Данного типа выключатели обладают следующими преимуществами:

- взрыво- и пожаробезопасность;

- высокая стойкость при коммутации номинальных токов и номинальных токов отключения. Для элегазовых выключателей - до 5000 отключений номинальных токов и 20-50 отключений номинальных токов отключения:

- отсутствие в процессе работы внешних эффектов и загрязнений окружающей среды;

- отсутствие дополнительных динамических нагрузок на фундамент при коммутации токов КЗ.

Выбранный выключатель проверяется на коммутационную способность, электродинамическую стойкость, термическую стойкость.

Термическая стойкость проверяется по выражению:

 (25)

где - ток термической стойкости;

- время термической стойкости,

- интеграл Джоуля.

Электродинамическая стойкость проверяется по выражению:

(26)

где - предельный сквозной ток выключателя;

- ток электродинамической стойкости аппарата.

Значение можно определить по формуле:

(27)

где - периодическая составляющая тока КЗ (кА);

- время отключения выключателя (сек);

- постоянная времени.

Сравнение параметров выключателя со значениями, полученными при расчете токов КЗ показаны в таблице 19:

Таблица 19 - Выбор и проверка выключателей 110 кВ

Номинальные параметры выключателя	Расчетные данные	Условия выбора и проверки
Номинальное напряжение Uном (кВ)	110	110
Номинальный ток Iном (А)	2500	200.5
Номинальный ток включения Iвкл (кА)	20	10.4
Наибольший пик тока включения Iпик, Iуд, (кА)	102	24.3
Номинальный ток отключения Iоткл (кА)	20	10.4
Номинальное значение апериодической составляющей, Iа (кА)		12
Предельный сквозной ток Iпрскв, Iуд (кА)	102	24.3
Термическая стойкость, IтерІЧtтер (кА2с)		54.96

Выключатель проходит по всем параметрам.

Выбор выключателей на стороне 6 кВ.

Так как распределительное устройство низкой стороны 6 кВ выполнено в виде КРУН, следовательно выключатель на низкое напряжении укомплектован в ячейки. Выполним выбор комплектного распределительного устройства наружной установки в пункте 1.8.8.

Выключатели проходят по всем параметрам.

1.8.2 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей 110 кВ. Выбор разъединителей аналогичен выбору выключателей, но отсутствует проверка на коммутационную способность, т.к. разъединители не предназначены для размыкания цепей под нагрузкой [8].

По напряжению и максимальному рабочему току выберем разъединители марки РНДЗ-110/1000 ХЛ1 (разъединитель для наружной установки двухколонковый с заземляющими ножами), номинальный рабочий ток 1000 А.

Сравнение параметров выбранного разъединителя со значениями, полученными при расчете токов КЗ показано в таблице 20.

Таблица 20 - Выбор и проверка разъединителей 110 кВ

Номинальные параметры разъединителя	Расчетные данные	Условия выбора и проверки
Номинальное напряжение Uном (кВ)	110	110
Номинальный ток Iном (А)	1000	200.5
Предельный сквозной ток Iпрскв, Iуд (кА)	80	10.4
Термическая стойкость, IтерІЧtтер (кА2с)		54,96

Число заземляющих ножей и соответственно тип разъединителя определяется местом установки.

1.8.3 Выбор трансформаторов тока

Номинальный ток трансформатора тока должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

Вторичная нагрузка трансформаторов тока состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

(28)

Сопротивление контактов принимается равным =0,1 Ом. Сопротивление соединительных проводов можно рассчитать по формуле:

(29)

где =0,0283 (Ом·мм²)/м - удельное сопротивление алюминия;

- длина соединительных проводов, для РУ 110 кВ подстанции принимается 100 м, для РУ6 кВ - 60 м ;

- сечение соединительного провода, = 4 мм².

Таким образом, сопротивление соединительных проводов (для 110 кВ):

(Ом)

Сопротивление соединительных проводов (для 6 кВ):

(Ом)

Сопротивление приборов определяется по формуле:

(30)

где - мощность, потребляемая приборами;

- вторичный номинальный ток трансформатора тока, =1А.

Для измерения всех необходимых величин предлагается установить трехфазный измерительный комплекс Меркурий 233. Расчет нагрузки наиболее загруженной фазы для РУ приведен в таблице 21, 22, 23.

Таблица 21 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока 110 кВ

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, В·А
Амперметр	Э-350	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5
Варметр	Д-335	0,5
Счетчик АЭ	Меркурий 233	0,12
Счетчик РЭ

Таблица 22 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока 6 кВ

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, В·А
Амперметр	Э-350	0,5
Счетчик АЭ	Меркурий 233	0,12
Счетчик РЭ

Мощность наиболее загруженной фазы на напряжении 110 =1,62 ВА. Тогда сопротивление приборов:

(Ом)

Мощность наиболее загруженной фазы на напряжение 6 кВ = 0,62 ВА. Тогда сопротивление приборов:

(Ом)

Вторичная нагрузка трансформатора тока (на стороне 110 кВ):

(Ом)

Вторичная нагрузка трансформатора тока (на стороне 6 кВ):

(Ом)

Принимаем трансформатор тока на стороне 110 кВ ТОЛ-110 III, с номинальным током первичной обмотки 630 А.

Таблица 23 - Проверка выбранного ТТ 110 кВ

Номинальные параметры трансформатора тока	Расчетные данные	Условия выбора и проверки
Номинальное напряжение Uном (кВ)	110	110
Номинальный ток Iном (А)	630	200.4
Предельный сквозной ток Iпрскв, Iуд (кА)	126	24.3
Термическая стойкость, IтерІ Ч tтер (кА2с)		54,96
Номинальная вторичная нагрузка Z2 ном (Ом)	20	2,43

Принимаем трансформатор тока по стороне 6 кВ ТОЛ-10-I-1 с номинальным током первичной обмотки 630 А. Сравнение параметров приведено в таблице 24.

Таблица 24 - Проверка выбранного ТТ 6 кВ

Номинальные параметры трансформатора тока	Расчетные данные	Условия выбора и проверки
Номинальное напряжение Uном (кВ)	6	6
Номинальный ток Iном (А)	2000	1754
Предельный сквозной ток Iпрскв, Iуд (кА)	52	14,9
Термическая стойкость, IтерІЧtтер (кА2с)		309,06
Номинальная вторичная нагрузка Z2ном (Ом)	1,2	1,15

Выбранные трансформаторы тока проходят по всем требованиям.

1.8.4 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются [6]:

- по напряжению установки

- по конструкции и схеме соединения;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке

(31)

где - номинальная мощность в выбранном классе точности;

- нагрузка измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения.

Расчет вторичной нагрузки трансформаторов напряжения приведен в таблице 25.

