Выбор по номинальному току отключения по формуле (2.5)

3. Выбор по номинальному току отключения по формуле (2.5).

4. Выбор по номинальной мощности отключения по формуле:

,

где – номинальная мощность отключения; – мощность КЗ.

Выбираем предохранитель на трансформатор собственных нужд типа ПКН11-10-5-31,5 УЗ, по таблице 23-18 [2].

Техническим заданием предусмотрено установка многофункциональных электронных счётчиков ЕВРО- Альфа по учёту расхода электроэнергии.

Счетчик предназначен для учета активной и реактивной энергии и мощности в цепях переменного тока в многотарифном или однотарифном режимах, для использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), для передачи измерительных или вычислительных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету и распределению электрической энергии.

Счетчики ЕВРО-Альфа предназначены для применения на перетоках, генерации, высоковольтных подстанциях, в распределительных сетях и у промышленного потребителя. Технические характеристики счётчика указаны в таблице 3.10.

Таблица 3.10 Технические характеристики счётчика ЕВРО-Альфа

Пример записи счетчика EA02-RA-LX-P3-B-N-4:

EA – ЕвроАльфа; 02 – класс точности ( 02 – класс точности 0,2S, 05 – класс точности 0,5S); RA – измерение активной или активной и реактивной энергии (R – до 2-х величин, RA – до 2-х величин); LX – (LX – расширенная память для хранения данных графика электрической нагрузки, Т – режим многотарифности, L – многотарифность и хранение данных графика нигрузки); P3 – телеметрические выходы ( Р1 – плата с одним полупроводниковых реле, Р2 – плата с двумя группами по 2 полупроводниковых реле, Р3 – плата с тремя полупроводниковых реле, Р4 – плата с двумя группами по 4 полупроводниковых реле); B – цифровые интерфейсы (С – ИРПС «токовая петля», В – RS 485, S1 – RS 232); N – реле ( N – управление нагрузкой, F – переключение тарифов других счетчиков); 4 – число элементов (3 – двухэлементный счетчик (3-х проводная линия), 4 – трехэлементный счетчик (4-х проводная линия)).

На ПС «Гежская» 110/6 кВ в систему АСКУЭ включаются расчетные счетчики и счётчики технического учёта, установленные:

- на вводах 6 кВ силовых трансформаторов  -2 сч;

- на вводах 0,4 кВ трансформаторов собственных нужд  -2 сч;

- на отходящих линиях 6 кВ -8 сч;

Данные по местам установки счетчиков, типам применяемых счётчиков, их связным номерам, данные трансформаторов тока и напряжения приведены в таблице 3.11 и соответствуют схеме установки приборов учёта электроэнергии на подстанции «Гежская», утверждённой Главным энергетиком ООО «УралОйл».

Таблица 3.11 Таблица счётчиков

Данная глава была посвящена выбору и проверке оборудования: силовых трансформаторов, питающих линии, разъединителей, выключателей, трансформаторов тока, предохранителей, КРУ.

На стороне 110 кВ приняли комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью 6,3 МВА укомплектованную элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства «Уралэлектротяжмаш».

ЗРУ-6 кВ выполнили в виде металлического сооружения КРПЗ-10, блоки КРПЗ-10 укомплектованы КРУ серии КУ-10ц. В ячейках КРУ установили вакуумные выключатели ВР-1 производства ОАО РЗВА, трансформаторы тока типа ТЛК.

Всё установленной на ПС оборудование выбрано по условиям длительного режима работы и проверено по условиям коротких замыканий. При этом для всех аппаратов производилось:

1.  выбор по напряжению;

2.  выбор по нагреву при длительных токах;

3.  проверка на электродинамискую стойкость;

4.  проверка на термическую стойкость.

В настоящее время большинство фирм производителей прекращают выпуск электромеханических реле и устройств и переходят на цифровую элементную базу.

Переход на новую элементную базу не приводит к изменению принципов релейной защиты и электроавтоматики, а только расширяет её функциональные возможности, упрощает эксплуатацию и снижает стоимость. Именно по этим причинам микропроцессорные реле очень быстро занимают место электромеханических и микроэлектронных.

