулу известные значения, получим:

Стоимость потерь электроэнергии при цене Со = 1,2 руб/кВт•ч равна:

Потери в токоведущих частях находятся следующим образом:

(9.3.4)

где t - время работы линии в году, ч;

Iн - средний ток нагрузки линии, А;

rуд - удельное активное сопротивление линии, Ом/км;

lл - длина линии, км;

n - число параллельных линий.

Значение удельных сопротивлений кабелей 6 - 10 кВ примем в соответствии c табл. П.8 [8].

Рассчитанные по потери электроэнергии сведены в таблицу 9.1.

Таблица 9.1. Потери в кабельных линиях

Секция	Ячейка	Присоединение	Кабель	Iн, А	rуд, Ом/км	?Эл, кВт•ч
			Тип	n	l, км
I-1	9	ФЛЦ, печь 1	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	0,48	408	0,164	57396
	12	ФЛЦ, печь 2	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	0,48	408	0,164	57396
I-2	4	РУ-10 кВ "Сигран", яч.3	АПвЭоГП-10-3Ч150	2	2,3	272	0,206	153535
	5	п/ст. 49, яч. 13, 15	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	0,48	560	0,206	90546
	102	КС №1, К-1500 №7 10000 кВт, яч. 5	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	0,85	630	0,206	202932
	104	КЦ-2 КТ-7 тр-р 630 кВА	АПвЭоГП-10-3Ч150	1	1,8	235	0,206	179382
	108	п/ст. 2, яч. 13	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	1,79	470	0,206	237848
	109	п/ст. 1"Н", яч.1	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	0,98	470	0,164	155503
II-1	15	РУ-10 кВ "Сигран", яч.2	АПвЭоГП-10-3Ч150	2	2,3	272	0,206	153535
	16	п/ст. 12, яч. 17	АПвЭоБГ-10-3Ч185	2	0,75	470	0,164	119008
	20	п/ст. 4"Р", яч.5, п/ст. 4"С", яч.51	АПвЭоВнг-10-3Ч150	5	0,7	1050	0,206	278534
	27	п/ст. 49, яч. 14, 16	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	0,48	560	0,206	90546
	28	ЦРП-3 КХП, яч. 21,23	АПвЭоБГ-10-3Ч185	4	2,28	940	0,164	723567
	33	ГПП-1, яч. 11	АПвЭоБГ-10-3Ч185	4	1,59	870	0,164	432239
II-2	80	п/ст. 16, яч. 11	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	2,82	630	0,206	673256
	81	РП-20 ККЦ-1	АПвЭоБГ-10-3Ч150	3	1,3	555	0,206	240868
	84	СД №3 9000 кВт К-1500 №4, яч. 3	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	0,82	630	0,206	195769
	91	п/ст. 48, яч. 13	АПвЭоБГ-10-3Ч150	3	0,57	683	0,206	159943
	92	п/ст. 11, яч. 6	АПвЭоБГ-10-3Ч185	2	1,09	330	0,164	85265
	93	п/ст. 12, яч. 7, 8	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	0,75	470	0,164	119008
	96	РП-11 ГЭС, яч. 12	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	1,5	235	0,164	59504
III-1	63	п/ст. 4"Р", яч.5, п/ст. 4"С", яч.51	АПвЭоВнг-10-3Ч150	5	0,7	1175	0,206	348799
	67	ПВС ТЭЦ	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	1,8	630	0,206	429738
	74	ЦРП-1 КХП, яч. 17	АПвЭоВнг-10-3Ч150	2	1,87	430	0,206	311975
	76	п/ст. 1"Н", яч. 56	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	1,02	470	0,164	161850
III-2	38	ЦРП-3 КХП, яч. 20, 22	АПвЭоБГ-10-3Ч185	4	2,28	940	0,164	723567
	39	п/ст. 48, яч. 20	АПвЭоБГ-10-3Ч185	3	0,5	683	0,164	111696
	46	СД №52 9000 кВт К-1500 №2, яч. 11	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	0,83	630	0,206	198157
	49	РП-11 ГЭС, яч. 8	АПвЭоВнг-10-3Ч185	2	1,5	235	0,164	59504
	50	п/ст. 3, яч. 42	АПвЭоВнг-10-3Ч150	3	1,73	630	0,206	413026
	51	МЦМО, КТП-67 "а"	АПвЭоВнг-10-3Ч95	1	0,3	155	0,32	20204

Суммарные потери в кабельных линиях ?Эл на напряжении 10 кВ составляют:

Общие потери электроэнергии в трансформаторах и кабельных линиях ?Э на напряжении 10 кВ определим так:

Определим потери напряжения в линиях 110 кВ и 10 кВ.

Расчёт потерь напряжения производим по формуле:

(9.3.7)

где -удельные активные и реактивные сопротивления кабельных линий, Ом/км;

-потребляемая активная и реактивная мощности, кВт, кВАр,

- номинальное напряжение кабельных линий, кВ;

Относительные потери напряжения в линии в номинальном режиме определяются по формуле:

(9.3.8)

где - номинальное напряжение кабельных линий, В;

Расчет потерь напряжения по КЛ 110 кВ и КЛ 10 кВ приведен в таблице 9.2.