Таблица 25 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения (на стороне 110 кВ)

Тип прибора	Прибор	Кол-во приборов	Потребляемая мощность, В?А
Вольтметр	Э-335	1	2
Вольтметр регистрирующий	Н-393	1	10
Частотомер	Н-397	1	7
Варметр	Д-335	5	1,5
Ваттметр	Д-335	5	1,5
Счетчик АЭ	Меркурий 233	5	1
Счетчик РЭ
Сумма			39

Принимаем на стороне 110 кВ трансформатор напряжения типа: НАМИ-110

Таблица 26 - Проверка выбранного ТН 110 кВ

Номинальные параметры ТН	Расчетные данные	Условия выбора и проверки
Номинальная вторичная нагрузка в классе точности 0,5	400 ВА	39 ВА

Данный тип трансформатора оставляем

Выбираем трансформаторы напряжения на стороне 6 кВ.

Сравнение параметров выбранного трансформатора напряжения приведен в таблице 27.

Принимаем на стороне 10 кВ трансформатор напряжения типа: НАМИ - 6 У3.

Таблица 27 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения (на стороне 6 кВ) подстанции

Тип прибора	Прибор	Кол-во приборов	Потребляемая мощность, В?А
Вольтметр	Э-335	1	2
Счетчик АЭ	Меркурий 233	3	1
Счетчик РЭ
Сумма			5

Таблица 28 - Проверка выбранного ТН 6 кВ

Номинальные параметры ТН	Расчетные данные	Условия выбора и проверки
Номинальная вторичная нагрузка в классе точности 0,5 (10 кВ)	75 ВА	5 ВА

Данный тип трансформатора оставляем.

1.8.5 Выбор гибкой ошиновки

Выбор гибкой ошиновки проводится на подстанции при напряжении 110 кВ т.к. распределительные устройства данного напряжения расположены на открытом воздухе [6].

Максимальный рабочий ток на стороне высокого напряжения подстанции составляет 200.4 А, следовательно принимаем сечение провода для данного напряжения с учетом сечения отходящей ВЛ АС 240/32 с максимально допустимым током 619 А расположение фаз горизонтальное, междуфазное расстояние 300 см.

Проверка сечения на термическую стойкость к токам КЗ не требуется тк шины выполнены голыми проводами расположенными на открытом воздухе.

При токе трехфазного короткого замыкания менее 20 кА (как в данном случае) проверка шин на схлестывание не требуется.

Проверка по условиям короны проводится для гибких проводников 35 кВ и выше.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля (кВ/см).

(32)

где - коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода;

- радиус провода 1,18 (см)

(кВ/см)

Напряженность электрического поля около поверхности провода определяется по выражению (кВ/см):

(33)

где U - линейное напряжение на проводе (принимаем 115 кВ);

- среднегеометрическое расстояние между проводами фаз, про горизонтальном расположении фаз и расстоянии между фазами оно равно 378 см

(кВ/см)

При горизонтальном расположении проводов напряженность на среднем проводе на 7% больше рассчитанной величины.

Провода не будут коронировать, если наибольшая напряженность поля у поверхности любого провода не больше . Таким образом, условие образования короны:

Неравенство выполняется, следовательно, выбранное сечение удовлетворяет условию выбора.

1.8.6 Выбор жестких шин на напряжении 6 кВ

В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000 А применяются одно- и двух полосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения /24/.

Проверка по допустимому току. Выбранные шины должны удовлетворять условиям нагрева при максимальных ремонтного или после аварийного режима: I _{раб мах} = 1054А;

Выбираем шину АД 60*8 шириной - В = 60 мм и высотой - Н = 8 мм.

I_ДОПНОМ - допустимый номинальный ток, для шин выбранного сечения, I_ДОПНОМ = 1680 А.

Получим: I _доп I_{раб.мах}.

Условие соблюдается.

Проверка на термическую стойкость при КЗ производится по условию: q_min = 230 мм² , что меньше 480 мм².

Таким образом, выбранная шина термически устойчива.

Проверка шин на электродинамическую стойкость. Жесткие шины, укрепленные на изоляторах, представляют собой динамическую колебательную систему, находящуюся под воздействием электродинамических сил. В такой системе возникают колебания, частота которых зависит от массы и жесткости конструкций. Электродинамические силы, возникающие при КЗ, имеют составляющие, которые изменяются с частотой 50 и 100 Гц. Если собственные частоты колебательной системы шины - изоляторы совпадут с этими значениями, то нагрузки на шины и изоляторы возрастут /34/. Если собственные частоты меньше 30 и больше 200 Гц, то механического резонанса не возникнет. В большинстве практически применяемых конструкций шин эти условия соблюдаются, поэтому ПУЭ не требует проверки на электродинамическую стойкость с учетом механических колебаний.

Механический расчет полосных шин.

Наибольшее удельное усилие при трехфазном КЗ определяется по формуле:

, (34)

где _ф - коэффициент формы _ф = 0,5,

а - расстояние между фазами, а = 0,8.

Получим: f = 176, 9 Н.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, определяется по формуле:

, (35)

где W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, определяется для однополосных шин по формуле:

, (36)

W = 0, 64 см³.

Получим значение для напряжения:

_РАСЧ = 11,45 МПа.

Допустимое механическое напряжение в материале шин, определяется по таблице.

_ДОП = 75 МПа

Условие проверки:

_{РАСЧ ДОП}; 11,4575.

В распределительных устройствах шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах.

Выбираем опорный изолятор марки ОФ-10-2000 УХЛЗ, F_разр =20000 Н, Н_из = 134 мм.

Максимальная сила, действующая на изгиб:

,

где принято расстояние между фазами .

Поправка на высоту шин:

;

;

;

.

Таким образом, опорный изолятор марки ОФ-10-2000 УХЛЗ проходит по механической прочности.

1.8.7 Выбор КРУН-59

Комплектные распределительные устройства 6-10 кВ имеют два конструктивных исполнения в зависимости от установки аппаратов ВН: в выкатном исполнении (КРУ, в которых аппарат ВН расположен на выкатной тележке) и в дистанционном исполнении (КСО и КРУН) /18/. Достоинствами КРУН являются: возможность быстрой замены аппарата резервным, установленным на тележке, вдвигаемой в ячейку вместо аппарата, подлежащего осмотру или ремонту; компактность устройств, чему в большей степени способствует применение специальных скользящих втычных контактов вместо громоздких разъединителей; надежная защита токоведущих частей от прикосновения и уплотнения для предотвращения запыления, удобство /24/.

В данном диплом ном проекте выбираем комплектное распределительное устройство серии К-59. КРУН серии К-59 имеет различные климатические исполнения как наружной, так и внутренней установки в зависимости от предполагаемых условий эксплуатации. В нашем случае - К-59У1, вариант исполнения для умеренного климата /24/.