Основными характеристиками микропроцессорных защит значительно выше микроэлектронных, а тем более электромеханических. Так, мощность, потребляемая от измерительных трансформаторов тока и напряжения, находится на уровне 0,1- 0,5 ВА, аппаратная погрешность в приделах 2-5 %, коэффициент возврата измерительных органов составляет 0,96-0,97.

Мировыми лидерами в производстве релейной защиты и автоматики являются европейские концерны ALSTOM, ABB и SIMENS. Общим является всё больший переход на цифровую технику. Цифровые защиты, выпускаемые этими фирмами, имеют высокую стоимость, которая впрочем, окупается их высокими техническими характеристиками и многофункциональностью.

Современные цифровые устройства РЗА интегрированы в рамках единого информационного комплекса функций релейной защиты, измерения, регулирования и управления электроустановкой. Такие устройства в структуре автоматизированной системы управления технологическим процессом энергетического объекта являются оконечными устройствами сбора информации. В интегрированных цифровых комплексах РЗА появляется возможность перехода к новым нетрадиционным измерительным преобразователям тока и напряжения – на основе оптоэлектронных датчиков, трансформаторов без ферромагнитных сердечников и т.д. Эти преобразователи технологичнее при производстве, обладают очень высокими метрологическими характеристиками, но имеют алую выходную мощность и непригодны для работы с традиционной аппаратурой.

Цифровые микропроцессорные комплексы РЗ являются интеллектуальными техническими средствами. Им присущи:

а) многофункциональность и малые размеры (одно цифровое измерительное реле заменяет десятки аналоговых);

б) дистанционные изменения и проверка уставок с пульта управления;

в) ускорение противоаварийных отключений и включений;

г) непрерывная самодиагностика и высокая надёжность;

д) регистрация и запоминание параметров аварийных режимов;

е) дистанционная передача оператору информации о состоянии и срабатываниях устройств РЗ;

ж) возможность вхождения в состав вышестоящих иерархических уровней автоматизированного управления;

з) отсутствие специального технического обслуживания – периодических проверок настройки и исправности.

В условиях конкуренции, фирмы часто выпускают рекламные проспекты на еще разрабатывающиеся устройства и, когда дело доходит до заказа, то выясняется, что ряд функций в этом устройстве еще не доработано или совсем не разработано. Хотя с другой стороны, жизнь не стоит на месте, и чтобы выжить, фирмы постоянно совершенствуют свои устройства, часто перехватывая, а то и "заимствуя" друг у друга новинки или удачные решения, и поэтому тяжело поспевать за их разработками. Плохо, если приобретешь такую промежуточную разработку, которая быстро снимается с производства, и потом в дальнейшем будут трудности с ремонтом, т.к. замена чипов или полных блоков не всегда возможна, потому что технология производства тоже не стоит на месте и изменяются конструктивы элементов и комплектующих.

Для выбора необходимых нам устройств защиты проведём сравнительный анализ разработок различных фирм производителей. В основном все подходы по функциональному признаку тесно переплетаются во всех разработках в сети 110-220 кВ. Основными характерными моментами являются:

1)  не менее 5 зон дистанционной защиты от всех видов КЗ, с возможностью их блокирования при качаниях и при неисправности цепей напряжения;

2)  возможность телеускорения в дистанционной защите, определенных ее зон (по выбору) с использованием различных (по выбору) схем связи, определенные схемы телеускорения могут иметь свой ВЧ канал также для телеускорения токовой направленной защиты нулевой последовательности от КЗ на землю;

3)  возможность автоматического ускорения определенных ступеней дистанционной защиты при ручном включении и АПВ;

4)  возможность ввода удлиненной зоны до АПВ;

5)  наличие аварийных токовых защит, вводимых автоматически при неисправности цепей напряжения и блокировании дистанционной защиты;

6)  наличие отдельных токовых защит вводимых автоматически на время опробования линии при ручном включении линии или АПВ;

7)  наличие токовых защит, используемых как МТЗ для различных режимов, например: междуфазной токовой отсечки, защиты ошиновки ВЛ при полуторной схеме, резервных токовых защит линии, в том числе с различной степенью инверсности токозависимых по времени характеристик срабатывания;

8)  наличие токовых защит нулевой последовательности с использованием направленности (по выбору), телеускорения и автоматического ускорения отдельных ступеней;