Таблица 9.2 Потери напряжения по КЛ ГПП-9

Ячейка	rуд	xуд	P, кВт	Q, кВАр	L, км	Uн, кВ	ДU, В	U, %
Кл 10кВ яч.9	0,164	0,099	7 049	2 317	0,48	10,5	31,67	0,3
Кл 10кВ яч.12	0,164	0,099	7 049	2 317	0,48	10,5	31,67	0,3
Кл 10кВ яч.4	0,206	0,103	4 699	1 545	2,3	10,5	123,45	1,18
Кл 10кВ яч.5	0,206	0,103	9 675	3 180	0,48	10,5	35,36	0,34
Кл 10кВ яч.102	0,206	0,103	10 884	3 578	0,85	10,5	70,45	0,67
Кл 10кВ яч.104	0,206	0,103	4 060	1 335	1,8	10,5	166,95	1,59
Кл 10кВ яч.108	0,206	0,103	8 120	2 669	1,79	10,5	110,67	1,05
Кл 10кВ яч.109	0,164	0,099	8 120	2 669	0,98	10,5	74,48	0,71
Кл 10кВ яч.15	0,206	0,103	4 699	1 545	2,3	10,5	123,45	1,18
Кл 10кВ яч.16	0,164	0,099	8 120	2 669	0,75	10,5	57	0,54
Кл 10кВ яч.20	0,206	0,103	18 141	5 961	0,7	10,5	58,01	0,55
Кл 10кВ яч.27	0,206	0,103	9 675	3 180	0,48	10,5	35,36	0,34
Кл 10кВ яч.28	0,164	0,099	16 240	5 338	2,28	10,5	173,27	1,65
Кл 10кВ яч.33	0,164	0,099	15 031	4 940	1,59	10,5	111,84	1,07
Кл 10кВ яч.80	0,206	0,103	10 884	3 578	2,82	10,5	233,71	2,23
Кл 10кВ яч.81	0,206	0,103	9 589	3 150	1,3	10,5	94,91	0,9
Кл 10кВ яч.84	0,206	0,103	10 884	3 578	0,82	10,5	67,96	0,65
Кл 10кВ яч.91	0,206	0,103	11 800	3 878	0,57	10,5	51,21	0,49
Кл 10кВ яч.92	0,164	0,099	5 701	1 875	1,09	10,5	58,16	0,55
Кл 10кВ яч.93	0,164	0,099	8 120	2 669	0,75	10,5	57	0,54
Кл 10кВ яч.96	0,164	0,099	4 060	1 335	1,5	10,5	57	0,54
Кл 10кВ яч.63	0,206	0,103	20 300	6 673	0,7	10,5	64,92	0,62
Кл 10кВ яч.67	0,206	0,103	10 884	3 578	1,8	10,5	149,18	1,42
Кл 10кВ яч.74	0,206	0,103	7 429	2 442	1,87	10,5	158,67	1,51
Кл 10кВ яч.76	0,164	0,099	8 120	2 669	1,02	10,5	77,52	0,74
Кл 10кВ яч.38	0,164	0,099	16 240	5 338	2,28	10,5	173,27	1,65
Кл 10кВ яч.39	0,164	0,099	11 800	3 878	0,5	10,5	36,81	0,35
Кл 10кВ яч.46	0,206	0,103	10 884	3 578	0,83	10,5	68,79	0,66
Кл 10кВ яч.49	0,164	0,099	4 060	1 335	1,5	10,5	57	0,54
Кл 10кВ яч.50	0,206	0,103	10 884	3 578	1,73	10,5	143,38	1,37
Кл 10кВ яч.51	0,32	0,112	2 678	880	0,3	10,5	27,3	0,26
КЛ 110кВ 1	0,164	0,141	18 922	6 220	1,73	115	29,94	0,03
КЛ 110кВ 2	0,164	0,141	20 814	6 842	1,89	115	35,98	0,03
КЛ 110 кВ 3	0,164	0,141	23 653	7 773	1,73	115	37,42	0,03

Допустимыми являются потери до 5%, таким образом, все линии обеспечивают приемлемое качество передаваемого напряжения.

9.4 Учет электрической энергии и автоматика на подстанции

Любой производственный технологический процесс тесно увязан с электроснабжением производственного оборудования и является основным потребителем электроэнергии на предприятии. Поэтому важной и неотъемлемой частью автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) является контроль и управление электротехническим оборудованием (выключатели, трансформаторы и т.п.) для обеспечения бесперебойного снабжения основного производства электроэнергией и уменьшения времени простоя оборудования при авариях.

В настоящее время широко внедряются современные микропроцессорные устройства защиты, автоматики и управления (терминалы РЗА) различного первичного электротехнического оборудования всех уровней напряжения. Терминалы применяются в схемах вторичной коммутации для использования в качестве основных и резервных защит.