Конструкция КРУН серии К-59 имеет:

- росоустойчивую фарфоровую изоляцию;

- все виды высоковольтных коммутационных аппаратов, расположенных на выкатных частях;

- высокочувствительную дуговую защиту с использованием фототиристоров;

- автоматическое регулирование температуры и влажности;

- работоспособность при землятресении силой 9 баллов;

- высокую степень заводской готовности;

- малые сроки монтажа.

Высокая безопасность в работе К-59 обеспечивается:

- надежной блокировкой от неправильных действий обслуживающего персонала;

- автоматически работающими шторками, защищающими обслуживающий персонал от случайного прикосновения;

- возможностью наблюдать за оборудованием под напряжением через смотровые окна;

- возможностью заземления любого участка главных цепей с помощью стационарно установленных заземляющих разъединителей.

Закрытый коридор обслуживания в КРУН серии К-59 образуется передней стенкой коридора со стороны фасада, крышей и торцевыми стенками с дверями, открывающимися напружу. Все эти части поставляются отдельными элементами и собираются на месте. Тележка с выключателем выкатывается в коридор. Сборные шины расположены в нижней части шкафа. Разгрузочный клапан и заземляющий разъединитель обеспечивают более надежную работу автоматики ограничения времени горения открытой дуги КЗ. Шкаф К-59 металлическими перегородками разделен на отсеки: тележки, сборных шин, ввода, шкафа релейного /24/.

Таблица 29 - Выбор КРУН

Расчетные данные	Справочные данные К-59У1	Условия выбора
UУСТ=6 кВ	UНОМ=6 кВ
IР=492,67 А	IНОМшин=1000 А	IР IНОМшин
IР=492,67 А	IНОМшкафов=630 А	IР IНОМшкафов
IКЗ=19,45 кА	IОТК=20 кА
iУД=51,26 кА	Iскв=52 кА
ВК=756,6 кА2с	=1200кА2.с

В результате проверки выбираем КРУН-59 вакуумный выключатель BB/TEL-6-12,5/1000 У2.

1.9 Релейная защита. Расчёт уставок защиты REL - 511 воздушной линии 110 кВ «АТЭЦ - Шахта 7»

Для защиты линии «АТЭЦ - Шахта 7» применяем шкаф REL-511. В терминал входят такие защиты, как дистанционная, токовая защита нулевой последовательности, максимальная токовая защита, токовая отсечка. Терминал защиты линий REL-511 является, основным элементом защиты линий распределения и передачи электроэнергии и входит как составная часть в систему PYRAMID. В состав системы PYRAMID входит полный набор терминалов сложных объектов, функционального контроля станций и систем управления станций. Блоки системы PYRAMID могут использоваться в качестве автономных устройств защиты или в качестве составных частей полной системы контроля, системы управления или системы релейной защиты.

Исходные данные:

1) Длина линии «АТЭЦ - Шахта 7» - 14 км.

2) Коэффициенты трансформации:

3) Ктт -1000/1;

4) Ктн - (35000)/(100)/100.

Расчет дистанционной защиты

Расчет ДЗ в общем случае сводится к определению:

а) Сопротивления срабатывания, выдержки времени и чувствительности отдельных ступеней защиты;

б) Параметров срабатывания, чувствительности и типа пусковых органов.

Первая ступень:

(37)



.

Вторая ступень:

отстройка от к.з. за трансформатором:

, (38)

Ом.

Предварительно принимаем Ом

Коэффициент чувствительности в конце защищаемого участка:

, (39)

. (40)

Третья ступень:

отстройка от нагрузки:

, (41)

где кв=1,05 - коэффициент возврата реле.

Отстройка от нагрузки:

А,

Ом.

Принимаем Ом.

Коэффициент чувствительности в конце защищаемой зоны:

.

.

Защита нулевой последовательности

Выполняем защиту двухступенчатой. Вторая ступень ТЗНП выполняет функции III - ей ступени.

Расчет первой ступени ТЗНП:

, (42)

где - утроенный ток нулевой последовательности;

к_н=1,3.

, (43)

где - ток несимметричного КЗ за линией (точка К1).

,

кА,

.

Ток срабатывания ТЗНП второй ступени выбирается по условиям согласования с отсечками первых (вторых) ступеней защит смежных линий, так как в нашем случае смежных линий нет, то расчет второй ступени нет необходимости производить.

Расчет третей ступени ТЗНП:

, (44)

где - ток небаланса;

к_н=1,3.

кА.

Коэффициент чувствительности:

(45)

.

Дистанционная защита:

I3 - 5,236 Ом 0 сек.

II3 - 13,3 Ом 4,5 сек.

III3 - 0,695 Ом 1,0 сек.

Направленная защита нулевой последовательности:

Iст - 13,5 кА 0 сек.

IIIст - 0,273 кА 1,0 сек.

Максимальная токовая отсечка: 600 А - 0 сек. - постоянно выведена, вводится в режиме опробования шин.

Описание расчёта ведётся согласно выданной карте уставок на микропроцессорный терминал REL-511.

Уставки регистратора анормальных режимов (DRP)

Аналоговые сигналы заведены в терминале, а их пуски задаются либо по повышению, либо по снижению параметров. (Для данной BJI фазные напряжения регистрируются по снижению, a 3U0, 3I0 и фазные токи - по повышению параметров). Данные задаются в процентах, рассчитываются с учётом значений коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения.

Параметры регистратора также заданы в терминале, а их уставки задаются. Например, tPost - 0,5 сек. (послеаварийное время записи); tLim - 6 сск.(общее время записи); tPre - 0,14 сек. (предаварийное время записи процесса).

Таймеры (TS, ТМ)

В этом блоке параметры задаются персоналом.

Например, TS01 (автоматическое ускорение IV ступени ДЗ) - соответствует автоматическому ускорению II зоны ДЗ - 0,3 сек. (в панели ЭПЗ-1636): TS03 (автоматическое ускорение МТЗ) - МТЗ в REL-511 выполняет функцию НЗНГТ (контроль 310), поэтому время соответствует автоматическому ускорению III ступени НЗНП - 0,3 сек.; ТМ01 (время блокировки PSD от измерительного органа III ступени ДЗ) - происходит вывод блокировки защиты (на 2,0 сек.) для её работы при возникновении короткого замыкания (используется для III зоны ДЗ); ТМ (время ввода автоматического ускорения) - 2,0 сек.

Уставки общего критерия повреждения (GFC)

Функция общего критерия повреждения ОКП (GFC) - это независимая измерительная функция. Она включает оба критерия измерения - полного сопротивления и тока. Они могут использоваться как по отдельности, так и одновременно. Основное назначение функции - выполнение функции органа обнаружения общего повреждения и выбора фазы во всех типах сетей.

