Разработка системы электроснабжения турбокомпрессорного цеха рудника

40

Полное время отключения (не более), tоткл , с

0,057

Полное время включения (не более), tвкл , с

0,063

Проверим выбранный выключатель на термическую стойкость.

Время апериодической составляющей тока:

Для выключателя по формуле (8,3) фактическое время КЗ будет равно:

Тогда по графику рис.3.5 [12] в зависимости от и значение периодической составляющей времени короткого замыкания:

Приведенное время действия тока КЗ по формуле (8.2):



Следовательно, для выключателя расчетный ток термической стойкости по формуле (8,6):

Условие проверки по (8,7)

Данные проверки выключателя заносим в табл. 8.4.

Таблица 8.4

№ п/п	Параметр	Критерий выбора	Параметры
			по справочнику	расчетные
1	,		110	110
2	,		1600	281
3	,		40	17,13
4	,		108	47,24
5	,		40	7,97

8.3 ВЫБОР ОГРАНИЧИТЕЛЯ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА СТОРОНЕ 110 кВ

Для защиты изоляции от перенапряжения подстанционного оборудования устанавливаем ограничители перенапряжения (ОПН). Главным обстоятельством, определяющим безаварийную работу ОПН, является длительное допустимое рабочее напряжение на аппарате, в Российской Федерации оно оговорено директивными документами в рамках соответствующих правил и требований (ПТЭ, ПУЭ, РУ). По этим требованиям для сетей 110 кВ напряжение на подстанциях в нормальном режиме должно быть не более, чем , с учётом этого типа ОПН-У/TEL - 110/77 с номинальными данными которые сведем в табл.8.4.

Таблица 8.5.Технические данные ОПН-У/TEL - 110/77

Класс напряжения сети, кВ	110
Наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение, кВ	77
Номинальный разрядный ток, при импульсе 8/20мкс, кА	10
Остающееся напряжение на ОПН-У, не более, кВ, при импульсе тока: 150 30/60 мкс 500 30/60 мкс 500 8/20 мкс 5000 8/20 мкс 10000 8/20 мкс 20000 8/20 мкс	186 193 195 230 245 264
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10 мкс, кА	100

Данный тип ОПН предназначен для защиты трансформаторов, электрооборудования распредустройств и аппаратов от атмосферных и коммутационных перенапряжений в сетях напряжения 110 кВ переменного тока частоты 48 - 62 Гц с заземленной нейтралью. Данный тип ОПН применяется для наружной и внутренней установки в условиях умеренного и холодного климата при температуре окружающего воздуха от -600С до +400С на высоте не более 2000 м над уровнем моря (УХЛ по ГОСТ-15150). Ограничители длительно выдерживают механическую нагрузку до 500 Н от натяжения провода в направлении, перпендикулярном вертикальной оси.

В системах 110 кВ в режиме разземления нейтрали необходимо снизить возможные перенапряжения путем присоединения ОПНН-110 к нулевой точке трансформатора параллельно с заземлителем типа ЗОН-110.

По [8] принимаем: ЗОН-110М с номинальными данными сведенными в табл.8.6.

Таблица 8.6.Технические данные ЗОН-110М

Номинальное напряжение, кВ	110
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126
Номинальный ток, А	400

На стороне 110 кВ выбираем трансформаторы тока (ТТ), типа ТВТ110-I-300/5 для силового трансформатора с номинальными данными сведенными в табл.8.7.

Таблица 8.7.Технические данные ТВТ110-I-300/5

Номинальное напряжение ввода трансформатора, кВ	110
Первичный ток (включая ответвления), А	Номинальный	300
	Наибольший рабочий	320
Номинальный коэффициент трансформации при номинальном вторичном токе, А	1	300/1
	5	300/5
Номинальная вторичная нагрузка, Ом, в классе точности 10	1	30
	5	1,2
Параметры определяющие термическую стойкость	Кратность тока	25
	Время, с	3
Количество трансформаторов тока на одном вводе	2
Номинальная предельная кратность	20

Встроенные трансформаторы тока на термическую и динамическую стойкость к токам КЗ не проверяются.

А так же устанавливаем ТТ типа ТФЗМ-110Б-1-ХЛ1для питания токовых цепей защит с номинальными данными сведёнными в таблицу 8.8.

Таблица 8.8.Технические данные ТФЗМ-110-1-ХЛ2

Номинальное напряжение ввода трансформатора, кВ	110
Номинальный ток, А	Первичный	200-400
	Вторичный	5
Варианты исполнения вторичных обмоток	0,5/10P/10P
	0,5	1,2
	1	4
	10Р	1,2
Ток электродинамической стойкости, кА	42-48
Допустимый ток, кА/ допустимое время, с	(8-16)/3
Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты	20

Результаты проверки выбранного трансформатора тока показаны в табл. 8.9.

Таблица 8.9.Проверка ТФЗМ-110-1-ХЛ2

Наименование	Параметры	Формула выбора
	по каталогу	расчётные
Uном, кВ	110	110	UномUуст
Iном, А	300	281	IномIрасч
iдин, кА	80	47,24	iном.дин.iрасч.дин.
Iном.т.у., кА	12	7,97	Iном.т.у.Iном.т.у.расч.



9. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ НА НАПРЯЖЕНИЕ 10 кВ

9.1 ВЫБОР КОММУТАЦИОННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГПП

Определим токи для выбора вводных и секционных выключателей с учетом расщепленности обмотки низкого напряжения на трансформаторе ГПП. В послеаварийном режиме максимальный ток на одну линию при отключении второй: рассчитывается по формуле:

, (9.1)

где SТР - номинальная мощность силового трансформатора ГПП.

.

По максимальному расчетному току приходящего на шины ЗРУ ГПП выбираем вводной выключатель по каталогу фирмы «Таврида-Электрик» типа ВВ/TEL-10-20/1600У3 (выключатель вакуумный с электромагнитным приводом).

Таблица 9.1.Технические данные вводного выключателя ВВ/TEL-10-20/1600У3

Uном, кВ	10
UMAX, кВ	12
Iном, А	1600
Iпред.сквоз., кА (наибольший пик)	52
Iоткл, кА	20
Iтер/t, кА/с	20/3
Время отключения, с	0,025
Время включения, с	0,055

Произведем проверку выбранного выключателя по термической стойкости.

Суммарное время нахождения выключателя под действием тока КЗ равно суммарному времени отключения выключателя:

,

где tП.А - приведенное время для апериодической слагающей тока КЗ;

tП.П - приведенное время для периодической слагающей тока КЗ.

где I(3)= 18,73 кА - сверхпереходное действующее значение трехфазного тока КЗ в К2;

I=14,81 кА - установившийся трехфазный ток КЗ, определенный в К2.

;

Согласно [4]:

,

где tВ = 0,025 с - собственное время отключения выключателя с приводом;

tр.з=0,01 с- минимальное время действия основной релейной защиты по [6].