9)  наличие токовых защит обратной последовательности, для работы при несимметричных КЗ, особенно за обмотками трансформаторов "звезда"/"треугольник";

10)  функции УРОВ;

11)  функции АПВ, включающие в себя ОАПВ, УТАПВ, ТАПВ, причем последние могут выполняться с контролями напряжений и контролем синхронизма;

12)  функции определения места повреждения на линии;

13)  функции регистрации аварийных параметров и сигналов;

14)  контроль цепей тока и напряжения;

15)  измерение рабочих значений токов, напряжения, мощности, частоты, в амплитудных и средних значениях;

16)  контроль цепей отключения и включения выключателя;

17)  контроль числа коммутаций выключателя, с регистрацией суммы токов отключения;

18)  переключение наборов уставок (4 набора).

Подробнее рассмотрим защиты, которые в настоящее время производятся серийно и уже находятся в эксплуатации во многих странах мира. Это защиты SPAC801 фирмы «ABB» и защита Micom фирмы «ALSTOM». Ввиду большого числа функций и возможных вариантов использования характеристик в терминалах, сравнение производится по основным из них. Второстепенные характеристики и параметры настройки следует смотреть в заводской (фирменной) документации на изделия. Сравнение будем вести по техническим и функциональным признакам. Сравнительная характеристика представлена в таблице 4.1

Таблица 4.1 Сравнительная характеристика микропроцессорных защит

Познакомившись с Micom P123 и SPAC801, приходим к выводу, что по набору защит они одинаковы, поэтому рассмотрим по дополнительным функциям:

1.  Габаритные размеры у Micom P123, в 2 раза меньше SPAC801;

2.  Micom P123 имеет 4-х строчный ЖКД, а SPAC801однострочный с тремя символам;

3.  Micom P123 выражает реальные величины, а SPAC801 – в относительных, требуется перерасчет;

4.  Micom P123 регистрирует до 75 аварий и переходных процессов, SPAC801только 5 последних событий и срабатывает индикатор;

5.  Различные функции терминала Micom P123 можно связать между собой с помощью логических элементов, SPAC801 жестко забитая логика вывод защиты через диаграмму ключей, нет возможности логической связи.

Из данной таблице можно сделать вывод, что микропроцессорная защита Micom P123, превосходит по некоторым функциональным параметрам. Также следует учесть тот факт, что персонал Березниковских электрических сетей ознакомлен с микропроцессорами фирмы «ALSTOM» – это и является главным критерием для их установки на подстанции.

Защита элементов системы электроснабжения должна ограничить или полностью устранить в них возможные нарушения нормального режима работы, вызванные электрическими, тепловыми или механическими перегрузками, а так же аварийными повреждениями, основными причинами которых обычно являются различные виды КЗ. Для обеспечения защиты применяются аппараты отключения: а) плавкие предохранители ВН и НН и автоматические выключатели НН; б) аппараты релейной защиты, действующие на отключение выключателя.

Релейная защита – совокупность специальных устройств и средств (реле, измерительные трансформаторы и другие аппараты), обеспечивающие автоматическое отключение поврежденной части электрической установки или сети. Если повреждение не представляет для электроустановки непосредственной опасности, то релейная защита должна приводить в действие сигнальные устройства, не отключая установку. Основные условия надежной работы релейной защиты:

1)  обеспечение селективности, т.е. отключение только поврежденных участков. Время срабатывания защиты характеризуется выдержкой времени, обеспечивающей селективность. Выдержка определяется полным временем действия защиты до отключения поврежденного участка;

2)  остаточная чувствительность ко всем видам повреждений на защищаемой линии и на линиях, питаемых от нее, а так же к изменению в связи с этим параметров (тока, напряжения и др.), что оценивается коэффициентом чувствительности;

3)  максимальная простота схем с наименьшим числом аппаратов и достаточная надежность и быстродействие;

4)  наличие сигнализации о неисправностях в цепях, питающих аппараты релейной защиты.

Исходя, из главы 5.1 примем и рассчитаем, устройства релейной защиты выполненные на терминале Micom Р632, Р139 производства «ALSTOM». Проектом предусмотрено техническое задание на устройства защиты, автоматики, управления и измерения ОРУ-110 кВ, ЗРУ-6 кВ и силового трансформатора.