Форма характеристики срабатывания может задаваться с учётом отстройки срабатывания измерительных органов сопротивления в условиях нагрузочного режима. В то же время, она позволяет работать измерительным органам сопротивления при больших значениях сопротивления в месте повреждения в случае удалённых замыканий.

Operation (активизация функции) -- ВКЛ.

Operation Z <(активизация функции в режиме понижения сопротивления) - ВКЛ.

Operation I> (активизация функции в режиме повышения тока) -- ВЫКЛ.

ARGLD (угол отстройки от режима нагрузки, градус) - в расчётах принято 30 градусов.

RLD (активное сопротивление для отстройки от режима нагрузки, Ом).

1Р> (ток срабатывания при междуфазных замыканиях, %) - положение ВЫКЛ.

Timer tPP (активизация таймера срабатывания ОКП при междуфазных замыканиях) - положение ВЫКЛ.

tPP (время срабатывания ОКП при междуфазных замыканиях, сек) - 5 сек. (по умолчанию).

XIRvPE (реактивное сопротивление прямой последовательности обратной направленности при замыканиях на землю, Ом).

XlFwPE (реактивное сопротивление прямой последовательности прямой направленности при замыканиях на землю, Ом).

Примечание принимаем значения, как и при междуфазных замыканиях.

XOFwPE (реактивное сопротивление нулевой последовательности прямой направленности при замыканиях на землю, Ом).

IN> (ток срабатывания при замыканиях на землю) -- положение ВЫКЛ.

Timer tPE (активизация таймера срабатывания ОКП при замыканиях на землю) - положение ВЫКЛ.

tPE (время срабатывания ОКП при замыканиях на землю, сек.) - принимаем 5 сек. (по умолчанию).

INReleasePE (предел тока 3I0 для разрешения работы измерительного органа петли фаза-земля, %) - 20 %.

InBlockPP (предел тока 3I0 для блокирования измерительного органатетли фаза-фаза, %) - 40%.

Эти данные принимаем по рекомендациям РДУ.

Уставки дистанционной защиты (ZM)

В REL-511 применяется 5 (пять) зон дистанционной защиты. Для измерения дистанционных органов значения уставок задаются не как полные значения Z, а как их составляющие XI и R1.

Примечание методика расчета уставок для I зоны несколько отличается от расчета уставок II и III зон (Значения для IV и V зон принимаются равными значениям уставок II зоны)

I зона ДЗ

Operation (режим работы и направленность функции ZM1) - ПРЯМ.

Operation РР (режим работы функции ZM1 при междуфазных замыканиях) -ВКЛ.

Х1РР (реактивная зона охвата прямой последовательности зоны дистанционной защиты ZM1 для междуфазных замыканий, Ом).

Z ^{I .} sin (46)

где - угол максимальной чувствительности.

Х1РР = Z ^. Isin 80 ° = 0,743 Ом;

втор. - 0,743/1,1 = 0,67 Ом,

где Z I = 0,748 Ом - уставка срабатывания I зоны ДЗ.

Z I = 0,85 ^. Z л =0,85. 0,88= 0,748 Ом;

Z л - полное сопротивление ВЛ.

R1PP (активное сопротивление линии прямой последовательности, включенное в зону дистанционной защиты ZM1 для междуфазных замыканий, Ом).

R1PP = Z 1 ^. cos 80 ° = 0,083 Ом; втор. - 0,083/1,1 = 0,075 Ом.

RFPP (активное сопротивление в месте повреждения при междуфазных замыканиях, Ом).

Определим зону расширения для I ступени. Для неё существуют ограничения:

RFPP <1,5 ^. Х1РР - R1PP = 1,5 ^. 0,743 - 0,083 = 1,032 Ом;

1,032/1,1 = 0,94Ом.

Timer tlPP (режим работы отключения с выдержкой времени для зоны ZM1 дистанционной защиты для междуфазных замыканий) - положение ВКЛ.

Т1РР (срабатывание на отключение с выдержкой времени зоны ZM1 дистанционной защиты для междуфазных замыканий) - принимается равным 0 сек.

Operation РЕ (режим работы функции ZM1 при замыканиях фазы на землю) -- положение ВКЛ.

Х1РЕ (реактивная зона охвата прямой последовательности зоны ZM1 дистанционной защиты для замыканий фазы на землю, Ом) - принимаем значение этого параметра такое же, как и для междуфазных замыканий, т.е. X1РЕ = 0,743 Ом.

RIPE (активное сопротивление линии прямой последовательности, включённое в зону ZM1 дистанционной защиты для замыканий фазы на землю, Ом) - аналогично, RIPР =0,083 Ом.

II зона ДЗ

Х1РР = , (47)

Х1РР = 8,9 ^. sin 80 ° = 8,76 Ом.

RFPP (активное сопротивление в месте повреждения при междуфазных замыканиях, Ом) - уставка срабатывания II зоны ДЗ Таймер t2PP - ВКЛ. Т2РР=4,5сек.

III зона ДЗ

X1PP = , (48)

X1PP = 0,175 ^. sin 80 ° = 0,172 Ом,

R1PP = , (49)

R1PP = 2,8 ^. cos 80 °= 0,03Ом.

RFPP (активное сопротивление в месте повреждения при междуфазных замыканиях, Ом) - уставка срабатывания III зоны ДЗ. Таймер t3PP -ВКЛ. ТЗРР = 1,0 сек.

IV зона ДЗ

Принимаются параметры, аналогичные параметрам II зоны ДЗ, а значение t4PP = 0,3 сек. (время оперативного ускорения).

V зона ДЗ

Аналогично II зоне ДЗ; значение t5PP = 0 сек.

В отличие от зон I-IV, пятая зона ДЗ - обратнонаправленная - это также указывается в параметрах REL-511.

Уставки логики схем связи для дистанционной защиты (ZCOM)

Operation (активизация логики) - положение On;

Scheme Type (тип схемы связи) - диапазон значений - Permissive OR;

tCoord (время согласования схемы связи, сек.) - принимаем 0 сек.

Примечание: время координации с посылкой блокирующих сигналов - используется в схемах. В данном случае наличие IV ступени и телеускорения противоположного конца - достаточное основание для отключения и задержка уже не нужна, т е. tCoord = 0 сек

tSendMin (минимальная длительность сигнала несущей частоты, сек.) -принимаем 0,02 сек.

Примечание значение данного параметра принимаем 20 мсек. - в 2 раза больше, чем нужно для ETL - для передачи команды (условие отстройки от дребезга контактов).

Unblock (тип деблокировки) -- положение Off.