;

.

Номинальный ток термической устойчивости:



,

где I - установившейся ток КЗ из расчета в цепи, выбираемого аппарата;

tН.Т.У - номинальное время термической устойчивости.

.

Сквозная мощность при КЗ будет определяться как:

;

Отключаемая мощность выключателя:

.

Результаты проверки сведем в табл.9.2.

Таблица 9.2.Проверка выключателя

Наименование	Параметры	Формула выбора
	По каталогу	Расчетные
Uном, кВ	10	10	Uном Uуст
Iном, А	1600	1540	Iном Iрасч
iдин, кА	52	49	iном.дин.iрасч.дин.
Iном.откл, кА	20	15,44	Iном.откл.Iр.откл.
Iном.т.у, кА	20	2,9	Iном.т.у..Iном.т.у.расч.
Sном.откл, МВА	364	341	Sном.откл Sрасч.

Секционный выключатель выбирается по току для одной секции.

Выбираем секционный выключатель типа ВВ/TEL-10-20/1000У3 (выключатель вакуумный с электромагнитным приводом) и номинальными данными приведенными в табл.9.3.

Таблица 9.3.Технические данные секционного выключателяВВ/TEL-10-20/1000У3

Uном, кВ	10
UMAX, кВ	12
Iном, А	1000
Iпред.сквоз., кА (наибольший пик)	52
Iоткл, кА	20
Iтер/t, кА/с	20/3
Время отключения, с	0,025
Время включения, с	0,055

Проверка секционного выключателя по термической стойкости производится аналогично вводному.Данные по выбору заносим в табл.9.4.

Таблица 9.4.Проверка выключателя

Наименование	Параметры	Формула выбора
	По каталогу	Расчетные
Uном, кВ	10	10	Uном Uуст
Iном, кА	1000	823	Iном Iрасч
iдин, кА	52	49	iном.дин.iрасч.дин.
Iном.откл, кА	20	15,44	Iном.откл.Iр.откл.
Iном.т.у, кА	20	2,9	Iном.т.у..Iном.т.у.расч.
Sном.откл, МВА	364	341	Sном.откл Sрасч.

Выключатели на отходящие линии ГПП выбираем одинакового типа с целью удобства оперативной замены в случае аварии и формирования складского резерва.

Выбор выключателей для отходящие линии ГПП сведем в табл.9.5.



Таблица 9.5.Выбор выключателей на отходящих линиях ГПП

Наименование электроприемников	IАвmax, А	Тип выключателя
Турбокомпрессор №1	208	ВВ/TEL-10-20/630УЗ
Турбокомпрессор №2	208
Турбокомпрессор №3	208
Турбокомпрессор №4	208
Турбокомпрессор №5	208
Турбокомпрессор №6	208
Турбокомпрессор №7	208
Турбокомпрессор №8	208
Турбокомпрессор №9	208
Турбокомпрессор №10	208
Турбокомпрессор №11	208
Турбокомпрессор №12	208
Турбокомпрессор №13	208
Турбокомпрессор №14	208
Насос №1	62
Насос №2	62
Насос №3	62
Насос №4	62
ТП-1 трансформатор №1	81
ТП-1 трансформатор №2	81
ТП-2 трансформатор №1	81
ТП-2 трансформатор №2	81
ТП-3 трансформатор №1	81
ТП-3 трансформатор №2	81
ТСН трансформатор №1	20
ТСН трансформатор №2	20

9.2 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И НАПРЯЖЕНИЯ 10 кВ

9.2.1 ВЫБОР ИЗЕМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВНАПРЯЖЕНИЯ

Для контроля за состоянием изоляции сети, замера межфазного и фазного напряжения сети, отвода в землю статических зарядов линии, питания приборов, защиты сигнализации в электрических сетях с изолированной нейтралью примем трехфазный пятистержневой антирезонансный трансформатор напряжения по [8] типа: НАМИТ-10-66У3 с номинальными данными приведенными в табл.9.6.

Таблица 9.6

Номинальное напряжение ввода трансформатора, кВ	10
Номинальное напряжение обмоток, В	Первичной	10000
	Основной вторичный	100
	Дополнительной вторичной	100/v3
Номинальное мощность, ВА, в классе точности	0,5	120
	1	200
	3	500
Предельная мощность, ВА	1000

За номинальную мощность Sном.тр принимают мощность всех трех фаз для трансформаторов, соединенных по схеме звезды с компенсирующей обмоткой. Такое соединение компенсирует угловую погрешность трансформатора и тем самым повышает его точность. Перечень устанавливаемых приборов, их количество и мощность измерительных обмоток в соответствии с [1] приведем в табл.9.7.

Таблица 9.7 Приборы, подключаемые к трансформатору напряжения

Наименование прибора	Тип прибора	Мощность прибора, ВА	Количество приборов, шт.	S, ВА
Вольтметр электромагнитный	Э377	2,5	1	2,5
Ваттметр ферродинамический	Д585	0,5	1	0,5
Фазометр трехфазный	Д301	5	1	5
Счетчик активной энергии	САЗУ-И670	1,5	6	9
Счетчик реактивной энергии	СРЗУ-И673	1,5	6	9
SEPAM		21	8	168
Итого:		194

Технические данные и условия выбора трансформатора сведем в табл. 9.8.



Таблица 9.8. Выбор трансформатора напряжения НАМИТ

№ п/п	Наименование	Параметры	Формула выбора
		по каталогу	расчетные
1	Uном.I, В	10000	10000	Uном.IUуст
2	S2н, В·А	200	194	S2нS2расч
3	Nд%	1,0	1,0	Nд% N%

9.2.2 ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

Выбор трансформатора тока сводится к определению допустимой нагрузки на вторичной обмотке при которой погрешность по току ТТ не будет превышать 10%. Трансформаторы тока будем выбирать по току в нормальном режиме. Перечень устанавливаемых приборов, их количество и мощность измерительных обмоток в соответствии с [1] приведем в табл.9.10.

Таблица 9.9 Приборы, подключаемые к трансформатору тока

Наименование прибора	Тип прибора	Нагрузка, ВА
		Фаза А	Фаза B	Фаза С
Килоамперметр	Э-378	0,1	-	-
Ваттметр	Д-585	0,5	0,5	0,5
Счетчик активной энергии	САЗУ-И670	2,5	2,5	2,5
Счетчик реактивной энергии	СРЗУ-И673	2,5	2,5	2,5
Итого:	5,6	5,5	5,5

Наибольшая нагрузка от приборов приходится на фазу А, по ней и произведем выбор трансформаторов тока.