Одновременно с выполнением функций РЗА терминалы являются интерфейсными устройствами нижнего уровня (УСО) для построения систем управления. Терминалы могут передавать измеряемые величины, параметры аварийных режимов, значения уставок, осциллограммы, информацию о состоянии оборудования в АСУ, а также выполнять дистанционное управление объектом автоматизации.

Интеграция терминалов РЗА в АСУ позволяет снизить капитальные затраты на оборудование УСО при создании АСУ электроснабжения.

Терминалы РЗА серии RЕx54x выполнены на микропроцессорной элементной базе и предназначены для защиты различного первичного электротехнического оборудования. Терминалы применяются в схемах вторичной коммутации для использования в качестве основных и резервных защит напряжением 0,4 - 35 кВ.

Все терминалы осуществляют индикацию текущих и аварийных значений токов и напряжений, уставок и сработавших каналов на цифровом дисплее.

Одновременно с выполнением функций РЗА терминалы являются интерфейсными устройствами нижнего уровня для построения систем управления энергообъекта. Терминалы могут передавать измеряемые величины, параметры аварийных режимов, значения уставок, осциллограммы, информацию о состоянии оборудования в АСУ, а также производить дистанционное управление объектом.

Терминалы RTU200 и RTU560 используются в качестве контроллеров процесса и устройств телемеханики, легко адаптируются к различным средам передачи и режимам трафика. Терминалы имеют модульную структуру и могут применяться на объектах с числом сигналов от 20 до 1800. терминалы позволяют гибко программировать режимы сбора, первичной обработки и передачи данных и обеспечивает выполнение функций локальной автоматики.

Терминалы RTU в основном поставляются в виде шкафов контроллеров.

Устройства сигнализации серии SACO16D предназначены для организации местной или центральной системы сигнализации энергообъекта.

Устройство отображает на местном табло групповой или индивидуальный аварийный сигнал, управляет звуковой сигнализацией. SACO16D имеет порт связи для подключения в АСУ.

Устройство сбора и передачи данных (УСПД) является концентратором данных и предназначено для подключения терминалов РЗА и счетчиков электроэнергии удаленных энергообъектов в АСУ. УСПД выполняет функции сбора, предварительной обработки и хранения данных.

УСПД типа SRIO1000 используется для интеграции в систему управления терминалов РЗА и дополнительно позволяет подключить по месту переносное автоматизированное рабочее место (АРМ) электрика (релейщика) для работы с защитами и принтер событий. Для обмена с АСУ верхнего уровня используются стандартные протоколы ANSI и MODBUS.

УСПД типа RTU300 предназначено для обеспечения функционирования локальной системы АСКУЭ на предприятии и выполняет следующие функции:

- сбор измерений с цифровых и импульсных выходов счетчиков;

- расчет именованных параметров электроэнергии;

- ведение архивов;

- поддержка коммуникации с локальной АСУ и удаленным АРМ Энергосбыта.

Терминалы серий REx5xx и RЕx316 предназначены в основном для защиты высоковольтного оборудования:

REB - защита шин и выключателей;

REF - защита фидеров;

RET - защита трансформатора;

REL - защита линии.

Терминалы защит и управления в основном поставляются в виде комплектных шкафов и панелей защиты объектов различного назначения.

Терминалы имеют порты связи для подключения в АСУ.

Для технического и коммерческого учета электроэнергии используются цифровые счетчики "Альфа". Счетчики "Альфа" выполняют:

- учет электроэнергии по 4 тарифам, 4 сезонам, 4 типам недель с классом точности 0,2S и 0,5S;

- контроль качества электроэнергии;

- измерение активной и реактивной энергии в двух направлениях;

- хранение графика нагрузки;

- передачу результатов измерения по цифровым и импульсным каналам.

Система наблюдения SMS является автоматизированной системой мониторинга терминалов РЗА и в основном используется в качестве инструмента инженера-релейщика (электрика).

Система SMS позволяет быстро перенастраивать уставки терминалов РЗА, выявлять и устранять любые несоответствия, считывать осциллограммы, как непосредственно с терминала, так и с удаленного рабочего места. Система SMS может быть легко расширена до системы автоматизации объекта.

Система автоматизации электроснабжения MicroSCADA.

MicroSCADA является многоуровневой системой наблюдения и управления электроснабжением на единой программной базе. Основная роль MicroSCADA заключается в том, что данный программный продукт позволяет объединить воедино самое разное оборудование и программное обеспечение на любом уровне АСУ.

Специалистами "АББ Автоматизация" разработан программно-технический комплекс UNICON, предназначенный для организации передачи данных из системы MicroSCADA в системы верхнего и нижнего уровней. UNICON позволяет реализовывать множество протоколов связи без встраивания их в систему MicroSCADA.