Примечание данный параметр в терминале не используется, оставляем его значение по умолчанию.

tSecurity (время деблокировки) - принимаем значение 0,035 сек.

Примечание этот параметр также устанавливается по умолчанию.

Уставки 2-х ступенчатой направленной максимальной токовой защиты от замыканий на землю

Режимы срабатывания:

I - III ступени - прямонаправленные.

Токи срабатывания I-III ступеней защит выставляются в процентах и рассчитываются в зависимости от коэффициента трансформации трансформаторов тока.

I ступень

IN1> (ток срабатывания I ступени, %),

IN1=IC3/KTT =3870/ 1000= 3,87 A (3,87 ^. 100 = 387 %),

Т1 (время срабатывания I ступени, сек.),

Принимаем Т1 = 0 сек.

II ступень как было сказано раньше не выставляем.

III ступень

IN3> (ток срабатывания II ступени, %),

IN3 = 273 / 1000 = 0,273 А (0,273 ^. 100 = 27,3 %),

Т3 (время срабатывания III ступени, сек.).

Принимаем Т3 = 5 сек.

Направленность

IN>Dir (ток срабатывания органа направленности, %) IN - 5 %.

2ndHarmStab (уровень торможения 2 гармоники, %) 2ndHarmStab = 20%.

BlkParTransf (блокирование функции при наличии параллельного трансформатора) - Off.

Данные параметры защиты приняты по рекомендациям РДУ.

Уставки логики схем связи для токовой защиты нулевой последовательности (EFC)

Operation (активизация логики) - значение On.

SchemeType (тип схемы связи) - принимаем значение Permissive.

tCoord (время согласования схемы связи, сек.) - значение 0 сек.

Максимальная токовая отсечка

Для быстрой ликвидации повреждений, сопровождающихся большими токами к.з., в терминал включена токовая защита без выдержки времени с тремя фазными токовыми органами.

Ток срабатывания токовой отсечки должен быть отстроен от максимального тока через защиту:

при трёхфазном к.з. в конце защищаемой линии;

при трёхфазном к.з. "за спиной".

Operation (активизация функции) - устанавливаем ВКЛ. IP» (ток срабатывания при междуфазных замыканиях, %) уставка 600 А - вводится в режиме опробования ВЛ, так как она является неселективной к I зонам ДЗ смежных линий.

Максимальная токовая защита (ТОС)

Максимальная токовая защита (МТЗ), входящая как основная функция в состав терминала REL-511, дополняет функцию дифференциальной защиты линии.

МТЗ имеет одну ступень с выдержкой времени. Максимальная токовая защита от замыканий на землю выполняет следующие функции:

отключение замыканий на землю на защищаемом участке в дополнение к дистанционной защите от к.з. на землю, особенно в случаях возникновения к.з. на землю через большое активное сопротивление в месте повреждения, к которому дистанционные органы могут быть нечувствительны;

обеспечение дальнего резервирования, т.е. отключение к.з. на землю на смежных участках.

IN> (ток срабатывания при замыканиях на землю). Принимаем значение уставки II ступени НЗНП, т.е. IN = 28 %. Выдержку времени принимаем равной 0,5 сек. (оперативное ускорение).

Описание терминала дистанционной защиты линии «АТЭЦ - Шахта 7»

Основной функцией REL-511 является дистанционная защита с отдельными измерительными элементами для различных видов замыканий, относящихся к различным зонам полного сопротивления. В основном терминал обеспечивает пять зон измерения полного сопротивления с программируемой направленностью.

Независимые измерительные элементы реализуют общий критерий наличия повреждений. Для этого используются другие сочетания измеряемых величин по сравнению с используемыми для измерения зон. Таким образом, REL-511 использует два различных критерия измерений для выявления повреждений.

Рабочие характеристики измерительных элементов являются усовершенствованными. Уставки по реактивной, а также по активной осям в прямом и обратном направлении являются независимыми друг от друга. Параметры отстройки от области полного сопротивления нагрузки также могут устанавливаться в широком диапазоне.

Четырехугольные характеристики каждой зоны с отдельным и независимым измерением каждой области действия в реактивном и активном направлениях, а также коэффициентах компенсации нулевой последовательности, обеспечивает оптимальное применение для линий любой длинны, как одиночных, так и входящих в сети сложной конфигурации. Четырехугольная характеристика обеспечивает охват активной оси при всех замыканиях с максимальным ограничением влияния нагрузки. Реактивная характеристика зоны один с компенсацией нагрузки дала возможность использовать REL-511 для защиты сильно нагруженных протяженных линий.

Максимальная токовая защита с выдержкой времени от замыкания между фазами и на землю используется в качестве резервной для дистанционной защиты. Она может использоваться постоянно или только в случаях перегорания предохранителей в цепях измерительных трансформаторов напряжения. Для этой функции используется не тот процессор обработки сигналов, который используется для дистанционной защиты, что обеспечивает местное резервирование в случаях неисправностей элементов связанных с функцией дистанционной защиты.

Основной вариант REL-511 обеспечивает трехфазное отключение. В качестве дополнительного варианта при наличии заказа может быть осуществлено пофазное отключение в случае замыкания одной фазы на землю.

Имеющаяся функция ускорения защиты при включении линии на короткое замыкание обеспечивает мгновенное трехфазное ее отключение при коротком замыкании в любой точке. Ускорение осуществляется или с помощью традиционного внешнего канала от ключа управления выключателем или с помощью внутренней дополнительной логики.

В REL-511 могут фиксироваться и в дальнейшем использоваться четыре независимых уставки параметров. Пользователь может заменить действующие уставки на фиксированные, и также изменять различные уставки в любой из групп с помощью местного интерфейса или с помощью персонального компьютера. Можно также изменить действующие уставки с помощью внешних сигналов, действующих на два входа.

ИЧМ используется в качестве информационного устройства, отображение его в логической последовательности сигнала запуска и отключения, появившихся при каждом из трех последних зафиксированных повреждений.

Более того, каждое из местных устройств, осуществляющих связь человек-машина, может выполнять функции таких измерительных приборов, как амперметры, вольтметры, варметры, ваттметры и частотомеры. Может быть выведена на дисплей фактическое состояние всех входных двоичных сигналов, а также внутренних логических сигналов. Могут быть свободно запрограммированы любые логические функции. Это также относится ко всем выходным реле. с помощью REL-511 и интерфейса человек-машина легко выполняется проверка направленности при вводе в эксплуатацию.

Конструкция

Терминал защиты линий REL-511 поставляется в закрытом корпусе, имеющем обычный для АВВ внешний вид с шириной 9,5'' и высотой 6U (10''). Материнская плата смонтирована на передней панели терминала. Все остальные блоки имеют разъемную конструкцию и могут легко выниматься. Винтовые разъемы, установленные на задней панели терминала, служат для электрического подключения внешних цепей. На задней панели также может располагаться дополнительный оптический разъем, который используется для дистанционной связи.