По току вводного выключателя (IРАСЧ = 1540 А) принимаем к установке по [8] трансформатор тока ТЛ-10 с номинальными данными: Uном=10 кВ, Iном1 = 2000 А, Iном2 = 5 А, с двумя сердечниками: первый с номинальной нагрузкой Sн = 10 ВА в классе точности 0,5 предназначенного для включения измерительных, второй - Sн = 10 ВА для питания релейной защиты. Трансформаторы устанавливаем в 3 фазы по схеме полной звезды. Расчетная мощность на вторичной обмотке ТТ определяется как:



, (9.2)

где Rконт = 0,07 Ом- принятое сопротивление контактов приборов;

Rпров - сопротивление проводов в цепях измерениях.

, (9.3)

где = 0,0283 Оммм2/м- удельное сопротивление алюминиевых проводов;

S = 2,5 мм2 - наименьшее допустимое сечение алюминиевых проводов по механической прочности;

l - усредненная длина цепей РУ-10 кВ при включении всех приборов в одну фазу:

; (9.4)

.

Тогда:

.

Данные по выбору и проверке ТТ сведем в табл.9.10.

Таблица 9.10.Трансформатор ТЛ-10 -2000/5 (вводной)

Технические данные ТТ	Данные	Условия Выбора
	По каталогу	Расчетные
Uном, кВ	10	10	Uном Uрасч
Iном, кА	2000	1540	Iном Iрасч
iдин, кА	128	49	iдин.. iу
S2н, В·А	10	9,8	S2нS2расч
Iт.с., кА	40	3,11

Выбор трансформатора тока на секционный выключатель производим аналогично. Расчеты сведем в табл.9.11.

Таблица 9.11.Трансформатор ТОЛ-10 -1000/5 (секционный)

Технические данные ТТ	Данные	Условия Выбора
	По каталогу	Расчетные
Uном, кВ	10	10	Uном Uрасч
Iном, кА	1000	823	Iном Iрасч
iдин, кА	100	49	iдин.. iу
S2н, В·А	10	9,8	S2н S2расч
Iт.с., кА	31,5	3,11

Расчеты и выбор трансформаторов тока для отходящих линий ГПП произведем аналогично. Результаты сведем в табл.9.12.

Таблица 9.12 Выбор трансформаторов тока отходящих линии потребителей ГПП

Наименование электроприемников	IАвmax, А	Тип ТТ
Турбокомпрессор №1	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №2	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №3	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №4	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №5	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №6	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №7	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №8	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №9	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №10	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №11	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №12	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №13	208	ТЛК-10-3-300/5
Турбокомпрессор №14	208	ТЛК-10-3-300/5
Насос №1	62	ТЛК-10-3-100/5
Насос №2	62	ТЛК-10-3-100/5
Насос №3	62	ТЛК-10-3-100/5
Насос №4	62	ТЛК-10-3-100/5
ТП-1 трансформатор №1	81	ТЛК-10-3-100/5
ТП-1 трансформатор №2	81	ТЛК-10-3-100/5
ТП-2 трансформатор №1	81	ТЛК-10-3-100/5
ТП-2 трансформатор №2	81	ТЛК-10-3-100/5
ТП-3 трансформатор №1	81	ТЛК-10-3-100/5
ТП-3 трансформатор №2	81	ТЛК-10-3-100/5
ТСН трансформатор №1	20	ТЛК-10-3-30/5
ТСН трансформатор №2	20	ТЛК-10-3-30/5

9.3 ПРОВЕРКА КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ПО СТОЙКОСТИ К ТОКАМ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Поскольку выбор и проверка кабелей по нагреву токами в послеаварийном режиме были проведены ранее, то в данном разделе произведем только проверку сечений жил кабелей по нагреву токами КЗ.

Воздействие тока КЗ учитывается только при выборе сечения кабельных линий, защищаемых релейной защитой. Кабели, защищаемые плавкими токоограничивающими предохранителями, на термическую стойкость не проверяются, так как время срабатывания предохранителя мало и выделившееся тепло не в состоянии нагреть кабель до опасной температуры.

Термически стойкое к токам КЗ сечение определяется по формуле:

, (9.5)

где = 12 - расчетный коэффициент допустимой температуры нагрева для алюминиевых жил напряжением 10 кВ;

I - установившийся ток короткого замыкания;

tП - приведенное время для периодической составляющей тока КЗ.

Все результаты проверки кабельных линий на термическую стойкость сведем в табл.9.13.

Таблица 9.13 Результаты проверки кабельных линий

Наименование электроприемника	L, км	FЭК, мм2	Марка кабеля	F, мм2	FТ, мм2	FПР
ТК №1	0,12	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №2	0,11	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №3	0,1	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №4	0,09	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №5	0,08	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №6	0,07	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №7	0,07	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №8	0,07	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №9	0,07	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №10	0,08	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №11	0,09	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №12	0,1	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №13	0,11	130	АПвВнг	3150	60	3150
ТК №14	0,12	130	АПвВнг	3150	60	3150
Насос №1	0,14	39	АПвВнг	370	60	370
Насос №2	0,14	39	АПвВнг	370	60	370
Насос №3	0,15	39	АПвВнг	370	60	370
Насос №4	0,15	39	АПвВнг	370	60	370
ТП - 1	0,12	51	АПвВнг	2(370)	60	2(370)
ТП - 2	0,12	51	АПвВнг	2(370)	60	2(370)
ТП - 3	0,08	51	АПвВнг	2(370)	60	2(370)
ТСН	0,02	13	АПвВнг	2(370)	60	2(370)

9.4 ВЫБОР ОГРАНИЧИТЕЛЯ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ 10 кВ

Для защиты электрооборудования на стороне 10 кВ от коммутационных перенапряжений устанавливаем ограничители перенапряжения.

Определим значение максимально допустимого расчетного напряжения для ОПН, устанавливаемого на секции 10 кВ ГПП.

Примем время на поиски и устранение однофазного КЗ равным 20 минут:.

В соответствии с Правилами технической эксплуатации, примем напряжение на 20% больше номинального:

(9.6)

По графику выбираем для коэффициент .

Определим значение максимально допустимого расчетного напряжения для ОПН по формуле:

(9.7)

Если время устранения к.з. неизвестно, то длительное допустимое рабочее напряжение ОПН должно составлять: .

Принимаем к установке ОПН типа ОПН/ТЕЛ-10/10,5УХЛ1, которые устанавливаем в КРУ на секцию. Номинальные данные сведем в табл. 9.14.

Таблица 9.14.Технические данные ОПН/TEЛ-10/10,5УХЛ1

Класс напряжения сети, кВ	10
Наибольшее длительное допустимое рабочее напряжение ОПН, кВ	10,5
Номинальный разрядный ток, кА	10
Максимальная амплитуда импульса большого тока, кА	100
Остающееся напряжение, В, при импульсе тока: 50 А 30/60 мкс 500 А 30/60 мкс 500 А 8/20 мкс 5000 А 8/20 мкс 10000 А 8/20 мкс	24,9 26,0 26,2 30,6 33,0



Результаты проверки ОПН сведем в табл. 9.15.