Система MicroSCADA представляет собой открытую программно-аппаратную среду для построения автоматизированных систем контроля и управления распределенными объектами электроэнергетического назначения. В системе реализован полный набор функций для автоматизации:

- сбор, передача и обработка информации поступающей от устройств контроля и управления электроснабжением;

- хранение данных и отображение информации на экранах мониторов и панелях щитов;

- дистанционное управление выключателями в режиме реального времени;

- технический и коммерческий учет электроэнергии;

- возможность полного контроля параметров терминалов РЗА, интегрированных в систему.

Система функционирует на базе стандартных персональных компьютеров (ПК) с операционной системой WINDOWS NT4. Персональные компьютеры, объединенные локальной вычислительной сетью типа Ethernet с протоколом TCP/IP, многократно повышают оперативность персонала.

Функция учета выполняет контроль потребления электроэнергии, в том числе возможные превышения заявленного максимума во время 30-минутного максимума. Возможное превышение фиксируется аварийным сигналом. Особую актуальность эта функция приобрела в условиях современного рынка электроэнергии, когда цена электроэнергии постоянно растет. Система MicroSCADA применяется в энергетике более 15 лет. К настоящему времени установлены и эксплуатируются более 1400 одно- и многоуровневых систем диспетчерского управления более чем в 40 странах мира. В России насчитывается более трех десятков энергообъектов с системой MicroSCADA.

Система MicroSCADA обеспечивает выполнение следующего комплекса информационно-технологических задач и базовых функций:

- контроль состояния и дистанционное управление объектами автоматизации;

- формирование предупредительных и аварийных сигналов и сообщений;

- протоколирование событий и действий оператора;

- разграничивание прав доступа пользователей к функциям и данным;

- быстрая локализация мест повреждений;

- обеспечение динамической окраски схем энергообъектов;

- автоматическое выполнение заранее разработанных последовательностей переключений с контролем правильности операций;

- автоматизация контроля безопасности в местах проведения работ;

- реализация механизма блокировки от ошибочных действий при управлении устройствами;

- гибкая интеграция с оборудованием производства концерна АББ (удаленными терминалами серии RTU, релейными терминалами серий REx500, REx316, счетчиками электроэнергии ALPHA и др.).

- автоматическая самодиагностика состояния оборудования системы.

Дополнительные функции:

- конфигурируемые формы журналов событий и аварийных сигналов в системе;

- оперативное ведение списка блокировок по управлению, сигнализации, сообщениям;

- идентификацию аварийных сообщений и сигналов в зависимости от их важности;

- оперативную блокировку/разблокировку сигналов и управляющих команд по группам и подгруппам устройств;

- дистанционный просмотр и изменение уставок терминалов РЗА, чтение параметров счетчиков АЛЬФА;

- отображение отчетов (таблицы, графики, диаграммы) по запросу оператора;

- диагностика первичного электрооборудования (выключатель, трансформатор);

- возможность стыковки с устройствами АСУ ТП отечественных и зарубежных производителей с применением стандартных протоколов обмена, специальных адаптеров и преобразователей протоколов.

Сервисные возможности системы могут быть легко расширены пользователями в процессе эксплуатации с помощью прилагаемых инструментальных средств, т.к. система является программно открытой.

Структура аппаратной части системы MicroSCADA может быть представлена двумя подсистемами: верхнего и нижнего уровней.

Подсистема верхнего уровня устанавливается, как правило, на центральном диспетчерском пункте (ДП) и содержит следующее оборудование:

- один или более базовых серверов MicroSCADA;

- сервер связи, встроенный в ПК базового сервера или отдельный;

- графические рабочие станции (АРМ) пользователей;

- периферийное офисное и специальное оборудование (принтеры, устройства звуковой и световой сигнализации, устройства синхронизации времени, мнемощиты и др.).

Перечисленные устройства объединяются локальной вычислительной сетью (ЛВС). На случаи непредвиденных отказов серверы и линии ЛВС могут резервироваться. Подсистему нижнего уровня образуют устройства сопряжения с объектом (УСО):

- удаленные терминалы (RTU) и устройства телемеханики (ТМ);

- программируемые логические контроллеры (PLC);

- цифровые терминалы релейной защиты и автоматики (РЗА);

- счетчики АЛЬФА и др.

В подсистему нижнего уровня входят и устройства связи, объединяющие оборудование верхнего и нижнего уровней одной и более систем в единый информационно-вычислительный комплекс.

Связь между подсистемами любых уровней осуществляется с помощью устройств дистанционной связи (модемы, адаптеры, шлюзы и др.). Сеть MicroSCADA может подключаться к ЛВС программно-технических комплексов "третьей стороны".

На подстанции ГПП-9 предлагается установка микропроцессорных терминалов защиты REF541 на отходящих ячейках, RET316 - для защиты трансформаторов, REL511 - для защиты питающих кабельных линий 110 кВ.

В качестве приборов коммерческого учета электроэнергии предлагается установка цифровых счетчиков ALPHA. Все устройства контроля и учета электроэнергии предлагается объединить в систему MicroSCADA. Предлагается также создание системы наблюдения и управления на подстанции.

10. Релейная защита

10.1 Анализ аварийных режимов на подстанции

Согласно статистическим данным наиболее частым аварийным режимом на ГПП-9 является короткое замыкание. Причинами к.з. обычно являются нарушения изоляции, вызванные её механическими повреждениями, старением, перекрытием проводников фаз посторонними предметами, перенапряжениями, неудовлетворительным уходом за оборудованием. Часто причиной коротких замыканий являются неправильные действия обслуживающего персонала. Примерами таких действий являются ошибочные включения разъединителей на закоротку, ошибочные действия при переключениях в главных схемах и в схемах релейной защиты и автоматики.

Обычно развитие аварий может быть предотвращено быстрым отключением поврежденного участка электрической установки или сети при помощи специальных автоматических устройств, действующих на отключение выключателей.

Таким образом, основным назначением релейной защиты является быстрое автоматическое отключение выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной неповрежденной части электрической установки или сети.

Кроме повреждений электрического оборудования, приводящих к многофазным к.з., могут возникать такие нарушения нормальных режимов работы, как перегрузка, замыкание на землю одной фазы в сети с изолированной нейтралью, выделение газа в результате разложения масла в трансформаторе или баке РПН, понижение уровня масла в расширителе трансформатора, ненормальное повышение температуры масла трансформатора.

В большинстве указанных случаев нет необходимости немедленного отключения оборудования, так как эти явления не представляют непосредственной опасности для оборудования и могут самоустраниться (исключение составляет газогенерация в трансформаторе или в РПН, свидетельствующая о повреждении трансформатора). Поэтому при нарушении нормального режима работы на подстанциях с постоянным обслуживающим персоналом, как правило, достаточно дать предупредительный сигнал персоналу подстанции.

Таким образом, вторым назначением релейной защиты является выявление нарушений нормальных режимов работы оборудования, которые могут привести к аварии, и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу.

При выполнении релейной защиты, действующей на отключение, в сетях с глухозаземленной нейтралью (110 кВ) учитываются трехфазные, двухфазные (между двумя фазами), двухфазные на землю и однофазные короткие замыкания. В этих сетях защита выполняется двумя комплектами: комплектом от междуфазных КЗ, включенным на полные токи и напряжения фаз, и комплектом от КЗ на землю, включенным на токи и напряжения нулевой последовательности.

В сетях с изолированной нейтралью или нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор, (распределительная сеть 10 кВ) при выполнении релейной защиты, действующей на отключение, учитываются многофазные КЗ и двухфазные КЗ на землю. При однофазных замыканиях на землю защита, как правило, выполняется действующей на сигнал. В этих сетях выполняют защиту от всех видов КЗ, включенной на полные токи и напряжения либо переключаемой на слагающие нулевой последовательности.

На трансформаторах принято выполнять защиту, действующую на отключение при всех видах многофазных и однофазных КЗ на выводах и в обмотках, а также при витковых КЗ и возникновении "пожара" железа, который вызывается вихревыми токами при нарушении изоляции между пластинами шихтованного магнитопровода. Повреждение сопровождается горением дуги и выделением газов в результате разложения масла и других изолирующих материалов.

Ненормальными режимами работы, которые учитываются при выполнении релейной защиты, являются сверхтоки внешних КЗ, сверхтоки перегрузок, а для маслонаполненных трансформаторов также понижение уровня масла.

Термическое воздействие сверхтоков может привести к преждевременному износу и повреждениям изоляции. От сверхтоков внешних КЗ используется защита, выполняющая функции резервной при отказе защит или выключателей смежных поврежденных элементов.

На трансформаторах защита от сверхтоков выполняется с выдержками времени и действует на сигнал, автоматическую разгрузку или отключение.

10.2 Анализ существующей системы релейной защиты и автоматики. Предпосылки к модернизации

Установленные на данный момент устройства релейной защиты и автоматики на ГПП-9 удовлетворяют требованиям [2, гл. 3.2], т.е. их набор, селективность действия и чувствительность обеспечивают защиту оборудования от ненормальных режимов работы и бесперебойное снабжение потребителей электроэнергией.

В то же время фактический срок эксплуатации электромеханических реле значительно превышает их заявленный срок службы. Следствием этого является рост количества случаев изменения характеристик или повреждений элементов реле, выявленных при проведении планового технического обслуживания и при анализе случаев неправильной работы, а также рост относительного числа отказов функционирования. Также имеет место неудовлетворительное состояние изоляции контрольных кабелей и монтажных проводов (малое сопротивление изоляции, её высыхание и хрупкость). Наличие этих факторов выливается в невозможность восстановления требуемых характеристик устройств при проведении технического обслуживания.

Перечисленные выше недостатки отрицательно влияют на надежность защиты электрооборудования подстанции и являются достаточными для проведения модернизации системы РЗиА на подстанции.

Цель модернизации - замена электромеханических реле цифровыми терминалами защиты, как более надежными и малообслуживаемыми. Надежность данных устройств в первую очередь связана с отсутствием подвижных механических частей. Кроме того, применение микропроцессорных комплектов защиты и управления позволит создать автоматизированную систему управления электроснабжением комбината.

10.3 Выбор защит и противоаварийной автоматики

Необходимый объем защит оборудования подстанций и противоаварийной автоматики, зоны их действия, их селективность и чувствительность, а также типы и зоны действия резервных защит регламентируются Правилами устройства электроустановок. При выборе необходимого набора защит будем руководствоваться указаниями [2, гл. 3.2].

Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электроустановки с помощью выключателей. Если повреждение непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал.

Релейная защита, действующая на отключение, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.

На каждом из элементов электроустановки должна быть предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем, меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит.

Если основная защита элемента обладает абсолютной селективностью, то на данном элементе должна быть установлена резервная защита, выполняющая функции не только дальнего, но и ближнего резервирования, т. е. действующая при отказе основной защиты данного элемента или выведении ее из работы.

Согласно для трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла.

Кроме того, для трансформаторов мощностью более 6,3 МВА должна быть предусмотрена газовая защита. 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 избирателей РПН, размещаемых в отдельном баке, следует предусматривать отдельное газовое реле.

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более. Указанная зашита должна действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

На понижающих трансформаторах мощностью 1 МВ·А и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена максимальная токовая защита с действием на отключение. При выборе тока срабатывания максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные токи перегрузки и ток самозапуска электродвигателей, питающихся от трансформаторов.

Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции, следует устанавливать со стороны питания и со стороны каждой секции.

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

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал.

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена, как правило, с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Для защиты линии от многофазных замыканий применяется максимальная токовая защита, выполненная комбинацией мгновенных токовых реле и реле времени.

Для линий в сетях 110 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю.

Специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной и двойной систем шин 6-10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе.

Устройства АВР должны предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточиванию электроустановок потребителя. [2, п. 3.3.30]

Устройство АВР при отключении выключателя рабочего источника питания должно включать, как правило, без дополнительной выдержки времени, выключатель резервного источника питания. При этом должна быть обеспечена однократность действия устройства. [2, п. 3.3.32] На каждом секционном выключателе 10 кВ предусматривается автоматическое включение резерва. АВР выполнено с пуском минимального напряжения. На стороне 380-220В щита собственных нужд предусматривается АВР секционного автомата при исчезновении напряжения на одной из секций шин 380-220 В.

Согласно [2, п. 3.3.79] автоматическая частотная разгрузка предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (АЧРII).

Устройства АЧР должны устанавливаться, как правило, на подстанциях энергосистемы. Допускается их установка непосредственно у потребителей под контролем энергосистемы.

Объемы отключения нагрузки устанавливаются, исходя из обеспечения эффективности при любых возможных дефицитах мощности; очередность отключения выбирается так, чтобы уменьшить ущерб от перерыва электроснабжения, в частности должно применяться большее число устройств и очередей АЧР, более ответственные потребители должны подключаться к более дальним по вероятности срабатывания очередям.

В соответствии с [2] на вводах 10 кВ трансформаторов предусматривается устройство автоматического повторного включения - АПВ с проверкой отсутствия напряжения. Пуск АПВ осуществляется от максимальной токовой защиты, установленной на вводах 10 кВ от трансформаторов. При к.з. на шинах 10 кВ, реле пуска АПВ осуществляется запрет действия АВР.

Действие АЧР должно быть согласовано с работой устройств АПВ и АВР. Недопустимо уменьшение объема АЧР за счет действия устройств АВР или персонала.

10.4 Расчет уставок релейной защиты

10.4.1 Расчет уставок релейной защиты отходящего кабеля 10 кВ

Максимальный рабочий ток кабеля, питающего РУ-10 кВ "Сигран", примем равным суммарному номинальному току трансформаторов, установленных в цехе "Сигран".

Для защиты линии от многофазных замыканий применяется максимальная токовая защита, выполненная комбинацией мгновенных токовых реле и реле времени. Отстраивается защита от максимального рабочего тока присоединения.

Для защиты от многофазных замыканий ток срабатывания будет равен:

где kн = 1,2 - коэффициент надежности;

кв = 0,95 - коэффициент возврата.

Ток срабатывания реле определяется как



где kсх = 1 - при соединении трансформаторов тока по схеме неполной звезды.

Максимальная выдержка времени, равная 0,5 с, принята для токовой защиты трансформаторов, установленных в РУ-10 кВ "Сигран". Выдержка времени максимальной токовой защиты кабельной линии принимается на ступень селективности больше.

tпосл = tпред + Дt = 0,5 + 0,5 = 1,0 с, (10.4.1.4)

где Дt - ступень выдержки времени.

Защита кабельной линии от однофазных замыканий на землю выполняется с действием на сигнал. Для защиты используется трансформатор тока нулевой последовательности типа ТЗЛ. Ток срабатывания защиты отстраивается от емкостного тока данной линии при повреждении на другой линии.

Ток срабатывания защиты

Iс.з. = kн · Iс = 2 · 6,7 = 13 А, (10.4.1.5)

где kн - коэффициент надежности, учитывающий бросок зарядного тока,

Iс - собственный емкостный ток замыкания на землю данной линии.

где l - длина кабельной линии, км,

n - число кабелей в линии,

S - сечение жилы кабеля, мм,

Uн - номинальное напряжение линии, кВ.

Проверяется чувствительность защиты по общему току замыкания на землю, за вычетом собственного емкостного тока кабельной линии

Данный коэффициент чувствительности удовлетворяет условию кч ? 1,5 для токов повышенной частоты (в системах с изолированной нейтралью) [2, п. 3.2.21].

10.4.2 Расчет уставок релейной защиты трансформатора

На понижающих трансформаторах релейная защита осуществляется с помощью нескольких типов защит, дополняющих и резервирующих друг друга. Такое резервирование называется ближним. Оно осуществляется не только установкой на трансформаторе двух защит, действующих при одних и тех же видах повреждений, но и путем разделения их цепей, например включения продольной дифференциальной и максимальной токовой защит на разные трансформаторы тока, применения разных источников оперативного тока, установки двух выходных реле. Для повышения эффективности ближнего резервирования следует стремиться к повышению чувствительности защит.

Наряду с ближним резервированием защита понижающего трансформатора должна осуществлять дальнее резервирование, т. е. действовать при к.з. в сети НН в случаях отказа собственной защиты или выключателя поврежденного элемента этих сетей. Осуществлять дальнее резервирование способны лишь защиты с относительной селективностью. Из перечисленных защит трансформаторов к ним относятся только максимальная токовая защита от внешних междуфазных к.з. При разработке схем этих защит и при выборе уставок следует стремиться к увеличению их чувствительности.

Продольная дифференциальная защита трансформатора

Дифференциальная токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов. Выпускаются специальные реле для дифференциальных защит серий РНТ и ДЗТ. Для защиты силовых трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой, как правило, применяются реле ДЗТ с насыщающимися трансформаторами тока (НТТ) и магнитным торможением сквозным (циркулирующим) током дифференциальной защиты. Исключение могут составлять трансформаторы с малыми величинами токов к. з. при повреждениях на стороне низшего напряжения, для которых более высокую чувствительность обеспечивают реле РНТ.

Дифференциальная защита трансформаторов имеет несколько особенностей, отличающих ее от продольных дифференциальных защит других элементов:

1) необходимость отстройки от бросков намагничивающего тока, возникающих при включении ненагруженного трансформатора под напряжение или при восстановлении напряжения после отключения внешнего к.з. в питающей сети;

2) необходимость отстройки от токов небаланса, обусловленных неполным выравниванием действия неодинаковых вторичных токов в плечах дифференциальной защиты, что вызывается:

а) невозможностью точной установки на коммутаторе реле РНТ и ДЗТ расчетных чисел витков уравнительных обмоток; этим вызывается появление составляющей тока небаланса, обозначаемой Iнб;

б) регулировкой коэффициента трансформации защищаемого трансформатора с РПН; этим вызывается изменение вторичных токов только в одном из плеч дифференциальной защиты, что приводит к появлению составляющей тока небаланса, обозначаемой Iнб;

в) существует составляющая тока небаланса Iнб, обусловленная разностью намагничивающих токов трансформаторов тока в плечах защиты. Эта составляющая, характерная для всех дифференциальных защит, может быть особенно значительной для дифференциальных защит трансформаторов, поскольку они характеризуются большими и значительно отличающимися друг от друга сопротивлениями нагрузки трансформаторов тока в плечах защиты и параметрами трансформаторов тока.

При выборе тока срабатывания (Iс.з.) защиты трёхобмоточного трансформатора определяющими являются те же условия, по которым определяется Iс.з. двухобмоточного трансформатора. При этом для упрощения одна из обмоток отключена, и расчёт ведётся как для двухобмоточного. Потом идёт расчёт с отключением другой обмотки. Выбранные в предыдущем расчёте параметры остаются неизменными. Произведём расчёты только для одной обмотки, так как имеем двухобмоточный трансформатор с расщеплённой низшей обмоткой - параметры низших обмоток одинаковы.

Определяем средние значения первичных и вторичных номинальных токов для всех сторон защищаемого трансформатора и заносим их в таблицу 10.1.

Таблица 10.1. Средние значения номинальных токов трансформатора

Наименование величины	Численное значение для стороны
	115 кВ	10,5 кВ
Первичный номинальный ток трансформатора, А
Коэффициент трансформации трансформатора тока nт	1000/5	3200/5
Схема соединения трансформаторов тока
Вторичный ток в плечах защиты, А

Методика расчета тока небаланса соответствует [19, глава 9].

Ток небаланса определяется как:

Iнб = Iнб + Iнб + Iнб, (10.4.2.1)

где Iнб - ток небаланса, обусловленный погрешностью трансформаторов тока;

Iнб - ток небаланса, обусловленный регулированием коэффициента трансформации под нагрузкой;

Iнб - ток небаланса, обусловленный неравенством токов в цепи циркуляции от различных групп трансформаторов тока.

Определяется первичный ток небаланса без учета составляющей IНБ, так как неизвестно, насколько точно удастся в ходе расчета подобрать числа витков НТТ реле.

Первичный ток небаланса, приведенный к регулируемой стороне ВН:

Iнб = Iнб + Iнб = (капер · кодн · + ?U) · Iк.макс. = (1 · 1 · 0,1 + 0,053) · (28320 · 10,5/115) = 395 А. (10.4.2.2)

где кодн - коэффициент однотипности трансформаторов тока, равен 1 при неоднотипных трансформаторах тока;

капер - коэффициент апериодичности, учитывающий повышенные значения намагничивающих токов переходного режима к.з. и принимаемый для защит, работающих без выдержки времени, равным 1 при условии использования реле с торможением;

е = 0,1 - допустимая относительная погрешность трансформаторов тока;

?U = 0,053 - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора (принимается равным половине полного диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне трансформатора).

Определим предварительное, без учета Iнб, значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:

Iс.з. кн · Iнб = 1,3 · 395 = 513 А, (10.4.2.3)

где кн = 1,3 - коэффициент надёжности, учитывающий неточность расчетов.

По условию отстройки от броска тока намагничивания:

Iс.з. кн · Iном.тр. = 1,3 · 316 = 411 А. (10.4.2.4)

Произведем предварительную проверку чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия.

При двухфазном КЗ в зоне действия дифференциальной защиты ток проходит через трансформаторы тока стороны 110 кВ, соединенные в треугольник. В этом случае расчетный ток в реле дифференциальной защиты для схем треугольника с тремя реле или треугольника с двумя реле:

Ток срабатывания реле (предварительный):

Предварительное значение коэффициента чувствительности:

Далее определяем число витков обмоток реле с учетом того, что на коммутаторе реле РНТ-565 можно подобрать практически любое число витков как рабочей, так и уравнительных обмоток. Расчет начинается с выбора числа витков неосновной стороны 110 кВ, так как это питающая сторона с регулируемым напряжением.

где Fс.р - намагничивающая сила, необходимая для срабатывания реле (для реле РНТ-565 равна 100±5 А).

Примем Wнеосн. = 23 вит.

Iс.з. неосн. (сторона ВН) = 4,34 · 200/1,73 = 502 А, (10.4.2.10)

Iс.з. осн. (сторона НН) = 502 · 115/10,5 = 5500 А. (10.4.2.11)

Число витков обмотки НТТ реле РНТ, подключаемой к трансформаторам тока основной стороны:

(10.4.2.12)

Примем Wосн. = 23 вит.

Составляющая тока небаланса Iнб:

(10.4.2.13)

IНБ с учетом Iнб:

Iнб = 395 + 11,2 = 406,2 А. (10.4.2.14)

Iс.з.неосн. с учетом Iнб:

Iс.з.неосн. = 1,3 · 406,2 = 528 А. (10.4.2.15)

Окончательно принятые числа витков:

Wосн. = Wур.1 = 23 вит.

Wнеосн. = Wур.2 = 23 вит.

Проверка: 2,73 · 23 ? 2,71 · 23 (62,8 ? 62,3).

Коэффициент чувствительности при к.з. в зоне действия дифференциальной защиты (при окончательно выбранных числах витков):

Данный коэффициент чувствительности удовлетворяет условию кч 1,5 для продольной дифференциальной защиты трансформаторов [2].

Газовая защита трансформатора

Газовая защита предназначена для защиты силовых трансформаторов с масляным наполнением, снабженных расширителями, от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа, ускоренным перетеканием масла из бака в расширитель, а также от утечки масла из бака трансформатора.

Измерительным органом газовой защиты является газовое реле. Газовое реле представляет собой металлический сосуд с двумя поплавками (элементами), который врезается в наклонный трубопровод, связывающий бак трансформатора с расширителем. При нормальной работе трансформатора газовое реле заполнено трансформаторным маслом, поплавки находятся в поднятом положении и связанные с ними электрические контакты разомкнуты.

При повреждении в трансформаторе (например, витковое замыкание) под воздействием местного нагрева из масла выделяются газы, которые поднимаются вверх, к крышке бака, а затем скапливаются в верхней части газового реле, вытесняя из него масло. При этом верхний из двух поплавков опускается вместе с уровнем масла, что вызывает замыкание его контакта, действующего на предупредительный сигнал. При серьезном повреждении внутри трансформатора происходит бурное газообразование и под воздействием выделившихся газов масло быстро вытесняется из бака в расширитель. Поток масла проходит через газовое реле и заставляет сработать нижний поплавок, который дает команду на отключение поврежденного трансформатора. Этот элемент срабатывает также и в том случае, если в баке трансформатора сильно понизился уровень масла (например, при повреждении бака и утечке масла).