Базовая конфигурация REL-511:

блок трансформатора, с четырьмя входными трансформаторами напряжений и пятью тока;

блок АЦП для девяти аналоговых сигналов;

мультипроцессорный центральный блок, который выполняет все функции измерения;

блок питания;

на передней панели блок интерфейса.

Устройство резервирования отказа выключателя

Время срабатывания устройство резервирования отключения выключателя рассчитывается:

tуров = tоткл.выкл.+ tвозв.РЗ + tошиб.+ tзап;

где tоткл.выкл. - собственное время отключения выключателя ( 0,08 сек.);

tвозв.РЗ = 0,06 сек. - время возврата релейной защиты, пускающей УРОВ;

tошиб = 0,08 сек. - ошибки реле времени УРОВ в сторону ускорения действия;

tзап. = 0,1 сек. - запас по времени.

tуров = tоткл.выкл.+ tвозв.РЗ + tошиб.+ tзап = 0,08 + 0,06 + 0,08 + 0,1 = 0,32 сек.

1.10 Молниезащита и заземление подстанции «Шахта 7»

Грузоупорность воздушной линии 110 кВ «Шахта 7 - АТЭЦ»

Под грозоупорностью понимается, наибольший расчетный ток в хорошо заземленном объекте, возникающий из-за прямого удара молнии, при котором еще не перекрывается изоляция линии. Показателем грозоупорности линии является число ее грозовых отключений.

Эффективность грозозащиты определяют для следующих расчетных случаев:

1) удар молнии в опору;

2) удар молнии в торс в середине пролета;

3) удар молнии в провод при прорыве сквозь тросовую защиту.

Определение удельного числа отключений при ударе молнии в опору.

Удар молнии в опору. На заданное напряжение (110 кВ) к установке приняты стальные промежуточные одноцепные опоры марки П110-3 (рисунок 17), анкерно-угловые марки АУ 110-2+9, с линейными подвесными стеклянными изоляторами марки ЛК 120/110

Рисунок 17 - Эскиз опоры П110-3

Примем к расчету данные из РД .153-34.3-35.125-99

Принимаем к установке изоляторы марки ЛК 120/110

Число изоляторов в гирлянде ;

Высота 1 изолятора м;

Длина пути тока утечки ;

Длина разрядного пути:

м; (50)

Наибольшее длительно допустимое рабочее (линейное) напряжение [10].

кВ.

Коэффициент перехода импульсного перекрытия в дугу тока промышленной частоты:

 (51)

При полученном значении более 0,9, принимаем ; при значении, меньшем 0.9, принимаем рассчитанное значение,

Итак, принимаем .

Время перекрытия изоляции мкс.

Коэффициент, учитывающий разницу в конструкции изоляторов:

; (52)

Коэффициент, учитывающий снижение градиента разрядного напряжения с увеличением длины гирлянды [10].

50%-разрядное напряжение линейной изоляции, кВ:

; (53)

кВ.

Импульсное сопротивление заземлителя: Ом.

Коэффициент, связывающий индуктивность пораженной опоры с импульсным сопротивлением заземлителя соседних опор и высотой опоры:

- для линии с одним тросом.

Высота опоры (стальная, одноцепная, башенного типа) м.

Критический ток молнии, кА:

(54)

Вероятность перекрытия линейной изоляции:

(55)

Вероятность успешной работы АПВ (т.к. U_ном = 110): .

Высота подвеса троса м;

м [10];

м [10].

Высота подвеса верхнего провода м;

Высота подвеса нижнего провода м.

Стрела провеса троса в середине пролета:

При условии:

м; (56)

Средняя высота подвеса троса:

м; (57)

Длина габаритного пролета =410 м [10].

Длина пролета:

м. (58)

Число грозовых часов ; (из карты грозовых часов).

Плотность разрядов молнии на землю:

(59)

Расстояние между системой «трос - трос» , т.к. 1 трос.

Общее число ударов молнии на 100 км длины линии при м:

;(60)

Число ударов молнии в опору:

; (61)

.

Удельное число грозовых отключений от обратных перекрытий линейной изоляции при ударе молнии в опору:

; (62)

Рисунок 18 - Расстояние между проводами

Удар молнии в трос в середине пролета. Расстояние между проводами ВЛ представлены на рисунке 18.

Рассчитываем волновое сопротивление коронирующей ВЛ с учетом затухания и деформации ЭМВ:

; (63)

Расчет взаимных волновых сопротивлений:

м;

м;

Ом; (64)

Ом.

Волновое сопротивление троса, рассчитанное по геометрическим параметрам линии:

Ом;

Ом; (65)

Скорость распространения волны:

м/с; (66)

Средняя напряженность поля [10]: кВ/м.

Геометрический коэффициент связи:

(67)

Коэффициент связи с учетом короны:

Критическая крутизна фронта тока молнии, при котором происходит перекрытие изоляции:

кА/мкс;

Вероятность перекрытия линейной изоляции при ударе молнии в трос в середине пролета:

; (68)

Число ударов молнии в трос в середине пролета на 100 км линии:

; (69)

Ожидаемое удельное число грозовых отключений ВЛ из-за ударов молнии в трос в середине пролета:

. (70)

Удар молнии в провод при прорыве сквозь тросовую защиту.

Рисунок 19 - Расстояние между проводами

Расстояние между тросом и проводом (рисунок 19):

м;

м;

м;

м;

м;

м.

Средняя стрела провеса провода в середине пролета:

м; (71)

Средняя высота подвеса провода в середине пролета:

м; (72)

Расчет взаимных волновых сопротивлений:

Ом; (73)

Ом; (74)

Ом; (75)

Ом; (76)

Волновое сопротивление провода, рассчитанное по геометрическим параметрам линии:

Ом.(77)

Волновое сопротивление коронируемой линии:

Ом. (78)

Разрядное напряжение для импульса отрицательной полярности:

кВ;

 (79)

кВ

Крутизна тока молнии:

кА; (80)

Вероятность значения тока молнии, превышающего критическое для удара молнии в провод:

; (81)

Горизонтальное смещение провода относительно троса: м

Расстояние между тросом и верхним проводом:

м; (82)

Угол тросовой защиты:

; ; (84)

.

Вероятность прорыва молнии на провод при положительных углах () защиты троса:

;

Число ударов молнии в провод:

;

Удельное число грозовых отключений ВЛ от прорыва молнии через тросовую защиту на провод:

Общее удельное число грозовых отключений линии:

В результате получилось, что общее удельное число грозовых отключений линии , что говорит о надежной грозоупорности ВЛ.

Расчет заземления подстанции «Шахта 7».