Таблица 9.15.Проверка ограничителя перенапряжения ОПН/TEЛ-10/10,5УХЛ1

Параметр	Условия выбора	Величина
		номинальная	расчетная
Номинальное напряжение,		10	10
Наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение,		10,5	9,84
Номинальный разрядный ток,		10	4,63
Максимальная амплитуда импульса тока,		100	49

9.5 ВЫБОР ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ

Для защиты трансформаторов собственных нужд и трансформаторов напряжения применяются предохранители.

Плавкие предохранители должны отвечать следующим требованиям

(9.8)

(9.9)

(9.10)

Выбираем для ТН предохранители типа ПКН001 - 10У3,

Номинальный ток предохранителя должен быть больше максимального тока нагрузки трансформатора (с учетом допустимых перегрузок).

Для защиты ЦТП на стороне 10 кВ ГПП применяем предохранители типа ПКТ.



Выбираем плавкий предохранитель для ЦТП типа ПКТ104-10-160-20УЗ. В табл. 9.16 сводим номинальные данные предохранителей и защищаемого оборудования.

Таблица 9.16

Наименование параметра	Условия выбора	Данные ЦТП
		каталога	расчетные
,		10	10
,		160	110
,		20	18,73

9.6.1 ВЫБОР УСТРОЙСТВ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА

Оперативный ток на подстанциях служит для питания вторичных устройств, к которым относятся оперативные цепи защиты, автоматики и телемеханики, аппаратура дистанционного управления, аварийная и предупредительная сигнализация. При нарушениях нормальной работы подстанции оперативный ток используется также для аварийного освещения и электроснабжения электродвигателей (особо ответственных механизмов).

Система оперативного тока интегрирует в единое целое:

- источники питания в виде аккумуляторных батарей (АБ) и зарядных устройств (ЗУ), работающих в режиме постоянного подзаряда;

- приемно-распределительные щиты постоянного тока по числу АБ;

- кабели вторичной коммутации;

- потребители постоянного тока (ППТ), в том числе: устройства релейной защиты и автоматики; цепи управления высоковольтными аппаратами; устройства противоаварийной автоматики; АСУ ТП; аварийное освещение; устройства связи (резерв).

На подстанциях напряжением 35-110 кВ применяют одну АБ.

ШОТ обеспечивает питанием оперативные цепи управления, защиты, автоматики, приводы коммутационных аппаратов, аварийное освещение и собственные нужды, при этом на последние три потребителя приходиться до 80% всей потребляемой мощности.

Для заряда батарей предусматриваем установку зарядно-выпрямительного устройства, которое получает питание от ТСН - на ГПП.

Подзарядные устройства в нормальном режиме подзаряжают аккумуляторные батареи компенсируя их саморазряд и питают постоянно включенные электроприемники сети оперативного тока.

В послеаварийном режиме подзарядные устройства заряжают аккумуляторную батарею, восстанавливая ее емкость от предшествующего разряда, и питают постоянно включенные электроприемники сети оперативного тока.

Защиту оперативных цепей при КЗ осуществляем автоматическими выключателями. Питание схем управления выполняем отдельно от схем защиты, сигнализации и оперативной блокировки.

В ответственных цепях, где нарушение целостности цепей питания может привести к отказу или ложному срабатыванию защиты и автоматики устанавливаем выключатели с блокировкой на сигнал.

Сигнал о неисправности в цепях питания оперативного тока выводим дежурному персоналу.

9.6.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЕМКОСТИ АККУМУЛЯТОРНЫХ БАТАРЕЙ И ШКАФА ОПЕРЕТИВНОГО ТОКА

Определим емкость аккумуляторной батареи по алгоритму:

1. Ёмкость батареи по условию покрытия длительных нагрузок определим из выражения:



(9.11)

(9.12)

(9.13)

где -наибольший пиковый ток;

- суммарный расчетный ток привода;

- ток нагрузки постоянно подключённой к шинам;

- дополнительный ток нагрузки аварийного режима;

- время аварии (для подстанции принимается 4 часов);

- время работы выключателей.

2. Постоянная нагрузка на аккумуляторной батареи зависит от мощности постоянно включенных устройств управления, сигнализации и релейной защиты (блоки Sepam 2000), шкафов АСУ ТП, устройств антиконденсатного обогрева элегазовых выключателей.

Определим ток нагрузки постоянно подключённой к шинам:

(9.14)

где - ток, потребляемый для антиконденсатного обогрева элегазовых выключателей;

- ток, потребляемый блоками защиты Sepam.

Из каталога фирмы «SchneiderElectric» определяем для блоков защиты Sepam 2000:

- потребляемая мощность - .

Соответственно, потребляемый ток равен

.

Мощность, потребляемая для антиконденсатного обогрева элегазовых выключателей - и - дополнительная мощность, потребляемая в зимнее время. Соответственно, максимальный потребляемый ток (в зимнее время) равен

Подставив значения, получим:

3. Временная нагрузка - появляющаяся при исчезновении переменного тока во время аварийного режима - токи нагрузки аварийного освещения и отопления. Длительность этой нагрузки определяется длительностью аварии (расчетная длительность 30 минут).

Мощность, необходимая для электрообогрева помещений РУ ГПП

Соответственно, потребляемый ток равен

Итоговая токовая нагрузка аварийного освещения равна

Следовательно, ток временной нагрузки равен

.

4. Кратковременная нагрузка (длительностью не более 5 с) создается токами включения и отключения приводов выключателей, пусковыми токами электродвигателей и токами нагрузки аппаратов управления, блокировки, сигнализации и релейной защиты, кратковременно обтекаемых током.

Из каталога фирмы «Siemens» определяем для выключателя типа 3АР1FG-145-110-40/1000:

- мощность, потребляемая приводом взвода пружины при включении выключателя - 660 соответственно, ток, потребляемый приводом равен:

;

- ток, потребляемый электромагнитом включения - 1 А;

- ток, потребляемый электромагнитом отключения - 1 А;

Кратковременную нагрузку определяем, исходя из количества, типов выключателей и приводов к ним. Результаты сводим в табл.9.17.

Таблица 9.17. Определение тока кратковременной нагрузки

Тип выключателя	Тип привода	Кол-во выключателей	Потребляемый ток катушками включения и отключения, А
			При работе привода	При включении катушки	При отключении катушки
3АР1FG-145-110	пружинный	2	3	1	1
ВВ/TEL-10-20-1600	электромагнитный	4	2	0,5	0,5

Ток необходимый для работы выключателей на ГПП:



(9.15)

При определении , учитываем ток, необходимый для включения и отключения вводных выключателей одной секции шин (для ГПП - два выключателя (до и после силового трансформатора), а также пять повторений операций «включения-выключения».

5. Ток аварийного четырехчасового режима равен:

Наибольший пиковый ток равен:

Тогда, расчетная емкость АБ при расчете на четыре часа работы равна:

;

Таким образом принимаем к установке шкафы оперативного тока (ШОТ-01-250/220) «ExOn», компании «Электронмаш».