В соответствии с ПУЭ все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединяться с землей.

Для выполнения заземления используют заземлители. Количество заземлителей определяется расчетом. Размещение заземлителей производится таким образом, чтобы достичь равномерного распределения электрического потенциала на площади, занятой оборудованием. Для этой цели на территории ОРУ прокладывают заземляющие полосы вдоль рядов оборудования и в поперечном направлении, т. е. образуется заземляющая сетка, к которой присоединяется заземляемое оборудование. Заземляющее устройство должно отвечать условию < 0,5 Ом или допустимому напряжению прикосновения.

Размер площади ПС «Шахта 7», используемой под заземлитель, с учетом того, что контур сетки заземлителя расположен с выходом за границы оборудования по 1,5 м (для того чтобы человек при прикосновении к оборудованию не смог находиться за пределами заземлителя):

м².

где - ширина территории, занимаемой заземлителем, равная 56 м;

- длина территории, занимаемой заземлителем, равная 105 м.

Расчет заземления подстанции «Шахта 7» подразумевает расчет стационарного и импульсного сопротивления заземлителя. Горизонтальные заземлители закладываем на глубину =0,7 м. Вертикальные заземлители выполним из оцинкованного стального прутка диаметром d=12 мм и длиной =5 м.

Проверим выбранные сечения горизонтальных заземляющих проводников по условиям коррозионной стойкости:

,

мм².

где .

- время использования заземлителя (20 лет), равный 240 мес.;

, , , - коэффициенты, зависящие от свойств грунта (справочная величина).

мм².

Проверим выбранные сечения горизонтальных заземляющих проводников по условиям термической стойкости:

мм²,

где - ток короткого замыкания, А;

- время срабатывания релейной защиты, 0,5с;

- коэффициент термической стойкости (для стали =21).

Сечения материалов, выбранных для выполнения горизонтальных заземлителей, превышают .

Проверка сечения горизонтальных проводников по условиям механической прочности:

мм²,

где R- радиус провода.

Проверка выбранного сечения проводника по термической и коррозийной стойкости:

.

> мм².

Эквивалентное удельное сопротивление грунта:

,

где , м - глубина заложения заземлителя;

Ом•м, , м - соответственно удельное сопротивление и толщина верхнего слоя грунта;

Ом•м, , м - соответственно удельное сопротивление и толщина нижнего слоя грунта.

Ом•м.

Определение общей длины полос сетки горизонтального заземлителя:

м,

где - расстояние между полосами сетки равное 6 м.

Число ячеек по стороне А: , принимаем ячеек.

Число ячеек по стороне Б: , принимаем ячеек.

Уточнение длины горизонтальных полос квадратичной модели со стороной м. Тогда получим, что число ячеек:

.

Принимаем .

Длина горизонтальных полос в расчетной модели:

м.

Определение количества вертикальных электродов:

,

где - расстояние между вертикальными электродами, равная 6 м,

- длина вертикальных электродов, равная 5 м.

.

Принимаем на ПС «Шахта 7» электрода.

Стационарное сопротивление заземлителя, выполненного в виде сетки с вертикальными электродами:

где А - параметр зависящий от соотношения [3]:

следовательно .

Ом.

Определение импульсного сопротивления заземлителя. Для этого рассчитаем импульсный коэффициент:

,

где - ток молнии, кА.

Импульсное сопротивление найдем по формуле:

,

Ом.

Полученное значение сопротивление заземлителя ОРУ-110 кВ не более 0,5 Ом, что соответствует требованиям ПУЭ. Контур заземления подстанции «Шахта 7» приведен на листе 8 графической части дипломного проекта.

Расчет молниезащиты подстанции «Шахта 7». Методика выбора системы молниеотводов основана на понятии зоны защиты, под которой подразумевается некоторое пространство в окрестности молниеотводов, внутри которого любое сооружение защищено от прорывов молнии с надежностью, не ниже заданной. Наименьшую надежность защиты объект будет иметь, если его внешняя поверхность повторяет поверхность границы зоны защиты. При размещении объекта в глубине зоны надежность его защиты повышается. Нормируется два типа зон: зона защиты типа А обладает надежностью не ниже 0,995 для рабочего напряжения 0,4 - 500 кВ, зона защиты типа Б с надежностью не ниже 0,95 для рабочего напряжения 750 - 1150 кВ. Для защиты от прямых ударов молнии применяются тросовые и стержневые молниеотводы.

Территория проектируемых подстанций должна быть защищена от прямых ударов молнии. Расчет молниезащиты зданий и сооружений заключается в определении границ зоны защиты молниеотводов, которая представляет собой пространство, защищаемое от прямых ударов молнии.

Защита подстанции «Шахта 7» от прямого удара молнии осуществляется шестью молниеотводами (система многократных молниеотводов), установленными на отдельно стоящих конструкциях.

Высоту молниеотводов принимаем одинаковой высоты м.

Эффективная высота молниеотводов определяется по формуле:

,

м,

где h - высота молниеотводов, м.

Радиус зоны защиты на уровне земли:

.

м.

Радиус внешней зоны при условии , м.

Наименьшая высота внутренней зоны защиты в середине между молниеотводами:

.

Расстояние между молниеотводами 1 и 2, 2 и 3, 4 и 5, 5 и 6, равны м.

м.

Половина ширины внутренней зоны защиты в середине между молниеотводами на высоте равной высоте защищаемого объекта (защищаемый объект линейный портал м):

.

м.

Радиус зоны защиты на высоте равной высоте защищаемого объекта возле молниеотвода:

.

м.

Расстояние между молниеотводами 3 и 4, 1 и 6 равны м.

м.

Половина ширины внутренней зоны защиты в середине между молниеотводами на высоте равной высоте защищаемого объекта (защищаемый объект линейный портал м):

м.

Радиус зоны защиты на высоте равной высоте защищаемого объекта возле молниеотвода:

м.

Как видно по плану (лист графической части 8) система молниеотводов образована многократными стержневыми молниеотводами одинаковой высоты . На уровне земли территория подстанции «Шахта 7» полностью защищена от прямых ударов молнии, на высоте 11 метров все элементы на подстанции находятся внутри соответствующих зон защиты.

1.11 Оценка надежности электроснабжения потребителей ПС «Шахта 7»

Проблема оценки и выбора рациональной степени надёжности электроэнергетических систем является одной из наиболее важных проблем на современном уровне развития электроэнергетики. Этим и определяется повышенный интерес к проблеме надёжности в последние годы в России и за рубежом.

Вообще под надёжностью понимается свойство оборудования, установки или системы выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в пределах, оговоренных в нормативных документах. Следовательно, надёжность электроэнергетической системы - есть свойство обеспечивать потребителей электроэнергией при отклонениях частоты и напряжения в пределах, обусловленных ПУЭ /18/.

Надёжность электроэнергетических систем определяется надёжностью её отдельных элементов (генерирующих агрегатов, линий электропередачи, коммутационной аппаратуры, устройств защиты и автоматики и др.), схемы (степенью резервирования) и режима (запасами статической и динамической устойчивости), а также живучестью системы, т.е. способность выдерживать системные аварии цепочного характера без катастрофических последствий, иначе говоря, без перерывов электроснабжения потребителей, не подключенных к автоматической частотной разгрузке (АЧР) /11/.

В теории надёжности различают отказ и безотказность работы системы. Под отказом понимают событие, заключающееся в нарушении работоспособности, т.е. переход объекта с одного уровня работоспособности на другой более низкий или полностью в неработоспособное состояние. А безотказность - это свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или некоторой наработки.

Надёжность оценивается с помощью показателей надёжности элементов энергосистем /15/. Показатели надёжности (ПН) элементов энергосистем предназначены для сравнительных расчетов и оценок надёжности энергосистем, систем электроснабжения потребителей и узлов нагрузки, сравнительной оценки уровня надёжности электроустановок и линий электропередачи в различных схемах и условиях эксплуатации, определения целесообразности и эффективности мероприятий и средств повышения надёжности и совершенствования системы планово-предупредительных ремонтов, нормирования резервов оборудования, материалов, запасных частей /28/. Показатели надёжности не следует использовать для оценки надёжности отдельных видов оборудования.

Проведем оценку надежности подстанции «Шахта 7». Все элементы, оказывающие непосредственное влияние на надежность распределительного устройства подстанции показаны на электрической схеме (рисунок 13) и пронумерованы порядковыми номерами.

Рисунок 14 - Схема ОРУ ПС «Шахта 7»

В качестве основных показателей надежности приняты /15/:

- средний параметр потока отказов , 1/год;

- среднее время восстановления Т_В, ч;

- продолжительность ремонтов (планового, текущего, капитального) Т_Р, ч;

- частота ремонтов (планового, капитального, текущего) , 1/год.

Для линий электропередач используются также показатели надежности:

- среднее число преднамеренных отключений , 1/год;

- среднее время простоя при преднамеренных отключениях Т_Р, ч.

Для выключателей:

, - относительная частота отказов выключателя при оперативных переключениях и КЗ соответственно.

Алгоритм расчета надежности схемы подстанции «Шахта 7»

Весь расчет производим в системе Mathcad 14, результаты расчета сведены ниже в таблицы.

Исходные данные, необходимые для определения показателей надежности элементов схемы с ОРУ, представлены в таблице 31.

Таблица 31 - Исходные данные

Элемент	щ, 1/год	t в, ч	ТР, ч	м, 1/год	аоп	акз	Тг, ч
Выключатель, 110 кВ	0,02	40	29	0,2	0,013	0,012	8760
Выключатель, 6 кВ	0,009	20	8	0,14	0,0027	0,0022	8760
Трансформатор Sном=16 МВА	0,012	70	26	0,75	-	-	8760
ВЛ 110 кВ	0,65	9	16	2,1	-	-	8760
Разъединитель, 110 кВ	0,01	6	5,5	0,166	-	-	8760
Разъединитель, 6 кВ	0,01	7	3,7	0,166	-	-	8760
Шина, 6 кВ	0,03	5	5	0,166	-	-	8760

Вероятность состояния отказов простых элементов определяется по формуле:

, (82)

где - средний параметр потока отказа элемента, 1/год

- среднее время восстановления элемента, ч

- время года, ч.

Для всех элементов результаты расчета приведены в таблице 32.

Таблица 32 - Показатели вероятности состояния отказов простых элементов

Элемент	q, 1/год
Выключатель 110 кВ	9,132*10-5
Выключатель 6 кВ	2,055*10-5
ВЛ 110 кВ	3,072*10-5
Трансформатор	9,589*10-5
Разъединитель 110 кВ	6,849*10-6
Разъединитель 6 кВ	7,991*10-6
Шина 6 кВ	6,849*10-5

Составление схем замещения.

Каждый элемент однолинейной электрической схемы ОРУ вводится своим элементом показателя вероятности отказа элемента. Вероятность отказа выключателей вводится моделью выключателя, где учитывается смежные элементы, а также оперативные переключения выключателем /11/. Схемы замещения составляю для нормального режима работы электрической станции (рисунок 14).

Расчет схемы замещения.

Рисунок 15 - Схема замещения подстанции «Парус»

Вероятность отказа выключателя определяется по математической модели вероятности отказа с учетом смежных элементов по формуле:

, (83)

где - относительная частота отказов;

- параметр отказа выключателей при отключении КЗ.

- количество оперативных переключений за год, определяется по формуле:

, (84)

где - частота капитальных ремонтов.

Результаты сводим в таблицу 33.

Таблица 33 - Результаты расчета моделей выключателя.

Выключатель	Результат расчета
qQ1	0,052
qQ2	0,052

Вероятность отказа системы определяется путем эквивалентирования вероятностей отказа схемы замещения по формулам сложения при последовательном и параллельном соединении элементов схемы замещения /15/.

Таким образом, эквивалентная вероятность при последовательном соединении определяется как сумма вероятностей элементов:

. (85)

Средняя вероятность состояния отказа системы, состоящей из двух параллельно соединенных элементов:

,

где - коэффициент, учитывающий уменьшение вероятности преднамеренного отключения одного элемента и аварийного отключения другого, из-за запрета наложения ремонта на аварию.

,

.

Параметр потока отказа для последовательно соединенных элементов с учетом преднамеренного отключения:

, (86)

где - наибольшая интенсивность преднамеренного отключения единичного элемента:

. (72)

Параметр потока отказа системы, состоящей из двух параллельно соединенных элементов:

.

В результате расчетов получаем, что вероятность отказа системы равна .

Определение среднего параметра потока отказа системы.

Средний параметр потока отказа модели выключателя определяется по формуле:

, (87)

где - параметр потока отказа выключателя в статическом режиме, который находится по формуле:

, (88)

где - параметр потока отказа разъединителя

- количество учетных разъединителей в выключателе.

Результаты сводим в таблицу 34.

Таблица 34 - Результаты расчета моделей выключателя.

Выключатель	Результат расчета
wQ1	0,201
wQ2	0,201

Эквивалентный параметр потока отказа при последовательном соединении определяется по формуле:

, (89)

где - преднамеренный параметр потока отказа, принятый наибольший из элементов сложения.

Эквивалентный параметр потока отказа системы при параллельном соединении определяется по формуле:

(90)

Расчет вероятности отказа системы с учетом средств автоматики (АРВ и УРОВ) по полной модели отказа выключателя.