В шкафу установлены герметизированные свинцово-кислотные аккумуляторные батареи с рекомбинацией газа серии FLB, производства фирмы FIAMM в количестве 18 шт., общей емкостью 250 . Срок службы АБ 12 лет.

Шкаф оперативного тока не требует технического обслуживания на протяжении всего срока службы.

Установленные в шкафу герметизированные аккумуляторные батареи не требуют доливки электролита на протяжении всего срока службы.

ШОТ представляет собой сборную металлоконструкцию (шкаф), разбитую на отсеки: аккумуляторный, зарядный и распределительный.

Шкаф оперативного постоянного тока состоит из двух шкафов, расположенных рядом. В левом шкафу смонтирована схема управления и распределения оперативного тока, а в правом - аккумуляторная батарея.

Габариты шкафа ШОТ-1: ширина 1200 мм, высота 2200 мм, глубина 600 мм. Выбор зарядно-выпрямительного устройства.

Полный ток подзарядных устройств рассчитывается путем прибавления тока, забираемого нагрузкой и тока на зарядку батарей :

(9.16)

Ток заряда батарей:

(9.17)

где - время заряда аккумуляторной батареи на 90% номинальной емкости.

Тогда, полный ток подзарядных устройств:



Исходя из расчета выбираем два подзарядных устройства типа УЗ 220В/40А, которые устанавливаются в ШОТ.

В шкафу оперативного постоянного тока может быть установлено два, три или четыре подзарядных устройств типа УЗ 220В/10А, УЗ 220В/20А с блоком контроля и управления BM220V-6A. «PULSE», выпрямительная система CORDEX 220 - 1100 Вт с контроллером CORDEX CXC.



10. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, АВТОМАТИКА ИТЕЛЕМЕХАНИКА

10.1 ОБЪЕМ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ НА ГПП

Выбор объема релейной защиты производим согласно ПУЭ (раздел 3. Защита и автоматика; раздел 5. Электросиловые установки) [4], результаты выбора приведены в табл. 10.1.

Таблица 10.1

Вид защиты	Вид повреждения
Для трансформаторов ГПП
Дифференциальная защита	Многофазные КЗ на выводах и в обмотках трансформаторов
Газовая защита	Межвитковые замыкания, повреждения внутри кожуха
МТЗ с пуском по минимальному напряжению	Внешние КЗ
МТЗ с одним реле в одной фазе с действием на сигнал	Перегрузка
Термосигнализация	Повышение уровня масла и температуры в верхних слоях
Защита от однофазногокороткого замыканий с действием на отключение	Однофазные токи КЗ на стороне 110
Для трансформаторов ТП
Токовая отсечка	Многофазные КЗ на выводах и в обмотках трансформатора.
МТЗ с выдержкой времени	Внешние КЗ
МТЗ с одним реле в одной фазе с действием на сигнал	Перегрузка
Защита от замыканий на землю с действием на сигнал	Однофазные токи замыкания на землю
Для синхронных двигателей
Дифференциальная защита	Многофазные КЗ на выводах и в обмотках двигателей
МТЗ с выдержкой времени	Сверхтоки перегрузки
Защита минимального напряжения	Снижение напряжения
Защита от асинхронного хода	Асинхронный ток
Защита от замыканий с землей с действием на сигнал	Однофазные токи замыкания на землю
Для асинхронных двигателей
Токовая отсечка	Многофазные КЗ на выводах и в обмотках двигателей
МТЗ с выдержкой времени	Сверхтоки перегрузки
Защита минимального напряжения	Снижение напряжения
Защита от замыканий на землю с действием на сигнал	Однофазные токи замыкания на землю
Для кабельных линий
Токовая отсечка	Многофазные КЗ
МТЗ с выдержкой времени	Резервирование ТО
МТЗ нулевой последовательности с действием на сигнал	Замыкание на землю

10.2 ПЕРЕЧЕНЬ СРЕДСТВ АВТОМАТИКИ НА ГПП

Релейную защиту, автоматику, сигнализацию ГПП выполняем на постоянном токе с использованием батарей аккумуляторов. Для питания цепей соленоидов также используется постоянный ток с выходным напряжением 220В.

На ГПП используем следующие автоматические устройства:

· АВР секций;

· автоматическое управление устройством РПН на силовых трансформаторах;

· автоматическое управление обдувкой трансформаторов;

· автоматические осциллографы для записи аварийных отключений силовых трансформаторов.

10.3 ТЕЛЕМЕХАНИКА, ТЕЛЕУПРАВЛЕНИЕ, ТЕЛЕСИГНАЛИЗАЦИЯ

Средства телемеханики должны применяться для диспетчерского управления территориалъно-рассредоточенными электроустановками, связанными общим режимом работы, и их контроля. Обязательным условием применения телемеханики является наличие технико-экономической целесообразности (повышение эффективности диспетчерского управления, экономичности и надежности управления, отказ от постоянного дежурного персонала).

Телесигнализация предусматривается для отображения на диспетчерских пунктах положения и состояния основного коммутационного оборудования электроустановок, для ввода информации в вычислительные машины или устройства обработки информации, для передачи аварийных и предупредительных сигналов.

Телеизмерения должны обеспечить передачу основных электрических или технологических параметров, необходимых для установления и контроля оптимальных режимов работы электроустановок или всей системы электроснабжения в целом. Телеизмерения, не требующие постоянного контроля должны осуществляться периодически или по вызову.

Все потребители электроэнергии, независимо от присоединенной мощности, должны иметь приборы учета активной энергии для денежного расчета за полученную ими энергию (расчетный учет). Промышленные предприятия и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью 100 кВА и выше с обобщенным годовым максимумом не ниже 500 кВт должны иметь приборы учета реактивной мощности.

Расчетные счетчики энергии, как правило, устанавливаются на границе раздела сети энергоснабжающей организации и потребителей, определяемой балансовой принадлежностью сетей и трансформаторов. При питании от сетей 35 - 220 кВ расчетные счетчики устанавливаются на вторичной стороне приемных трансформаторов.

Электроизмерительные приборы, установленные на понижающих подстанциях, должны удовлетворять следующим требованиям:

Показывающие и самопишущие приборы должны быть класса точности 1,0; 2,5. Класс точности трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков электроэнергии должен быть не более 0,5. Допускается использование трансформаторов напряжения класса точности 1,0 для включения расчетных счетчиков класса точности 2,0.

В соответствии с указаниями [8] намечаем к установке следующий объем измерительной аппаратуры:

на вводных ячейках 10 кВ РУ-10 кВ ГПП, РП: амперметры, ваттметры, варметры, счетчики активной и реактивной энергии;

на отходящих линиях к цеховым трансформаторам и электродвигателям: амперметры, счетчики активной мощности.

10.4 РАСЧЕТ УСТАВОК РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫСИНХРОННОГО ДВИГАТЕЛЯ

Основными видами повреждений синхронных электродвигателей являются:

· многофазные КЗ в обмотках статора;

· однофазные замыкания обмотки статора на землю;

· двойные замыкания на землю (одна точка - в сети, а другая - в одной из фаз статорной обмотки);

· замыкание части витков в одной фазе обмотки статора;

· обрыв цепи возбуждения;

· замыкание на землю цепи возбуждения.

Защиту электродвигателей необходимо выполнять возможно более простой и надежной, что особенно важно для двигателей напряжением выше 10 кВ, поскольку отказ основной защиты даже при надежном действии резервной защиты смежного элемента может привести к серьезным последствиям, требующим длительного ремонта или полной замены электродвигателя, а также нарушению устойчивой работы неповрежденной нагрузки. Поэтому защита от многофазных КЗ должна быть обязательно быстродействующей с действием на отключение.

Для двигателей напряжением 10 кВ допустимо вводить в защиту от однофазного замыкания на землю выдержку времени 1 - 2 с, если без этого нельзя достичь необходимой чувствительности защиты.

Для защиты от однофазных замыканий устанавливают специальную защиту нулевой последовательности.

Двойные замыкания на землю, как и многофазные, должны отключаться без выдержки времени. В этих случаях функции защиты от двойных замыканий на землю выполняет защита от однофазных замыканий.

Для СД необходима защита от обрыва цепи возбуждения, поскольку защита от асинхронного режима при обрыве цепи возбуждения обычно отказывает в действии.

Основным видом ненормального режима электродвигателей является прохождение в статоре токов, превышающих номинальный. Появление сверхтоков в статоре обусловливается следующими причинами:

· перегрузкой приводимого механизма;

· снижением частоты вращения и выходом из синхронизма СД в результате снижения напряжения на выводах с последующим его восстановлением;

· обрывом одной из фаз питающей цепи;

· повреждением механической части или приводимого механизма.

Защита двигателя от перегрузки должна действовать на его отключение, но с выдержкой времени, достаточной для его пуска.

Для предотвращения несинхронного включения применяется защита от потери питания, в качестве которой используется, как правило, минимальная защита напряжения (дополненная часто на СД минимальной защитой частоты с блокировкой по направлению активной мощности). Защита действует на отключение или развозбуждение электродвигателей во избежание:

· несинхронного включения СД;

· повторного пуска после останова из-за длительного (более 1 - 9 с) отсутствия напряжения.

Ненормальным режимом синхронных двигателей (кроме указанных) является асинхронный ход, появляющийся вследствие выпадения СД из синхронизма.

При кратковременной потере питания с последующим действием устройств АПВ и АВР синхронные двигатели успевают выпасть из синхронизма, поскольку полный цикл отключения-включения превышает, как правило, 0,3 - 0,4 с.

При трехфазных КЗ на смежных элементах в нереактированной сети синхронные двигатели не выпадают из синхронизма, если сеть снабжена быстродействующими защитами (без выдержки времени). В противном случае выпадение из синхронизма обязательно произойдет. Поэтому применяют защиту от асинхронного хода, действующую на восстановление синхронного режима или на отключение СД.

Функции защиты от обрыва фазы часто возлагаются на защиту от перегрузок. Однако в ряде случаев предусматривается специальная защита от неполнофазного режима работы электродвигателя.

Для обеспечения срабатывания защит при удаленных от выводов повреждениях обмотки статора токовую защиту от КЗ выполняют дифференциальной.Для электродвигателей, имеющих защиту от однофазных замыканий на землю, дифференциальная защита может выполняться двухфазной, а защита от однофазных замыканий выполняет также функции защиты при двойных замыканиях.

При выполнении дифференциальной защиты на электродвигателях с реакторным пуском пусковой реактор, как правило, включают в зону защиты.

10.4.1 РАСЧЕТ УСТАВКИ ЗАЩИТЫ ОТ МНОГОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ

Т.к. в дипломном проекте синхронные двигатели являются потребителями 1 категории, по ПУЭ для обеспечения большей надежности будет применяться от многофазных замыканий дифференциальная защита. Вычислим уставки срабатывания защиты.

Пуск двигателя: реакторный, после завершения пуска двигатель продолжает работатьчерез реактор.

Определяем максимальный бросок пускового тока электродвигателя при прямом пуске:

(10.1)

- кратность пускового тока;

- учитывает апериодическую составляющую ТКЗ.

Определяем полное пусковое индуктивное сопротивление двигателя:

(10.2)

Определяем индуктивное сопротивление сети:

(10.3)

Определяем максимальный бросок пускового тока двигателя при реакторномпуске:

(10.4)

Где - индуктивное сопротивление реактора.

Трансформаторы тока, установленные в ячейке КРУ-К63: первичный ток ; вторичный ток .

Коэффициент трансформации:

(10.5)

Для нахождения тока небаланса необходимо знать:

=0,1полная относительная погрешность ТТ установленных со стороны нейтрали электродвигателя в режиме, соответствующем максимальному значению броска пусковоготока электродвигателя с учётом апериодической составляющей;

г - основная относительная погрешность измерения дифференциального тока устройством РЗА (складывается из погрешностей измерения двух токовых каналов, погрешность каждого - 2,5%);

д - технологический запас, обусловленный наличием дополнительной погрешности измерения терминала. Принимается равным половине основной погрешности измерения дифференциального тока (д = 2,5%).

Определяем значение уставки :

= 1,1- коэффициентотстройкидля SEPAM.

Ток срабатывания реле при соединении трансформаторов тока в полную звезду (- коэффициент схемы):

(10.6)

Проверку на чувствительность осуществляют по металлическому двухфазному КЗ на шинах ГПП в минимальном режиме работы энергосистемы :

(10.7)

т.е. защита удовлетворяет требованиям чувствительности.

10.4.2 РАСЧЕТ УСТАВКИ ЗАЩИТЫ ОТ ОДНОФАЗНЫХЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ

Защита от замыканий на землю устанавливается на электродвигателях в том случае, если ток замыкания на землю превышает 5 А.

Величина однофазного тока замыкания на землю определяется по выражению:

(10.8)

где - суммарная длина всех кабельных линий, металлически связанных с местом замыкания на землю;

- суммарный ток подпитки емкостного характера от синхронных электродвигателей, для i-го электродвигателя определяемый по формуле:

(10.9)

где - номинальная мощность электродвигателя,

и - соответственно фазное и номинальное напряжения сети и СД, ;

- для изоляции класса Б при 200С;

- номинальное число оборотов в минуту,

Так для электродвигателя СТД-3150-23 УХЛ4 емкостный ток составляет:

От синхронных двигателей, и кабельных линий, максимально возможный емкостный ток замыкания на землю составит:

Ток замыкания на землю в сети 10 кВ меньше 5 А, но для повышения электробезопасности и надежности работы электрооборудования защиту от замыканий на землю все же установим с действием на сигнал. Для этого в ячейке устанавливаем трансформатор тока нулевой последовательности.

10.4.3 РАСЧЕТ УСТАВКИ ЗАЩИТЫ ОТ АСИНХРОННОГО ХОДА И ПЕРЕГРУЗКИ

Предусматриваем защиту реагирующую на увеличение тока статора. При наличии защиты от перегрузки ПУЭ рекомендует совмещать защиту от асинхронного режима с защитой от перегрузки.Перегрузка электродвигателей возникает в следующих случаях:

- при затянувшемся пуске;

- по техническим причинам и перегрузке механизмов;

- в результате обрыва одной фазы;

- при повреждении механической части электродвигателя или механизма, вызывающие торможение двигателя.

Для защиты от токов перегрузки применяюся максимальные токовые защиты с выдержкой времени. Токовую защиту выполняем двухрелейной с соединением трансформаторов тока и обмоток реле в неполную звезду. Номинальный ток CД:

.

Ток срабатывания защиты от перегрузки:

(10.11)

Ток срабатывания реле:

, (10.12)

Для цифровых терминалов SEPAM принимают(по информации фирмы Schneider Electric):

= 1,1- коэффициентнадежностизащиты;

= 1 - коэффициент схемы;

= 0,95- коэффициент возврата;

= 60 - коэффициент трансформации трансформатора тока.

.

Чувствительность защиты:

Выдержка времени защиты должна превышать на 20 - 30 % расчетное время пуска электродвигателя. Эта уставка срабатывания уточняется в процессе наладочных работ.

Время срабатывания защиты от асинхронного хода tС.З = 20 с. В случае обрыва цепи возбуждения используем защиту, выполненную с задержкой времени 10 с, действующую на отключения двигателя.

10.4.4 ЗАЩИТА ОТ ПОТЕРИ ПИТАНИЯ

Защита от потери питания устанавливается на электродвигателях, которые:

· не подлежат самозапуску по технологическим причинам или правилам техники безопасности;

· необходимо отключить для обеспечения самозапуска других, более ответственных электродвигателей;

· подлежат отключению во избежание повторного пуска после останова из-за длительного (более 10 с) отсутствия напряжения при перерыве электроснабжения;

· подлежат отключению или развозбуждению для предотвращения возможного несинхронного включения этих электродвигателей на параллельную работу с сетью.

Защита от потери питания выполняется обычно групповой (один комплект защиты на секцию) и действует на отключение двигателей или их развозбуждение (для СД).

В качестве защиты от потери питания применяют минимальную защиту напряжения, выполняемую обычно двухступенчатой.

Первая ступень предназначена для облегчения самозапуска ответственных электродвигателей, она отключает электродвгатели неответственных механизмов. Обычно принимают равным 0,5 - 1,5 с на ступень выше времени действия быстродействующих защит от многофазных КЗ, а уставка срабатывания принимается равной

Вторая ступень предназначена для отключения электродвигателей при перерывах питания, самозапуск которых недопустим по условиям технологии или техники безопасности. Выдержку времени второй ступени минимальной защиты напряжения принимают равной 10 - 15 с. Напряжение срабатывания второй ступени не превышает .

(10.13)

Для двигателя СТД-3150 время срабатывания защиты минимального напряжения принимаем 10 с.

В системах электроснабжения токовая защита выполняется двухступенчатой на основе токовой отсечки без выдержки времени и максимальной токовой защиты. Защита предусматривается в двухфазном исполнении (фазы А и С).

В сетях 10 кВ на линиях, отходящих от шин ГПП, устанавливается защита от замыканий на землю.

10.5 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ ПО МИКРОПРОЦЕССОРНЫМ БЛОКАМ SEPAM 2000

Повышению надёжности работы релейной защиты и автоматики способствует применение устройств РЗА с использованием цифровых технологий, имеющих большое преимущество перед релейно-контактными устройствами и устройствами выполненные с использованием полупроводников. Рассмотрим основные преимущества:

· Готовность к работе. Использование методов самотестирования и самодиагностики обеспечивает полный контроль за состоянием самого устройства. Обслуживающий персонал постоянно получает информацию о состоянии устройства. В случае неисправности, постоянно действующие средства самодиагностики переводят устройство в заранее определённое нерабочее состояние, исключая, таким образом, возможность непредсказуемых срабатываний.

· Снижение общей стоимости. Интеграция всех функций, необходимых для защиты и управлением объектом в одном блоке устройства , даёт важные преимущества, более рациональная эксплуатация, оптимизированные технические характеристики и снижение общей стоимости при улучшении качества обслуживания.

· Снижение затрат.

На разработку:

ь путём выбора блоков, готовых к эксплуатации без детального проектирования.

На установку:

ь путём интеграции вспомогательных реле, а также измерительных приборов и устройств сигнализации.

На ввод в действие:

ь благодаря простоте монтажа и наладки.

На эксплуатацию:

ь благодаря дистанционному управлению и упрощённому доступу к информации.

На техобслуживание:

ь за счёт уменьшения профилактических работ.

· Безопасность.

При разработке устройства были проведены расчёты по самой передовой технологии. Благодаря им риск неисправности в интегральном решении SEPAM сведён к минимуму.

· Простота управления.

В устройство нужно лишь ввести параметры (номинальные данные трансформаторов и общие сведения об электрической сети).

После анализа достоинств данного прибора, принимаем к установке устройство серии . Это устройство обладает высокими рабочими характеристиками и может применятся в различных областях.

располагает широкими возможностями, благодаря встроенному программируемому контроллеру и интерфейсу связи с системой диспетчеризации или другой централизованной системой управления. Встроенный программируемый контроллер значительно сокращает количество вспомогательных реле и связанных с ними цепей вторичной коммутации.

Каждое устройство разработано для различных присоединений и включает в себя все необходимые функции готовые к работе. Достаточно выбрать соответствующий тип устройства в таблице функций для каждого из следующих применений:

· подстанция;

· сборные шины;

· трансформатор;

· двигатель;

· конденсатор;

· генератор.

Каждое устройство поставляется со стандартной программой управления и сигнализации, что позволяет использовать его без дополнительного проектирования и программирования. передаёт данные в диспетчерскую, и таким образом оператор, не покидая рабочего места, немедленно информируется об обстановке для принятия соответствующих решений.

заменяет такие измерительные приборы, как амперметры, вольтметры, ваттметры, счётчики энергии. На дисплей выводятся такие предупредительные сигналы или текущие сообщения, поступающие от защит или логики управления.

Установка и подключение. Устройство поставляется в комплекте со всеми разъёмами. Подсоединение осуществляется при помощи фиксирующих винтов.

Логика управления и сигнализация. Каждый тип имеет встроенный программируемый контроллер с 10 логическими входами и 6 выходами. Он используется для стандартного автоматизированного управления сетями:

· логическая селективность,

· устройство повторного включения,

· разгрузка.

Эксплуатация. Использование пульта позволяет легко считывать информацию и осуществлять регулировку. Пульт имеет клавиатуру, дисплей на 4 строки по 20 символов и систему меню. С его помощью просто считывать результаты измерений, выводить параметры, изменять условия эксплуатации или получать текущую информацию. Доступ к регулировкам защит защищён паролем. Устройство хранит параметры и значения регулировок защит в памяти. В случае прекращения питания оперативным током параметры и значения сохраняются и восстанавливаются при возобновлении питания.

Запись осциллограмм аварийных режимов. Устройство имеет функцию записи осциллограмм аварийных режимов. Данная функция позволяет записывать аналоговые сигналы (ток, напряжение) и логические состояния во время действия повреждения.

Связь. Устройство содержит модуль связи для подключения к системе диспетчеризации. Модуль связи обеспечивает:

· измерение электрических величин;

· сигнализацию;

· управление выключателем;

· считывание и изменения регулировок;

· диагностику сети путём:

1. записи событий в хронологическом порядке,

2. графического отображения измеряемых величин.

10.6 АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ И КОНТРОЛЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЧАСТЬЮ ПОДСТАНЦИЙ СРЕДНЕГО НАПРЯЖЕНИЯ КОМПАНИИ ШНАЙДЕР ЭЛЕКТРИК

Согласно современным требованиям необходимо включать в АСУ ТП автоматизированную систему контроля и управления энергопотреблением (АСКУЭ) в качестве самостоятельной подсистемы.

Необходимость создания самостоятельной подсистемы АСКУЭ продиктовано существенными отличиями управления в системах электроснабжения от управления «медленными» технологическими процессами:

· высокое быстродействие на всех уровнях процесса управления

· точная привязка по времени всей собираемой системой информации

· тяжелые условия работы аппаратуры

· независимые от системы АСУ ТП рабочие места операторов

Система ES - 1000 обеспечивает защиту, контроль и техническое управление электрическими подстанциями среднего напряжения. Использование системы АСУ ЭС позволяет оптимизировать работу подстанции, обеспечить безопасность, повысить рентабельность и качество.

Основными функциями системы управления и контроля в таком случае будут:

· цифровая релейная защита (блоки SEPAM);

· выдача оперативной информации о текущем состоянии электрической сети;

· предоставление оператору возможности дистанционного управления;

· сигнализация о неисправностях и аварийных ситуациях;

· регистрация событий на жестком диске, распечатка на принтере;

· защита от несанкционированного доступа.

Коммуникационные возможности Sepam позволяют включить КРУ, состоящее из ячеек К-63, в единую систему управления на базе специальной автоматизированной системы ES 1000, разработанной для управления и контроля оборудования высокого и низкого напряжения.

В качестве устройств нижнего уровня системы управления и контроля используются специализированные блоки цифровой релейной защиты SEPAM - 2000. В этих устройствах могут быть реализованы как стандартные программы защит, так и специфические типы защит, разработанные в соответствии с потребностями пользователей. Все типы защит могут параметрироваться через систему управления и контроля. При необходимости ввода в SEPAM дополнительной информации возможно использование дополнительных модулей ввода/вывода.

Сбор информации от блоков SEPAM - 2000 производится по двухпроводной (четырехпроводной) сети, стандарт RS-485. Используется протокол обмена Jbus. Все SEPAM-ы объединяются в несколько групп (каналов) которые напрямую подключаются к пункту управления, без использования промежуточных концентраторов.

Пункт управления представляет собой персональный компьютер (IBM PC, PENTIUM, 200MHz, 32Mbt, 2Gb, 3” Ѕ - 1,44Mb) с установленными в свободные слоты платами связи APPLICOM PC4000. Возможно использовать до трех плат связи. Каждая плата имеет по 4 свободно программируемых канала RS485. На каждый канал может быть подключено до 8 блоков SEPAM.

Таким образом, максимальное количество SEPAM - 2000, которые могут быть подключены к системе управления и контроля в стандартной конфигурации составляет 96. Для увеличения количества подключаемых SEPAM необходимо применять более сложную архитектуру.

Вся информация, полученная от блоков защиты SEPAM, или других контроллеров, поддерживающих стандарт Modbus/Jbus поступает на персональный компьютер и обрабатывается программным обеспечением системы ES 1000 - Supervisor, выполняющим функции управления и контроля.

Пользовательский интерфейс системы ЕS 1000 специально разработан для специалистов-электриков, диспетчерское управление и сбор данных реализовано в системе SCADA. Интерфейс прост в понимании и в повседневном использовании. Кроме того, интерфейс имеет многоуровневую систему доступа через специальные коды, которые ответственный за безопасность установки распределяет среди операторов.



11. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

11.1 РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЯЮЩИХ УСТРОЙСТВ

В районах Крайнего Севера существуют особенности температурных режимов земли. Отрицательная температура определяет наличие многолетнемерзлых грунтов. В вертикальном разрезе почвы выделим следующие слои:

· деятельный слой земли: мощность от 0,7 до 2,5 м. В этом слое температура изменяется от плюсовых до минусовых значений;

· аккумуляционный слой: для него характерны постоянные минусовые температуры, но они изменяются в зависимости от времени года;

· подстилающий слой: вечная мерзлота;

· основные грунты.

В соответствии с изменением температурных слоев изменяется и удельное сопротивление земли. Таким образом, основная трудность в обеспечении электробезопасности обусловлена высоким удельным сопротивлением поверхностных слоев земли и неопределенностью значений удельного сопротивления при расчете заземляющего устройства (ЗУ).

Подход к решению вопроса электробезопасности в соответствии с требованиями ПУЭ зависит от номинального напряжения и режима заземления нейтрали. В сетях 110 кВ принят режим глухого заземления нейтрали. Токи однофазного КЗ соизмеримы с токами трехфазного КЗ. Поэтому в сетях с глухозаземленной нейтралью напряжения прикосновения могут достичь опасных значений. Именно исходя из вероятности поражения от действия напряжения прикосновения, ПУЭ предписывает, чтобы сопротивление ЗУ не превышало 0,5 Ом. Для обеспечения этого значения сопротивления необходимы большие материальные затраты. В средней полосе России затраты на сопротивление заземления равное 0,5 Ом в общей стоимости ГПП не превышают 0,5 %. Если в электроустановках Крайнего Севера обеспечить сопротивление ЗУ RЭ = 0,5 Ом, то затраты на выполнение ЗУ составят от 40 до 60% в общей стоимости ГПП. Поэтому, исходя из соображений снижения затрат в электроустановках 110 кВ, ПУЭ допускают выполнять ЗУ не по величине 0,5 Ом, а по величине, при которой обеспечивался бы нормируемый уровень электробезопасности на территории ГПП. Так как ток через тело человек протекает под действием напряжения прикосновения UПР, то ПУЭ и ГОСТ нормируют допускаемую величину UПР.

Таким образом, необходимо найти расчетное напряжение прикосновения: