• RU
  • icon На проверке: 3
Меню

Районная подстанция 500/220/110/10 кВ - диплом

  • Добавлен: 22.10.2014
  • Размер: 1 MB
  • Закачек: 3
Узнать, как скачать этот материал

Описание

Формат pdf.
Дипломный проект на тему: "Районная подстанция 500/220/110/10 кВ. Модернизация РЗ АТДЦТН- 125000/220/110/10 кВ, сборных шин 220 кВ и разработка технических мероприятий по наладке и эксплуатации микропроцессорного шкафа типа ШЭ 2607- 016 ЛЭП-110кВ".

В данном дипломном проекте: - выполнен выбор и расчет защит автотрансформатора и шин 220 кВ подстанции «Ш30» Филиала ФСК ЕЭС РПМЭС - разработаны технические мероприятия по наладке и эксплуатации шкафа основной защиты линии типа ШЭ2607-016; - выполнен расчет себестоимости трансформированного киловаттчаса, рассмотрена организация технического обслуживания устройств РЗА; - рассмотрено социальное значение вопроса безопасности жизнедеятельности, произведена идентификация негативных факторов, анализ воздействия данных факторов на человека.

Состав проекта

icon diplom.pdf

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon diplom.pdf

защ АТР (ДЗТ21 ШЭ042)
защ шин 110 (РНТ ШЭ062)
Районная подстанция 50022011010 кВ. Модернизация РЗ АТДЦТН12500022011010 кВ сборных шин 220 кВ и разработка технических
мероприятий по наладке и эксплуатации микропроцессорного шкафа типа
ШЭ 2607- 016 ЛЭП-110кВ.
В данном дипломном проекте:
- выполнен выбор и расчет защит автотрансформатора и шин 220 кВ
подстанции «Ш30» Филиала ФСК ЕЭС РПМЭС
- разработаны технические мероприятия по наладке и эксплуатации
шкафа основной защиты линии типа ШЭ2607-016;
- выполнен расчет себестоимости трансформированного киловаттчаса
рассмотрена организация технического обслуживания устройств РЗА;
жизнедеятельности произведена идентификация негативных факторов
анализ воздействия данных факторов на человека.
МОДЕРНИЗАЦИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ АТДЦТН-12500022011010
КВ СБОРНЫХ ШИН 220 КВ 12
1. Краткая характеристика оборудования подстанции «Ш30» 12
2. Расчет токов короткого замыкания 14
3. Защита автотрансформатора подстанции 26
4. Защита сборных шин 220 кВ 43
РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО НАЛАДКЕ И
ЭКСПЛУАТАЦИИ МИКРОПРОЦЕССОРНОГО ШКАФА ЗАЩИТ ЛИНИИ
0 КВ ТИПА ШЭ2607-016 53
1. Описание и работа шкафа защит 53
2. Основные технические данные и характеристики шкафа 53
3. Состав шкафа и конструктивное выполнение 58
4. Устройство и работа шкафа 60
5. Использование шкафа защит 71
6. Рекомендации по выбору уставок 81
7. Выбор уставок защит линии 87
ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 103
1. Расчет технико-экономических показателей подстанции. 103
2. План по себестоимости трансформирования электроэнергии 105
3. Технико-экономические показатели ПС 108
4. Организация технического обслуживания релейной защиты и
автоматики на подстанции 108
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 112
1. Идентификация негативных факторов на подстанции 112
2. Охрана окружающей среды 112
3. Оценка воздействия негативных факторов 113
4. Организационно-технические меры по снижению негативных
5. Оперативны план пожаротушения подстанции 124
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 135
Роль электроэнергетики в жизни общества и государства огромна и
определяющего влияния на бюджетно-финансовое положение страны и
электроэнергию в современных условиях просто не может нормально
функционировать экономика страны и осуществляться жизнедеятельность
безопасности страны должно всегда иметь чёткую стратегию развития
электроэнергетической отрасли и влияние на реализацию этой стратегии
независимо от того плановая или рыночная система положена в основу
функционирования экономики.
В настоящее время всё более остро встают проблемы современной и
перспективной деятельности электроэнергетики в том числе такие как:
быстрое нарастание износа оборудования достигшего уже 60%. и отставание
фактических инвестиций от необходимых.
На ближайшее будущее прогнозируется динамичный рост экономики и
увеличение спроса на электроэнергию. С учётом этого и ситуации
сложившейся в отрасли необходима стратегия её развития исключающая
потенциала страны. Такой стратегией является одобренная Правительством
РФ "Энергетическая стратегия России на период до 2030 года".
электроэнергетики являются: обеспечение энергетической безопасности
страны и регионов; удовлетворение потребностей экономики и населения
конкурентоспособным ценам обеспечивающим окупаемость инвестиций в
эффективно работающую электроэнергетику; обеспечение надёжности и
безопасности работы системы электроснабжения России в нормальных и
инвестиционно-инновационное
экономической и экологической эффективности производства транспорта
распределения и использования электроэнергии.
На базе требований сформированы основные направления её развития
в структурном региональном системном инновационном экономическом и
экологическом срезах.
Структура генерирующих мощностей предполагает установку:
- в европейской части страны (кроме Урала) с дорогим дальним
транспортом топлива в перспективе целесообразно строительство АЭС как
основных базовых источников энергии использование ТЭС на газе в
качестве как базисных так и полупиковых генераторов а ГЭС ГАЭС и ГТУ
- в качестве пиковых источников электроэнергии и мощности;
электростанциями будут ТЭС на угле а полупиковые и пиковые нагрузки
будут в основном обеспечиваться ГЭС. Имеется в виду что в городах
расположенных вблизи газотранспортных коммуникаций могут строиться
ТЭЦ на газе а в отдалённых регионах с дорогим завозом топлива АЭС
адекватных единичных мощностей;
- на Урале в северной части Уральского региона будут доминировать
ТЭС на газе а в южных регионах - на угле с тем однако что в Уральском
регионе предусматривается и сооружение АЭС с реакторами на быстрых
имеются конкурентоспособные источники этих ресурсов однако такие
электростанции в рассматриваемый период времени будут иметь в основном
местное значение. В то же время в суммарном производстве электроэнергии
доля генерации без использования органического топлива будет достигать к
30 г. 38% против 32% в 2008 г.
структуры мощностей доля АЭС в суммарном производстве электростанций
возрастёт с 157% в 2008 г. почти до 20% в 2030 г. а для ГЭС ГАЭС и
возобновляемых источников энергии - с 166% до почти 18 - 19%.
электроэнергетики страны – генерирующие мощности в 2030 г. будут
состоять из энергоустановок работающих на передовых мирового уровня
эффективных технологиях.
совершенствование Единой энергетической системы России в том числе за
счёт присоединения к ней изолированных систем и важнейшей
инфраструктурной составляющее электрических сетей.
Будут осуществляться оптимизация конфигурации и повышение
распределённой генерации; с высокими показателями надёжности их работы.
Предусматривается снижение потерь электроэнергии в сетях с 13% в 2008 г.
до 10% в 2020 г. и 8% 2030 г.
Энергетическая безопасность России в ЭС-2030 рассматривается в
качестве важнейшего приоритета энергетической политики во всех секторах
ТЭК и в том числе в электроэнергетике. В частности стратегия
предусматривает такие индикаторы энергетической безопасности как
поддержание резервов мощности электростанций на уровне 17% максимума
нагрузки вероятность бездефицитной работы энергосистем России не ниже
991 в 2020 г. и 09997 в 2030 г. снижение зависимости отрасли от
структурного преобладания природного газа в потреблении топлива
снижение износа основных производственных фондов с 60% в 2005 г. до 54%
на первом этапе до 50% на втором этапе и до 47% к 2030 г. и др.
Как упоминалось серьёзнейшей проблемой развития ЕЭС России
является масштабное старение основной электрической сети в течение
последних 15-20 лет связанное с недостаточными темпами её обновления за
счёт нового строительства и реконструкции действующих объектов.
Ввиду этого реконструкция и техническое перевооружение физически
изношенного и морально устаревшего оборудования рассматриваются как
приоритетное направление инвестиционной политики в электросетевом
строительстве обеспечивающее повышение его технического уровня и
экономической эффективности на перспективу.
Перечень первоочередных объектов объёмы и сроки работ по
реконструкции и техперевооружению электрических сетей определялись как
правило исходя из возрастной характеристики объектов. Предусматривались
полное восстановление ВЛ на металлических и железобетонных опорах при
сроках службы более 50 лет замена трансформаторов при сроках
эксплуатации более 35 лет а при менее длительных сроках работы –
частичная реконструкция активной части ВЛ или ОРУ подстанций.
С учётом возрастной структуры сетей до 2020 г. подлежат
трансформаторной мощности в сетях 330 кВ и выше а также (до 2015 г.)
порядка 76 тыс. км ВЛ и 70 млн. кВА трансформаторной мощности в сетях
По приблизительной оценке суммарные затраты на реконструкцию и
техперевооружение электрических сетей 220 кВ и выше по стране могут
составлять около 20% общей потребности в инвестициях на весь период до
По материалам статьи Троицкий А. А. «Электроэнергетика вчера
сегодня завтра» Электрические станции №1 2010 г.
500022011010 КВ СБОРНЫХ ШИН 220 КВ
1. Краткая характеристика оборудования подстанции «Ш30»
Подстанция 50022011010 кВ «Ш30» имеет пять распределительных
устройств из которых РУ 500 220 110 выполнены открытого а 10 кВ №1 и
выключателями типа ВВ-500Б-312000У1. На ОРУ установлены два реактора
мощностью по 60 МВАр типа РОДЦ-6000500. От ОРУ отходят четыре
воздушные линии и подключены две группы из трех однофазный
трансформаторов Т3 и Т4 типа АОДЦТН-167000500220-76У1 которые
осуществляют связь между ОРУ 500 220 и ЗРУ 10 кВ №2. Напряжение на
ОРУ контролируется трансформаторами напряжения типа НДЕ-500-72У1
установленными на каждой секции. Для подключения токовых цепей
устройств релейной защиты автоматики и цепей учета используются
ограничения перенапряжений на ОРУ 500 кВ используются разрядники типа
Для ОРУ 220 кВ использована схема «двойная система шин с
обходной» с выключателями типа ВВБ-220Б-3152000 на отходящих
присоединениях ВВН-220-3152000 на автотрансформаторах Т1 и Т2 типа
АТДЦТН-125000220 обеспечивающих связь ОРУ 220 110 и ЗРУ 10 кВ №1
и Т3 Т4 типа ВВБ220Б-3152000 для организации цепи обходного
выключателя. От ОРУ отходят восемь воздушных линий и подключены
автотрансформаторы Т1 Т2 Т3 и Т4. Напряжение на ОРУ контролируется
трансформаторами напряжения типа НКФ-220-58У1 установленными на
каждой системы шин 220 кВ. Для подключения токовых цепей устройств
релейной защиты автоматики и цепей учета используются трансформаторы
тока типа ТФЗМ-220Б-IIIУ1. Для ограничения перенапряжений на ОРУ 220
кВ используются разрядники типа РВМГ-220.
Для ОРУ 110 кВ использована схема «двойная система шин с
обходной» с выключателями типа ВВБМ-110Б-3152000 на отходящих
присоединениях ВВБ-110Б-3152000 на автотрансформаторах Т1 и Т2 типа
АТДЦТН-125000220 а также для организации цепей шиносоединительного
и обходного выключателей. От ОРУ отходят десять воздушных линий и
установленными на каждой системы шин 110 кВ. Для подключения токовых
цепей устройств релейной защиты автоматики и цепей учета используются
трансформаторы тока типа ТФЗМ-110Б-II У1 и ТФНД-110М-II. Для
ограничения перенапряжений на ОРУ 110 кВ используются разрядники типа
Закрытое распредустройство 10 кВ №1 выполнено одной системой
Распредустройство скомплектовано из 19 ячеек с выключателями ВКЭ-10. На
ЗРУ 10 кВ №1 установлены четыре трансформатора собственных нужд типа
напряжения типа НТМИ-10-66У3 установленными на каждой секции шин 10
кВ. Для подключения токовых цепей устройств релейной защиты
автоматики и цепей учета используются трансформаторы тока типа ТОЛ10100 (в цепи трансформаторов собственных нужд 2 34) ТОЛ-10 1500 (в
цепи вводов Т1 и Т2) типа ТОЛ-10200 (в цепи трансформатора собственных
нужд 1) и ТОЛ-10 1000 (в цепи СМВ). Для ограничения перенапряжений на
ОРУ 110 кВ используются разрядники типа РВО-10.
Закрытое распредустройство 10 кВ №2 выполнено одной системой
Распредустройство скомплектовано из 12 ячеек с выключателями ВКЭ-10. На
ЗРУ 10 кВ №2 установлены два трансформатора собственных нужд типа ТМ63010. Напряжение на ЗРУ контролируется трансформаторами напряжения
типа НТМИ-10-66У3 установленными на каждой секции шин 10 кВ. Для
подключения токовых цепей устройств релейной защиты автоматики и
цепей учета используются трансформаторы тока типа ТОЛ-10100 (в цепи
трансформаторов собственных нужд 5 и 6) ТОЛ-10 1500 (в цепи вводов Т3 и
Т4) и ТОЛ-10 1000 (в цепи СМВ). Для ограничения перенапряжений на ОРУ
0 кВ используются разрядники типа РВО-10.
На подстанции установлен трансформатор типа ТРДТН-100000220
который через выпрямители ВУ1 и ВУ2 организует систему шин плавки
Схема подстанции представлена на рис.1.1.
2. Расчет токов короткого замыкания
Схема участка сети представлена на рис. 1.2.
2.1. Расчет параметров схемы замещения прямой последовательности
Схема замещения прямой последовательности приведена на рис. 1.3.
Сопротивления приведены к 220 кВ.
Напряжение короткого замыкания автотрансформаторов Т1 Т2:
U КВ = (U КВН + U КВС U КСН ) 2 = (45 + 11 28) 2 = 14%;
U КС = (U КВС + U КСН U КВН ) 2 = (11 + 28 45) 2 0%;
U КН = (U КВН + U КСН U КВС ) 2 = (45 + 28 11) 2 = 31%.
Сопротивление обмоток трансформаторов подстанции
U КВ U ср.ном 14 2302
U КН U ср.ном 31 2302
Рисунок 1.1 – Схема подстанции
Рисунок 1.2 – Схема участка сети
Сопротивление линии W1
Z 7 = Z уд l = (0198 + j 0 42) 226 = 4 47 + j 949 Ом .
Сопротивление линии W2
Z8 = Z уд l = (0198 + j 042) 271 = 537 + j1138 Ом .
Сопротивление линии W3
Z 9 = Z уд l = (0.098 + j 0.429) 203 = 199 + j871 Ом .
Сопротивление линии W4 W5
Z10 = Z11 = Z уд l = (0075 + j 0 42) 473 = 355 + j1987 Ом .
Сопротивление линии W6
Z12 = Z уд l = (0.098 + j 0.429) 339 = 332 + j1454 Ом .
Сопротивление линии W7
Z13 = Z уд l = (0075 + j 0 42) 636 = 477 + j 2671 Ом .
Сопротивление линии W8
Z14 = Z уд l = (0.098 + j 0.429) 1408 = 138 + j 60 4 Ом .
Рисунок 1.3 – Схема замещения прямой последовательности
«ФСК ЕЭС» - «Ростовское ПМЭС»
Сопротивление системы С1:
X 15 = X 1С1 = 156 198 Ом.
Сопротивление системы С2:
X 16 = X 1С2 = 179 224 Ом.
Сопротивление системы С3:
X 17 = X 1С3 = 113 258 Ом.
Сопротивление системы С4:
X 18 = X 1С4 = 87 96 Ом.
Сопротивление системы С5:
X 19 = X 1С5 = 187 211 Ом.
Сопротивление системы С6:
X 20 = X 1С6 = 82 87 Ом.
Сопротивление системы С7:
X 21 = X 1С7 = 79 87 Ом.
Сопротивление системы С8:
X 22 = X 1С8 = 179 182 Ом.
Сопротивление системы С9:
X 23 = X 1С9 = 88 98 Ом.
Сопротивление системы С10:
X 24 = X 1С10 = 68 73 Ом.
Схема замещения нулевой последовательности приведена на рис. 1.4.
X 01 = X 02 = X TВ = 5925 Ом;
X 03 = X 04 = X TС = 0 Ом;
X 05 = X 06 = X TН = 13119 Ом.
Z 07 = R7 + j 3 X 7 = 447 + j 3 949 = 4 47 + j 28 47 Ом .
Z 08 = R8 + j 3 X 8 = 537 + j 3 1138 = 537 + j 3414 Ом .
Z 09 = R9 + j 3 X 9 = 199 + j 3 871 = 199 + j 2613 Ом .
Z 010 = Z 011 = R10 + j 3 X 10 = 355 + j 3 1987 = 355 + j 5961 Ом .
Z 012 = R12 + j 3 X 12 = 332 + j3 1454 = 332 + j 4362 Ом .
Z 013 = R13 + j 3 X 13 = 477 + j 3 2671 = 477 + j8013 Ом .
Z 014 = R14 + j 3 X 14 = 138 + j 3 604 = 138 + j181 2 Ом .
X 015 = X 0С1 = 458 607 Ом.
X 016 = X 0С2 = 369 458 Ом.
X 017 = X 0С3 = 341 706 Ом.
X 018 = X 0С4 = 244 287 Ом.
X 019 = X 0С5 = 374 423 Ом.
X 020 = X 0С6 = 246 261 Ом.
X 021 = X 0С7 = 239 289 Ом.
X 022 = X 0С8 = 536 546 Ом.
X 023 = X 0С9 = 22 245 Ом.
X 024 = X 0С10 = 204 219 Ом.
Рисунок 1.4 – Схема замещения нулевой последовательности
Примечание: На схемах замещения эквивалентные сопротивления
системы представлены двумя сопротивлениями – в максимальном и
минимальном режимах.
2.3. Расчет токов короткого замыкания
Выбор расчетных режимов
Основные режимы при которых расчету подлежат все точки короткого
замыкания указанные на соответствующих схемах замещения:
а) максимальный – в работе находятся все трансформаторы и линии
при максимальном режиме работы смежных систем.
б) минимальный – в работе находятся все трансформаторы и линии при
минимальном режиме работы смежных систем.
Вычисление токов трехфазных и двухфазных коротких замыканий
Определение токов КЗ для каждой точки производится в порядке [14].
Произведем расчет тока трехфазного короткого замыкания в точке 4 на
шинах 220 кВ (см. рис.1.2) в максимальном режиме:
- сворачивая схему замещения прямой последовательности:
Определяем эквивалентное сопротивление системы 220 кВ
X 24 X 23 + X 14 X 22 + X 13 X 21 + X 12 X 20 + X 11
X 19 + X 10 X 18 + X 9
88 + 60 4 179 + 2671
+ 1454 8 2 + 1987 187 + 1987 87 + 871
Определяем эквивалентное сопротивление системы 110 кВ
Получаем эквивалентное сопротивление прямой последовательности в
- определяем полный ток трехфазного КЗ по формуле (без учета
активной составляющей сопротивления):
где U ср.ном – среднее номинальное напряжение;
- сворачивая схему замещения нулевой последовательности получаем
эквивалентное сопротивление нулевой последовательности в точке КЗ
X 018 + X 09 X 019 + X 010 X 020 + X 011 X 021 + X 012
+ X 013 X 023 + X 014 X 024
4 + 5961 246 + 5961 239 + 4362
6 + 8013 22 + 181 2 204
- определяем полный ток однофазного КЗ по формуле
Произведем расчет ТКЗ в других точках сети необходимых для расчета
параметров защит точках с помощью ПЭВМ и программы ТКЗ-3000.
Результаты расчетов приведены в приложении А.
приведены в таблице 1.1 а однофазных токов короткого замыкания
приведены в таблице 1.2. Результаты расчета совпадают с расчетом вручную.
Таблица 1.1 – Результаты расчетов токов при трехфазных КЗ
Таблица 1.2 – Результаты расчетов токов при однофазных КЗ на землю
3. Защита автотрансформатора подстанции
3.1. Состав защит автотрансформатора
Основные защиты. Эти защиты реагируют на все виды повреждений
трансформатора или автотрансформатора (в дальнейшем объекта) и
действуют на отключение выключателей со всех сторон без выдержки
времени. К основным защитам относятся:
а) продольная дифференциальная токовая защита от всех видов
замыканий на выводах и в обмотках сторон с заземленной нейтралью а
также от многофазных замыканий на выводах и в обмотках сторон с
изолированной нейтралью;
сопровождающихся выделением газа а также при резком понижении уровня
в) дифференциальная токовая защита дополнительных элементов
(добавочный трансформатор синхронный компенсатор участки ошиновки).
Резервные защиты. Эти защиты резервируют основные защиты и
реагируют на внешние КЗ действуя на отключение с двумя выдержками
времени: с первой выдержкой времени отключается выключатель одной из
сторон низшего напряжения (обычно той где установлена защита) со второй
повреждений имеют несколько вариантов исполнения:
а) МТЗ без пуска по напряжению:
б) МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;
в) МТЗ обратной последовательности с приставкой для действия при
г) дистанционные защиты автотрансформаторов.
Резервные защиты от замыканий на землю выполняются в виде МТЗ
нулевой последовательности.
Защиты действующие на сигнал. К этим защитам относятся:
а) защита напряжения нулевой последовательности от замыканий на
землю на стороне низшего напряжения (НН) работающей в режиме с
синхронного компенсатора или когда возможна работа с отключенным
выключателем на стороне низшего напряжения;
односторонним питанием устанавливается только со стороны питания (если
трехобмоточных трансформаторов с двухсторонним питанием защита от
автотрансформаторов еще и на стороне нулевого вывода общей части
обмотки; защита выполняется с токовым реле в одной фазе и независимой
выдержкой времени действующей на сигнал. Уставки выбираются также как
и для генератора при симметричном перегрузе;
в) газовая защита действующая на сигнал при медленном выделении
3.2. Описание шкафа ШЭ2607 042
автотрансформатора с высшим напряжением 220 кВ и состоит из трех
автотрансформатора и содержит:
- дифференциальную токовую защиту АТ (ДЗТ АТ) от всех видов КЗ
- максимальную токовую защиту стороны низкого напряжения (НН) АТ
с пуском по напряжению (МТЗ НН)
- защиту от перегрузки (ЗП)
- реле максимального тока для блокировки РПН при перегрузке
- токовые реле для пуска автоматики охлаждения
- реле минимального напряжения стороны НН реагирующее на
понижение междуфазного напряжения для пуска по напряжению МТЗ НН
- реле максимального напряжения стороны НН реагирующее на
повышение напряжения обратной последовательности для пуска по
увеличение напряжения нулевой последовательности для контроля изоляции
Кроме того комплект Е обеспечивает прием сигналов от сигнальной и
отключающей ступеней газовой защиты автотрансформатора газовой
защиты РПН АТ сигнальной и отключающей ступеней газовой защиты
температуры масла понижения и повышения уровня масла.
Комплект А2 реализует функции основных и резервных защит ЛРТ и
стороны НН АТ и содержит:
- дифференциальную токовую защиту цепей стороны НН АТ от всех
- максимальные токовые защиты 1(2) и 3(4) секций шин стороны НН с
пуском по напряжению (соответственно МТЗ НН1 и МТЗ НН3)
- логические защиты шин 1(2) и 3(4) секций шин НН (соответственно
ЛЗШ 1 с.ш. ЛЗШ 3 с.ш.)
- защиты минимального напряжения 1(2) и 3(4) секций шин НН
(соответственно ЗМН 1с.ш. ЗМН 3с.ш.)
- реле минимального напряжения 1(2) и 3(4) секций шин НН
реагирующие на понижение междуфазного напряжения для пуска по
напряжению МТЗ НН1 и МТЗ НН3
- реле максимального напряжения 1(2) и 3(4) секций шин НН
реагирующие на повышение напряжения обратной последовательности для
пуска по напряжению МТЗ НН1 и МТЗ НН3.
Комплектобеспечивает прием сигналов от отключающих ступеней
газовых защит АТ РПН АТ ЛРТ и действует на отключение АТ через две
группы выходных реле.
вторичным цепям главных трансформаторов тока с номинальным вторичным
3.3. Рекомендации по выбору уставок дифференциальной защиты
Особенностью выбора уставок шкафа ДЗТ типа ШЭ2607 042
Особенностью выбора уставок являются следующие рекомендации.
Относительный начальный ток срабатывания ДЗТ АТ (ДЗО НН)
(чувствительного органа) при отсутствии торможения определяется:
Iд0* расч. = Котс. (Кодн + U Кток. + Iнб.выр.)
где Котс. = 15 - коэффициент отстройки; Кодн - коэффициент однотипности
высоковольтных трансформаторов тока: Кодн = 10 - для трансформаторов
тока с номинальным током 1 А Кодн = 20 - для трансформаторов тока с
номинальным током 5 А и при использовании вместе трансформаторов тока
с номинальным током 1 и 5А; = 005 - относительное значение полной
погрешности ТТ в режиме соответствующем "началу торможения"; U относительное значение половины суммарного диапазона регулирования
напряжения РПН; Кток. - коэффициент токораспределения для стороны РПН в
расчетном нагрузочном режиме; IНБ.ВЫР.* = 003 - относительное значение
тока небаланса вызванного неточностью выравнивания.
Типовое значение уставки 03.
Коэффициент торможения определяется:
Кт.расч. = 12 (Кпер + U Кток. + Iнб.выр)
где Кпер = 15 20 - коэффициент учитывающий переходный режим; = 010
- относительное значение полной погрешности ТТ в режиме КЗ.
Типовое значение уставки Кт = 05. Высокие значения Кт выбираются в
случае резко отличающихся условий работы ТТ при внешних КЗ (сильно
отличающиеся нагрузки ТТ по сторонам АТ).
Ток начала торможения ДЗТ АТ (ДЗО НН) задается: IТ.0 = 06 - для
автотрансформаторов на которых возможно несинхронное АВР НН; IТ.0 = 10
- во всех остальных случаях.
Ток торможения блокировки ДЗТ АТ (ДЗО НН) определяется
дифференциально-фазный принцип действия т.е. величиной максимального
сквозного тока нагрузки при внутреннем КЗ.
Типовое значение уставки IТОРМ. БЛ. = 15.
Ток срабатывания дифференциальной отсечки определяется:
- по условию отстройки от броска тока намагничивания Iотс > 65 ;
- по условию отстройки от максимального тока небаланса внешнего КЗ
I отс. = 15 Iкз.отн ( Кпер + AU Кток. Iнб.выр.*)
где Iкз.отн. - максимальное значение тока внешнего металлического КЗ
приведенное к базисному току стороны внешнего КЗ.
Уровень блокировки по второй гармонике.
Бросок тока намагничивания обнаруживается по соотношению уровня
второй гармоники к уровню основной гармоники.
Типовое значение уставки 10-12 %.
Рекомендации по выбору уставок УРОВ
Функция УРОВ реализует принцип индивидуального устройства
причем схема УРОВ выполнена универсальной и возможна реализация
УРОВ как по схеме с дублированным пуском так и по схеме с
автоматической проверкой исправности выключателя.
В соответствии с индивидуальным принципом исполнения УРОВ
имеет выдержку времени необходимую для фиксации отказа выключателя.
Это позволяет отказаться от запаса по выдержке времени который
предусматривается в централизованных УРОВ с общей выдержкой времени.
Выдержка времени УРОВ может быть принята равной (02-03) с что
улучшает условия сохранения устойчивости энергосистемы и уменьшает
выдержки времени резервных защит.
Реле тока УРОВ предназначено для возврата схемы УРОВ при
отсутствии отказа выключателя и для определения отказавшего выключателя
или КЗ в зоне между выключателем и трансформатором тока с целью выбора
направления действия устройства. Ток срабатывания реле тока УРОВ должен
выбираться по возможности минимальным. Рекомендованное значение тока
срабатывания - 005 01 номинального тока присоединения. В отдельных
минимальной уставки по току срабатывания реле тока УРОВ (отстройка от
максимального емкостного тока для УРОВ выключателей с пофазными
приводами отстройка от токов через емкостные делители и т.д.) которые
должны учитываться проектировщиками при выборе уставок.
3.4. Выбор уставок защит
Исходные данные к расчету защит
Схема защищаемого объекта представлена на рисунке 1.5.
Рисунок 1.5 – Исходная схема защищаемого автотрансформатора с указанием
номеров узлов и точек КЗ
Расчет сопротивлений схемы замещения
При составлении схем замещения для расчета дифференциальной
защиты рассматривается режим раздельной работы автотрансформаторов на
подстанции. Сопротивления обмоток автотрансформатора (в зависимости то
положения переключателя РПН) определяются для минимального среднего
соответствующие напряжения UК данного типа автотрансформатора по
которым находятся напряжения UК соответствующих обмоток в зависимости
то положения переключателя РПН.
соответствующие им сопротивления приведены в таблице 1.3.
Сопротивления системы в минимальном и максимальном режиме
приведенные к сторонам автотрансформатора приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.3 – Напряжения короткого замыкания и сопротивления обмоток
автотрансформатора мощностью 125 МВА
Примечание: Сопротивления приведены к 220 кВ
Таблица 1.4– Сопротивления систем в максимальном и минимальном
режимах приведенных к шинам автотрансформатора
Сопротивление прямой
последовательности Ом
Сопротивление нулевой
Схемы замещения прямой и нулевой последовательности приведены на
Рисунок 1.6 – Схемы замещения прямой и нулевой последовательностей
автотрансформатора и систем
Расчет токов короткого замыкания
Определяются расчетные токи КЗ для выбора уставок и проверки
чувствительности релейной защиты.
а) Сквозной ток короткого замыкания со стороны среднего напряжения
(точка К1) в максимальном режиме
б) Сквозной ток короткого замыкания со стороны высшего напряжения
(точка К2) в максимальном режиме
в) КЗ на шинах низкого напряжения в максимальном режиме (точка К5)
с.макс ВН АТ В макс с.макс СН +X
а) КЗ на шинах высшего напряжения в минимальном режиме работы
системы и крайних положениях (+РО –РО) переключателя РПН (точка К1)
б) КЗ на шинах среднего напряжения в минимальном режиме работы
системы и крайних положениях (+РО –РО) переключателя РПН (точка К2)
в) КЗ на шинах низкого напряжения в минимальном режиме работы
системы и крайних положениях (+РО –РО) переключателя РПН (точка К5)
с.мин ВН АТ В мин с.мин СН +X
(+РО)Σ с 1 мин СН АТ В макс
X' = АТ Н макс с 0 мин СН +X
АТ В макс 14643 + 316
АТ Н макс с 0 мин СН
(-РО)Σ с 1 мин СН АТ В мин
X' = АТ Н мин с 0 мин СН +X
(+РО)Σ с 1 мин ВН АТ В макс
с 0 мин ВН АТ В макс
(-РО)Σ с 1 мин ВН АТ В мин
Расчет уставок защиты автотрансформатора (ШЭ2607-042)
Определяем первичные и вторичные номинальные токи для всех сторон
мощности (таблица 1.5).
Таблица 1.5- Расчет первичных и вторичных номинальных токов сторон
Числовое значение для стороны
Расчет вторичных токов осуществляется по используемому диапазону
регулирования. Реальный диапазон регулирования напряжения находится в
пределах от 1933 кВ до 2668 кВ.
В этом случае середина диапазона равна:
U ОПТ = 1933 + (2668 1933) 2 = 23005 кВ
Тогда первичный ток на стороне 220 кВ защищаемого трансформатора
соответствующий его номинальной мощности и оптимальному напряжению
Вторичный ток равен:
Принимаем I НОМ . ВТ = 209 А .
Относительный начальный ток срабатывания ДЗТ (чувствительный
орган) при отсутствии торможения равен:
I ДО. РАСЧ * = kОТС (kОДН + U СН kтокСН + U НН kтокНН + I НБ .ВЫР* ) =
= 15(2 005 + 013 + 0025 + 003) = 0428
Принимаем I ДО.РАСЧ * = 04.
Ток начала торможения ДЗТ принимается:
IТ.0 = 06 - для пускорезервных трансформаторов и трансформаторов на
которых возможно несинхронное АВР; I Т.0 = 10 - во всех остальных случаях.
Ток торможения блокировки ДЗТ принимаем:
Типовое значение уставки IТОРМ.БЛ = 15.
Коэффициент торможения принимаем:
Типовое значение уставки КТ = 05.
Уровень блокировки по второй гармонике принимаем:
Рекомендованное значение 10 %.
Ток срабатывания дифференциальной отсечки равен:
- по условию отстройки от максимального тока небаланса при внешних
I ОТС = 15 I КЗ .ОПТ (k ПЕР + U ВН kтокВН + I НБ . ВЫР* ) =
= 15 10079(2 005 + 016 + 0428) = 10402
= 903 - максимальное значение тока
внешнего металлического короткого замыкания приведенное к базисному
току стороны внешнего короткого замыкания;
Рисунок 1.7 - Характеристика срабатывания ДЗТ
- по условию отстройки от броска тока намагничивания:
Принимаем предварительно I ОТС = 11.
Принимаем kОТС = 12.
Принимаем I ОТС = 11.
Чувствительность защиты равна:
I ДО. РАСЧ * I НОМ kОТС 04 314 12
Обдув на сторонах трансформатора:
Принимаем I СР.ОБД = 2 А.
Принимаем I ОБД = 3 А.
Принимаем I ОБД = 11А.
- по току высшей стороны:
Номинальный ток РПН по техническому паспорту равен 503 А а
автотрансформатора 314 А:
Принимаем I БЛ = 42 А.
- по напряжению средней стороны
U СР ≤ 085U НОМ = 085 121 = 10285 В.
Защита от перегруза:
= 3663 А I СЗ .ВТ = СЗ =
5 I НОМ kОТС 105 314 12
= 4396 А I СЗ .ВТ = СЗ =
Принимаем I СЗ . ВТ = 3 А.
= 6965 А I СЗ .ВТ = СЗ =
Принимаем I СЗ . ВТ = 35 А.
= 76638 А I СЗ .ВТ = СЗ =
Принимаем I СЗ . ВТ = 128 А.
Максимальная токовая защита на стороне высшего напряжения:
- по условию отстройки от максимального тока нагрузки
- по условию чувствительности к коротким замыканиям на шинах
низшего напряжения в минимальном режиме
= 500 А; I СЗ .В ≤ СЗ =
Принимаем I СЗ .В = 33 I СЗ = kТТ I СЗ . В = 33 750 5 = 495 А .
Отстройка от номинального тока трансформатора:
Максимальная токовая защита на стороне среднего напряжения:
- по условию согласования с максимальной токовой защитой стороны
I СЗ . В.220U НОМ .220 495 230
Принимаем I СЗ .В = 5 I СЗ = kТТ I СЗ .В = 5 1000 5 = 1000 А .
I СЗ U НОМ 110 1000 115
I СЗ .110 U НОМ 220 1000 230
Максимальная токовая защита на стороне низшего напряжения:
I СЗ . В.220U НОМ 220 495 230
Принимаем I СЗ .В = 174 I СЗ = kТТ I СЗ . В = 174 3000 5 = 10441А .
I СЗ U НОМ 10 10441 11
I СЗ11 U НОМ 220 10441 230
4. Защита сборных шин 220 кВ
4.1. Общие положения
В настоящее время для защиты сборных шин используются как
классические устройства например реле РНТ [9] так современные
микроэлектронные комплексы защит например на базе шкафа ШЭ2607-062.
Рекомендации по выбору уставок
Выравнивание токов присоединений. Шкаф ШЭ2607 062 имеет
возможность подключения к двум группам главных ТТ с разными
коэффициентами трансформации для каждой системы шин.
Входные ТТ терминала БЭ2704V062 имеют число витков первичной
обмотки W1 = 16 с отводами от 1 и 4 витков для выравнивания токов. На
W1 = 1 виток обеспечивается диапазон токов 4 - 16 А на W1 = 4 витка
обеспечивается диапазон токов 1 - 4 А на W1 = 16 витков обеспечивается
диапазон токов 025 - 1 А.
Диапазон токов 025 - 1 А для терминала БЭ2704V062 не используется.
Необходимо произвести расчет базисных токов групп ТТ в следующей
) группы главных ТТ расположить в порядке уменьшения их
коэффициентов трансформации;
) при IНОМ. = 1 А базисный ток ТТ с наибольшим коэффициентом
трансформации (КТТ1) принимается равным IБАЗ.1 = 1001;
) при IНОМ. = 5 А базисный ток ТТ с наибольшим коэффициентом
трансформации (КТТ1) принимается равным IБАЗ.2 = 5000;
) базисные токи присоединений с меньшими коэффициентами
трансформации (КТТ2) определяются с помощью выражения:
IБАЗ.2 = IБАЗ.1 × КТТ1КТТ2
где: IБАЗ.2 - базисный ток присоединения с меньшим коэффициентом
трансформации главного ТТ КТТ2; IБАЗ.1 - базисный ток ТТ с наибольшим
коэффициентом трансформации главных ТТ КТТ1.
Для остальных групп ТТ расчет аналогичен.
Полученные значения базисных токов групп ТТ ввести в терминал с
помощью программы EKRASMS или через клавиатуру терминала.
По значениям базисных токов групп ТТ производится выбор числа
витков первичных обмоток входных ТТ терминала для выравнивания токов в
соответствии с таблицей 1.6.
Ток срабатывания ПО ДЗШ
Ток срабатывания ПО ДЗШ (IД0) выбирается по следующим условиям:
) по условию отстройки от максимального тока в защите при разрыве
ее вторичных цепей тока в рабочем (нагрузочном режиме)
Iс . = Котс · I нагр . мах КТА
где Котс = 13 - коэффициент отстройки; КТА - коэффициент трансформации
главных ТТ. Под Iнагр.мах понимается первичный ток нагрузки наиболее
мощного присоединения в предположении возможности разрыва вторичной
) по условию отстройки от максимального тока небаланса при
переходном режиме внешнего КЗ
Iс . = Котс · I НБ.РАСЧ КТА I НБ.РАСЧ = · I к . мах
где = 01 - полная погрешность ТТ; Котс = 15 I
- действующее значение периодической составляющей
сверхпереходного режима проходящего через ТТ при внешнем трехфазном
КЗ в максимальном режиме.
Из двух рассчитанных значений большее.
Защита обеспечивает селективность при условии обеспечения полной
погрешности высоковольтных ТТ не более 10 % при токах до 40IНОМ что
трансформаторе тока.
Ток срабатывания ИО1 (ИО2) ДЗШ
Ток срабатывания ИО1 (ИО2) должен быть больше максимального тока
небаланса при переходном режиме внешнего КЗ на другой системе шин и
может быть определен также как для ПО. При этом значение I
максимальное значение периодической составляющей тока КЗ проходящего
по ТТ установленному в цепи ШСВ при повреждении на другой системе
Выбор уставки реле контроля исправности цепей переменного тока
Ток срабатывания реле контроля исправности цепей переменного тока
ПО определяется по условию отстройки от тока небаланса максимального
рабочего (нагрузочного) режима
IСР . = Котс · I НБ КТА I НБ КНБ I нагр . мах
где КОТС = 12 - коэффициент отстройки; КНБ = 003 - коэффициент небаланса;
Iнагр.мах - первичный ток нагрузки автотрансформатора соответствующей
стороны для защиты шин или первичный ток нагрузки наиболее мощного
присоединения для защиты шин; КТА - коэффициент трансформации главного
трансформатора тока со стороны наиболее мощного присоединения для
действующая на сигнал и блокировку ДЗШ при обрыве цепей тока
выбирается по условиям:
- отстройки от наибольшего возможного времени качаний которые
могут возникнуть после включения присоединений шин и вызвать работу
реле контроля исправности цепей переменного тока
где tКАЧ - наибольшее возможное время качаний; tЗАП = 05 с - время запаса
- согласования с выдержкой времени В3 В4 осуществляющих
запоминание срабатывания ДЗШ в цикле АПВ шин
Из двух рассчитанных значений принимается большее.
Выбор уставок реле ЧТО
Уставка реле ЧТО должна быть отстроена от токов небаланса при
самозапуске нагрузки и бросках тока намагничивания трансформаторов
(данной подстанции или питающихся от нее по линиям электропередачи) не
отключаемых при действии ДЗШ а также от токов небаланса при
асинхронном ходе или качаниях которые могут возникнуть между
присоединениями системы шин.
Выбор уставок реле напряжения
Уставка реле максимального напряжения обратной последовательности
(U2>) Уставка выбирается из условия отстройки от напряжения небаланса
По данным опыта эксплуатации такая отстройка обеспечивается при
Уставка реле минимального междуфазного напряжения (Uмф) Уставка
выбирается из условия возврата реле после отключения внешнего к.з.
где К ОТС = 12 - коэффициент отстройки; К В - коэффициент возврата; К ТН коэффициент трансформации ТН; U МИН - междуфазное напряжение на
шинах в условиях самозапуска нагрузки после отключения внешнего к.з.
В ориентировочных расчетах может быть принято U CP = 65В .
Уставка по выдержке времени должна превышать время длительного
снижения напряжения на шинах подстанции. Рекомендуется принимать
значение порядка 10 15 с.
Уставки по выдержкам времени
Уставка по времени запоминания срабатывания ДЗШ в цикле АПВ (В3
В4) Уставка должна перекрывать время автоматической сборки доаварийной
схемы шин с учетом времени срабатывания ДЗШ времени отключения
выключателей и времени запаса (05 с).
Уставка по времени АПВ 1-го присоединения ДЗШ (В5 В6)
Уставка выбирается с учетом времени АПВ питающих присоединений
включаемых первыми. При этом должна быть достигнута необходимая
чувствительность пусковых и избирательных органов.
Если ЧТО не может быть отстроен от токов небаланса при асинхронном
ходе или качаниях то уставка должна согласовываться с временем АПВ
присоединений включение которых может вызвать асинхронных ход или
Уставка по времени запоминания команды опробования (В9)
Уставка выбирается с учетом времени включения опробуемого
выключателя времени действия ДЗШ времени отключения выключателя и
времени запаса. Рекомендуемое значение уставки 05 с.
Уставка по времени задержки отключения при опробовании (В2)
Уставка выбирается из условия обеспечения срабатывания ДЗШ при
опробовании при-соединения когда возможен отказ выключателя от
которого производится опробование.
tВ2 > КЗАП(tВЫХ+tВЫКЛ)
где КЗАП - коэффициент запаса равный 15÷2 tВЫХ - максимальное время
срабатывания выходного реле может быть принято равным 002 с. tВЫКЛ -
Рекомендуемое значение уставки 03 с.
Расчет уставок защиты
Произведем выбор уставок защиты сборных шин 110 кВ для схемы
подключения представленной на рисунке 1.8.
Рисунок 1.8 – Схема подключения присоединений на ОРУ-220 кВ
Iс = Котс · I нагр . мах КТА = 13·835 (15005)=362
Iс = Котс · I НБ.РАСЧ КТА = 15·10988 (15005) = 55
I НБ.РАСЧ = · I к . мах = 01·10988 = 10988 А
отстройки; Iк.мах - действующее значение периодической составляющей
Из двух рассчитанных значений большее – 55.
может быть определен также как для ПО. При этом значение Iк.мах максимальное значение периодической составляющей тока КЗ проходящего
Iс = Котс · I НБ.РАСЧ КТА = 15·7405 (15005) = 37
I НБ.РАСЧ = · I к . мах = 01·7405 = 7405 А
где = 01 - полная погрешность ТТ; Котс = 15 Iк.мах - коэффициент отстройки;
IСР . = Котс · I НБ КТА =12·2505(15005)=01
I НБ КНБ I нагр . мах = 003·835 = 2505
Выдержка времени задержки на срабатывание действующая на сигнал
и блокировку ДЗШ при обрыве цепей тока выбирается по условиям:
tВ6 = tКАЧ + tЗАП = 05 + 05 = 10 С.
tВ6 = tВ3 + tЗАП =08 + 05 = 13 С.
Из двух рассчитанных значений принимается большее – 13 с.
рабочего режима. По данным опыта эксплуатации такая отстройка
обеспечивается при UСР. = 006 В
Принимаем U CP = 65В .
снижения напряжения на шинах подстанции.
В главе произведен расчет токов короткого замыкания которые
составили в максимальном режиме на шинах высшего напряжения
подстанции 50 кА при трехфазном коротком замыкании и 16 кА при
Рассмотрены основные и резервные защиты автотрансформатора
автотрансформатора в том числе установка микропроцессорного шкафа
типа ШЭ2607-042 производства компании ЭКРА.
Произведен расчет уставок защиты сборных шин 220 кВ подстанции на
базе современного микропроцессорного шкафа типа ШЭ2607-062.
ЭКСПЛУАТАЦИИ МИКРОПРОЦЕССОРНОГО ШКАФА ЗАЩИТ
ЛИНИИ 110 КВ ТИПА ШЭ2607-016
1. Описание и работа шкафа защит
Шкаф типа ШЭ2607 016 предназначен для защиты линии 110-220 кВ и
управления выключателем как с трехфазным так и пофазным приводом.
Шкаф содержит трехступенчатую дистанционную защиту (ДЗ)
последовательности (ТНЗНП) токовую отсечку (ТО) автоматику разгрузки
при перегрузке по току (АРПТ) а также автоматику
выключателем (АУВ) и устройство резервирования отказов выключателя
включение и отключение выключателя по командам приходящим от защит и
устройств телемеханики или ключа дистанционного управления.
В шкафу обеспечивается возможность задания до восьми групп
уставок что позволяет использовать его для обходного выключателя.
микропроцессорного терминала БЭ2704 016.
Шкаф с двух сторон имеет двери обеспечивающие двухстороннее
обслуживание установленной в нем аппаратуры. Оболочка шкафа и
терминала имеют степень защиты от прикосновения к токоведущим частям и
попадания твердых посторонних тел IP20 по ГОСТ 14254 а клеммники
терминала БЭ2704 и переключатели на двери шкафа - IP00.
2. Основные технические данные и характеристики шкафа
Основные параметры шкафа:
- номинальный переменный ток Iном А 1 или 5
- номинальное междуфазное напряжение переменного тока Uном В 100
номинальное напряжение оперативного постоянного или
- выпрямленного тока Uпит В 220 или 110
- номинальная частота fном Гц 50
Сопротивление изоляции всех электрически независимых цепей шкафа
(кроме портов последовательной передачи данных терминала) относительно
корпуса и между собой измеренное в холодном состоянии при температуре
окружающего воздуха (20 ± 5)° С и относительной влажности до 80% не
независимыми цепями шкафа (кроме портов последовательной передачи
данных терминала) относительно корпуса и всех независимых цепей между
собой выдерживает без пробоя и перекрытия испытательное напряжение
00В (эффективное значение) переменного тока частоты 50 Гц в течение 1
Электрическая изоляция цепей тока включенных в разные фазы
между собой и на землю выдерживает без пробоя и перекрытия
испытательное напряжение 2000 В переменного тока частоты 50 Гц в течение
При повторных испытаниях шкафа испытательное напряжение не
превышает 85 % от вышеуказанных значений.
Питание шкафа осуществляется от цепей оперативного постоянного
тока. Микроэлектронная часть устройства шкафа гальванически отделена от
источника оперативного постоянного тока.
оперативного постоянного тока в диапазоне от 08 до 11 Uпит.
Допускается наличие синусоидальной составляющей с амплитудой до
погрешность параметров срабатывания пусковых органов терминала не
должна превышать ± 3 % относительно значений параметров срабатывания
измеренных при напряжении оперативного постоянного тока равном Uпит и
отсутствии периодической составляющей.
снятии напряжения оперативного постоянного тока с перерывом любой
Длительность однократных перерывов питания шкафа с последующим
его восстановлением в условиях отсутствия требований к срабатыванию
- до 150 мс без перезапуска терминала;
- свыше 150 мс с перезапуском терминала в течение не более 3 с.
постоянного тока обратной полярности.
Защиты и устройства шкафа устойчивы к затухающим колебаниям
частотой 1 МГц по ГОСТ Р 51317.4.12-99 (МЭК 61000-4-12-95) при степени
жесткости испытаний 3. Критерий качества функционирования защит шкафа
при испытаниях на помехоустойчивость - А по ГОСТ Р 51317.4.12-99 (МЭК
000-4-12-95). Защиты шкафа устойчивы к наносекундным импульсным
помехам по ГОСТ Р 51317.4.4-99 (МЭК 61000-4-4-95) при степени жесткости
испытаний 4. Критерий качества функционирования защит шкафа при
испытаниях на помехоустойчивость - А по ГОСТ Р 51317.4.4-99 (МЭК 610004-4-95). Защиты шкафа устойчивы к электростатическим разрядам по ГОСТ
Р 51317.4.2-99 (МЭК 61000-4-2-95) при степени жесткости испытаний 4.
Защиты шкафа устойчивы к микросекундным импульсным помехам большой
энергии по ГОСТ Р 51317.4.5-99 (МЭК 61000-4-5-95) при степени жесткости
промышленной частоты (МППЧ) по ГОСТ Р 50648 (МЭК 1000-4-8-93) при
степени жесткости 4:
- 30 Ам для непрерывного магнитного поля;
- 300 Ам для кратковременного магнитного поля.
Защиты и устройства шкафа устойчивы к воздействию импульсного
магнитного поля 300 Ам по ГОСТ Р 50649-94 (МЭК 1000-4-9-93) при
степени жесткости испытаний 4. Критерий качества функционирования
защит и устройств шкафа при испытаниях на устойчивость к воздействию
импульсного магнитного поля - А.
Защиты и устройства шкафа устойчивы к воздействию радиочастотного
электромагнитного поля 10 Вм по ГОСТ Р 51317.4.3-99 (МЭК 61000-4-3-95)
при степени жесткости испытаний 3.
Защиты и устройства шкафа устойчивы к кондуктивным помехам
наведенным радиочастотными электромагнитными полями по ГОСТ Р
317.4.6-99 (МЭК 61000-4-6-96) при степени жесткости испытаний 3.
Коммутационная способность контактов выходных реле действующих
на включение и отключение выключателя в цепях постоянного тока с
индуктивной нагрузкой и постоянной времени не превышающей 004 с
402015 А при напряжении соответственно 48110220250 В.
- до 10 А в течение 10 с
- до 30 А в течение 02 с
- до 40 Iном в течение 003 с.
Длительно допустимый ток через контакты 5 А.
Коммутационная износостойкость контактов не менее 2000 циклов.
во внешние цепи постоянного тока с индуктивной нагрузкой и постоянной
времени не превышающей 002 с не менее 30 Вт при токе 10402015 А и
напряжении соответственно 48110220250 В.
Коммутационная износостойкость контактов не менее:
- 10000 циклов при =0005 с
- 6500 циклов при =002 с.
на цепи внешней сигнализации не менее 30 Вт в цепях постоянного тока с
индуктивной нагрузкой с постоянной времени не превышающей 0005 с при
напряжении от 24 до 250 В или при токе до 2 А.
Термическая стойкость цепей напряжения шкафа подключаемых к
обеспечивается при напряжении до 180 В в течение 6 с.
Средний срок службы шкафа составляет не менее 20 лет при условии
проведения требуемых технических мероприятий по обслуживанию с
заменой при необходимости материалов и комплектующих имеющих
меньший срок службы.
Средняя наработка на отказ шкафа не менее 25000 ч и 65000 ч для
сменных блоков. Среднее время восстановления работоспособного состояния
шкафа при наличии полного комплекта запасных блоков терминала не более
нахождения неисправности. Средний срок
сохраняемости шкафа в упаковке поставщика составляет 3 года. Класс
покрытия поверхности шкафа по ГОСТ 9.032 и в соответствии с
документацией предприятия-изготовителя.
В соответствии с ГОСТ 22789 в шкафу обеспечивается непрерывность
цепи защитного заземления. При этом электрическое сопротивление
измеренное между болтом для заземления шкафа и любой заземляемой
металлической частью не превышает 01 Ом.
Конструкция шкафа обеспечивает воздушные зазоры и длину пути
утечки между контактными зажимами шкафа и корпусом не ниже 3 мм по
воздуху и 4 мм по поверхности.
Содержание драгоценных металлов в диодах микросхемах и других
документации их предприятий-изготовителей.
Сведения о содержании цветных металлов в каждом комплекте шкафа
приведены в приложении В.
3. Состав шкафа и конструктивное выполнение
Шкаф автоматики управления выключателем и резервных защит линии
автоматику управления выключателем;
устройство резервирования отказа выключателя;
трехступенчатую дистанционную защиту;
максимальную токовую отсечку;
автоматику разгрузки при перегрузке по току.
Шкаф представляет собой металлоконструкцию созданную на основе
обслуживания шкаф имеет переднюю и заднюю двери. Внутри шкафа на
передней плите установлен терминал защиты типа БЭ2704 V016.
На передней двери шкафа предусмотрено прозрачное окно для
контроля светодиодной сигнализации терминала.
Расположение блоков и элементов терминала защиты типа БЭ2704
Внешний вид лицевой плиты терминала БЭ2704 V016 с указанием
расположения элементов сигнализации и управления приведен на рисунке 3.
На лицевой плите терминала имеются:
жидкокристаллический символьный дисплей (4х16);
кнопки управления с помощью которых обеспечивается управление
светодиодные индикаторы для сигнализации текущего состояния
разъем для связи с ПК. На задней плите терминала расположен
разъем для создания локальной сети связи.
На передней внутренней плите шкафа расположены:
тумблер «ПИТАНИЕ» для подачи напряжения питания ±220 (110) В
испытательные блоки через которые подключаются входные цепи
шкафа от измерительных ТТ и ТН.
С обратной стороны шкафа расположены промежуточные реле для
размножения контактов выходных реле терминала и ряды наборных
зажимов предназначенные для подключения устройств шкафа к внешним
В нижней части шкафа установлен помехозащитный фильтр в цепях
напряжения питания оперативного постоянного тока «± ЕС».
Монтаж аппаратов шкафа между собой выполнен медными проводами
на внутренней стороне шкафа. Номинальное сечение проводов не менее 15
мм2 для токовых цепей не менее 075 мм2 - для остальных цепей.
Допускается отклонение от указанных требований при условии обеспечения
выполнения требований к термической стойкости и механической прочности.
Присоединение шкафа к внешним цепям осуществляется на рядах
наборных зажимов предназначенных для присоединения под винт одного
или двух медных проводников сечением до 4 мм2 включительно.
4. Устройство и работа шкафа
Автоматика управления выключателем
Основными функциями АУВ являются формирование команд на
включение и на отключение выключателя. Для этих целей в структурной
схеме терминала предусмотрены узлы включения и отключения.
Сигнал на выходе узла отключения формируется при подаче на входы
по логической схеме ИЛИ сигналов:
электромагнитами управления);
команды на отключение выключателя;
с выходного блока схемы логики защит (ДЗ ТНЗНП ТО);
от УРОВ при действии на “себя”.
Выход узла отключения действует на выходные реле и удерживается в
сработанном состоянии сигналом от датчиков тока электромагнитов
отключения в течение всего времени пока электромагнит обтекается током.
Через контакт реле выдается команда на отключение выключателя.
Сигнал на выходе узла включения формируется при подаче на входы по
логической схеме ИЛИ сигналов:
от схемы включения выключателя с контролем синхронизма.
Узел включения удерживается в сработанном состоянии сигналом от
датчика тока электромагнита включения в течение всего времени пока
электромагнит обтекается током. В состав узла включения входит также
блокировка от многократных включений выключателя (блокировка от
“прыгания”) при одновременном поступлении команд на включение и
отключение. В этом случае обеспечивается однократное отключение
выключателя после неуспешной попытки включения.
Схема АУВ обеспечивает возможность выполнения двукратного АПВ
выключателя. Основными входными сигналами для узла АПВ являются
сигналы разрешения подготовки и пуска. Условия появления сигнала
разрешения АПВ от реле контроля напряжений определяются заданными
Выбор режимов АПВ осуществляется с использованием оперативного
переключателя «Режимы АПВ» и программных накладок «Контроль
синхронизма» «Выбор режима АПВ (Слепое или ШЛ)».
Подачей сигналов на дискретные входы можно запретить выполнение
АПВ1 и АПВ2 соответственно.
Для формирования сигнализации АПВ применяется программная
накладка "Контроль сигнализации АПВ от датчика тока ЭМВ". В случаях
когда подхват команд управления происходит в самом приводе удержание
по сигналу от датчиков тока ЭМУ не требуется. Кроме того возможны
случаи когда из-за особенностей привода выключателя датчики тока могут
быть зашунтированы во время операций с выключателем. В этом случае
устанавливается в положение “не предусмотрено”.
Логика включения выключателя от ключа управления с контролем
синхронизма разрешает прохождение команды “Включить” на вход узла
включения только при выполнении условий пуска АПВ в соответствии с
заданным режимом и вводится в работу оперативным переключателем
подключенным к дискретному входу 2 терминала “Выбор режима включения
предусмотрены защита от непереключения фаз и защита от неполнофазного
выключателя при управлении им от оперативного ключа управления или от
телемеханики и выдает информацию о состоянии выключателя в цепь
Устройство резервирования отказов выключателя
Логическая схема УРОВ принимает сигналы от реле тока УРОВ
внешних пусков от защит и ДЗШ и через узел логики УРОВ с выдержкой
времени действует на запрет пуска ВЧ передатчика отключение системы
шин с запретом АПВ и пуск сигнала ВЧТО №1.
Пуск УРОВ выполняется также от защит терминала а для выключателей
с пофазными электромагнитами управления и от схемы ЗНФР. При
выполнении УРОВ по принципу “с дублированным пуском” в узел логики
УРОВ подается сигнал KQС. При выполнении УРОВ по принципу “с
автоматической проверкой исправности выключателя” действие указанного
сигнала выводится программной накладкой. С помощью программной
накладки можно вывести из работы действие УРОВ на отключение
резервируемого выключателя. Для оперативного вывода УРОВ из работы
предусмотрен дискретный вход 6 – “Вывод УРОВ”.
Дистанционная защита
Логическая схема ДЗ принимает сигналы от направленных РС I-III
ступеней ненаправленного РС II ступени чувствительного и грубого реле
БК БНН трех дополнительных реле минимального напряжения на линии и
сигнал контроля цепи включения KQT. С помощью логических элементов
ИЛИ для каждой направленной ступени ДЗ осуществляется объединение
сигналов срабатывания РС включенных на разности фазных токов и
соответствующие междуфазные напряжения. Характеристика срабатывания
реле сопротивления представлена на рис.2.1.
Рисунок 2.1 – Характеристики срабатывания реле сопротивления
При близких трехфазных КЗ когда все междуфазные напряжения на
входе РС близки к нулю для определения направленности в течение времени
не менее 006 с используются напряжения предаварийного режима (работа по
“памяти”). С помощью программной накладки предусмотрена возможность
подхвата отключающего импульса РС I ступени от РС ненаправленной
ступени. Возврат схемы подхвата в исходное состояние происходит только
после возврата РС ненаправленной ступени.
При выполнении I ступени без выдержки времени предусмотрена
возможность выполнения II ступени защиты с двумя выдержками времени
при этом II ступень защиты с меньшей выдержкой времени блокируются при
качаниях а с большей отстроенной по времени от цикла качаний не
блокируется при качаниях. Такое выполнение предотвращает возможность
отказа в действии II ступени защиты блокируемой при качаниях например в
случае перехода однофазного замыкания в многофазное. Указанный режим
работы II ступени с меньшей выдержкой времени может быть задан
программируемой накладкой.
Узлом БК выдаются два сигнала: разрешающего ввод в работу
быстродействующих ступеней ДЗ (I или II с меньшей выдержкой времени) с
последующим их выводом до окончания отработки и разрешающего ввод в
работу медленнодействующих ступеней (II или III). Имеется возможность
разрешить работу быстродействующих ступеней в течение временем ввода
медленнодействующих ступеней что осуществляется накладкой в узле
выбора способа контроля быстродействующих ступеней.
В нормальном режиме работы с возникновением режима качаний РС
могут сработать. При этом реле БК отстроенные от режима качаний
последовательностей не срабатывают и блокируют прохождение сигналов
срабатывания от РС. В случае возникновения КЗ вместе с РС срабатывают и
реле БК которые разрешают прохождение сигналов срабатывания от РС
быстродействующих ступеней на время определяемое выдержкой времени
при срабатывании чувствительного реле или при срабатывании грубого а от
РС медленнодействующих ступеней.
Если КЗ происходит в зоне I и II ступеней и РС II ступени срабатывает
в течение времени ввода то для быстродействующих ступеней разрешающий
сигнал от БК удерживается даже по истечении времени ввода и возвращается
в исходное состояние при возврате РС II ступени. Если РС II ступени не
быстродействующих ступеней возможен только после отработки выдержки
времени. Если после отработки выдержки времени после первого запуска БК
происходит срабатывание грубого реле (при повторных КЗ КЗ на фоне
качаний и т.п.) то разрешается повторный ввод быстродействующих
ступеней. В этом случае отсчет выдержки времени окончания вывода
быстродействующих ступеней начинается с момента первого запуска БК.
Медленнодействующие ступени ДЗ вводятся в работу разрешающим
сигналом БК на время заданное выдержкой времени.
При необходимости (малые расчетные токи КЗ и пр.) программной
накладкой можно выбрать режим работы III ступени ДЗ без контроля от БК.
быстродействующих ступеней ДЗ после включения на КЗ в режиме АПВ
программной накладкой можно разрешить ускоренный возврат схемы БК при
отключении выключателя (по сигналу KQT).
При исчезновении любого из напряжения «звезды» или «разомкнутого
треугольника» появляется напряжение UБНН и происходит срабатывание
Для контроля одновременного исчезновения фазных напряжений
используются три реле минимального напряжения в фазах А В и С
включенные по схеме «И». Если измерительный трансформатор напряжения
установлен на ВЛ то для исключения ложной работы ДЗ при отключении
«Отключено» (KQT) на логическом элементе «И».
При возникновении неисправности в цепях напряжения на выходе
схемы логики БНН появляется сигнал блокирующий действие всех ступеней
ДЗ. Программной накладкой данную блокировку можно запретить.
Сигнал о неисправности цепей напряжения с задержкой 5 с выдается на
светодиодную сигнализацию и в цепи внешней сигнализации через выходное
реле “Неисправность”.
Если выбран режим работы III ступени ДЗ без блокировки при
качаниях то при исчезновении всех фазных напряжений работа этой ступени
В режиме опробовании линии предусмотрена возможность ускорения
II или III ступени ДЗ с контролем сигнала KQT и отсутствия напряжения на
линии с использованием реле минимального напряжения подключенного к
ШОН или ТН. Программной накладкой вводится режим ускорения и задается
необходимость контроля напряжения на линии. Время в течение которого
разрешается ускорение срабатывания выбранной ступени определяется
выдержкой времени отсчитываемой от момента включения выключателя.
Время задержки на срабатывание ускорения II или III ступеней задается
также выдержкой времени.
Если измерительный ТН установлен на линии то после включения
выключателя возможно кратковременное срабатывание РС из-за отсутствия в
первый момент времени входных напряжений. Так как при установке ТН на
линии работа по «памяти» при включении на близкое КЗ в режиме
опробования невозможна. В течение времени 1 с после включения
выключателя разрешается действие на отключение от ненаправленной II
ступени ДЗ с контролем отсутствия напряжения на линии и от БНН. При
включении на КЗ отличное от трехфазного когда появляется напряжение на
ТН хотя бы на одной фазе ускорение вводится в течение времени 01 с.
Описанная выше работа схемы логики ДЗ учитывающая особенности
установки ТН на линии вводится программной накладкой.
Каждая из ступеней ДЗ в том числе ускоряемые при включении
выключателя с соответствующей выдержкой времени через схему ИЛИ
действуют на светодиодную сигнализацию и выходной блок защит.
Для оперативного вывода ДЗ из работы предусмотрен дискретный вход
Токовая направленная защита нулевой последовательности
Логическая схема ТНЗНП (рисунок 5) принимает сигналы от реле тока
нулевой последовательности I-IV ступеней разрешающего и блокирующего
РНМ и сигнал контроля цепи включения KQT и отключения KQC.
Реле тока ТНЗНП реагируют на ток нулевой последовательности
который рассчитывается по фазным токам. Реле направления мощности
реагирует на величины векторов тока нулевой последовательности и
напряжения “разомкнутого треугольника” Uнк
а также угол сдвига между
ними. Разрешающее РНМНП срабатывает при направлении мощности
нулевой последовательности от линии к шинам а блокирующее – при
обратном направлении мощности.
Каждая из ступеней ТНЗНП может работать как направленная так и
ненаправленная что определяется программными накладками для I II III IV
Направленность I и II ступеней ТНЗНП обеспечивается разрешающим
РНМНП III и IV ступеней – как разрешающим так и блокирующим РНМНП
включенными по схеме ИЛИ (при срабатывании разрешающего реле или
несрабатывании блокирующего). Способ контроля направленности III и IV
ступеней определяется программной накладками.
Предусмотрена возможность автоматического вывода направленности
всех ступеней ТНЗНП при появлении сигнала срабатывания. Вывод
направленности при включении выключателя производится на время
задаваемое выдержкой времени. С использованием программной накладки
имеется возможность выбора режима ускорения II или III ступени ТНЗНП
при включении выключателя.
Для обеспечения быстрого отключения выключателя при переходе
предусмотрена возможность ускорения III ступени ТНЗНП при появлении
сигнала с выходного блока защит. Данное ускорение осуществляется с
контролем направленности от разрешающего РНМНП с выдержкой времени.
Каждая из ступеней ТНЗНП включая ускоряемые после отработки
соответствующих выдержек времени через схему ИЛИ действуют на
Предусмотрено также действие реле тока IV ступени ТНЗНП в схему ЗНФР.
Для вывода ТНЗНП из работы предусмотрен дискретный вход терминала
Логическая схема ТО принимает сигналы от фазных реле тока и сигнал
контроля цепи включения KQT. При срабатывании любого реле тока ТО с
выдержкой времени действует на светодиодную сигнализацию и на
выходной блок защит. С помощью программной накладки токовая отсечка
выключателя. В последнем случае ТО вводится в работу только на время
после включения выключателя. Для вывода ТО из работы предусмотрен
дискретный вход терминала “Вывод ТО”.
Логика работы резервных защит
В общем случае при возникновении многофазных КЗ сработает
блокировка при качаниях и введет в работу те ступени ДЗ для РС которых
входные сопротивления будут находиться в области срабатывания. При
отсутствии неисправностей в цепях переменного напряжения и отработки
выдержки времени самой быстродействующей ступени сигнал срабатывания
через выходной блок защит действует в узел отключения схемы АУВ на
пуск УРОВ терминала на пуск УРОВ других защит через выходное реле и на
пуск ПАА. С помощью программной накладки имеется возможность
запретить выполнение АПВ при отключении выключателя от III ступени ДЗ.
Аналогично при КЗ на землю сработают реле тока соответствующих
ступеней ТНЗНП и если обеспечиваются условия направленности ступень с
меньшей выдержкой времени подействует в те же цепи что и дистанционная
При близких КЗ сработает трехфазная токовая отсечка и через выдержку
времени подействует на выходной блок защит. При приеме сигнала ВЧТО
№1 также через выходной блок защит осуществляется действие на
отключение пуски УРОВ и ПАА но одновременно выдается сигнал запрета
АПВ. Эти операции могут контролироваться:
срабатыванием РС выбранной ступени ДЗ или реле тока IV ступени
Принимаемый сигнал ВЧТО №2 с контролем срабатывания РС
выбранной ступени ДЗ или реле тока IV ступени ТНЗНП с контролем
направленности действует через выходной блок защит без запрета АПВ.
Действие на отключение через выходной блок защит при приеме
сигналов ВЧТО №1 №2 и №3 фиксируется общей светодиодной
сигнализацией «ВЧТО». Если это отключение выполняется с контролем
срабатывания РС или реле тока ТНЗНП то срабатывает также светодиодная
сигнализация соответствующей ступени.
При срабатывании РС I ступени ДЗ контролируемой БК как
быстродействующая через выходное реле выдается сигнал пуска ВЧТО №2.
Сигнал срабатывания блокирующего РНМНП ТНЗНП объединенный по
схеме И с сигналом KQC через выходное реле выдается в защиту
параллельной линии. Сигналы срабатывания РС II ступени ДЗ и реле тока II
ступени ТНЗНП используются для пуска ОМП. Через заданную выдержку
времени задаваемую в диапазоне от 001 до 006 с после пуска происходит
считывание информации для алгоритма ОМП. Выдача на индикацию
информации ОМП осуществляется по факту появления сигнала на выходе
узла отключения выключателя схемы АУВ или сигнала пуска УРОВ от
Действие на отключение с оперативным ускорением фиксируется
Действие на отключение с ускорением от параллельной линии
фиксируется светодиодной сигнализацией «Уск. от пар. лин.» и ускоряемой
Аналогично действие на отключение с ускорением при включении
выключателя фиксируется светодиодной сигнализацией «Уск. при вкл. В» и
соответствующей ускоряемой ступени.
Автоматика разгрузки при перегрузке по току
Логическая схема АРПТ принимает логические сигналы от трех
независимых реле тока (сигнального I и II ступеней) реагирующих на
увеличение тока прямой последовательности и двух реле направления
мощности прямой последовательности одно из которых срабатывает при
направлении мощности в линию а другое - при противоположном
направлении мощности. Каждая из ступеней АРПТ может быть выбрана как
направленная так и ненаправленная программными накладками. АРПТ
действует с выдержкой времени в цепь сигнализации а с другой выдержкой
времени на выходные реле.
5. Использование шкафа защит
5.1. Подготовка изделия к использованию
Меры безопасности при подготовке шкафа к использованию
производить лицам прошедшим специальную подготовку имеющим
аттестацию на право выполнения работ (с учетом соблюдения необходимых
мер защиты изделий от воздействия статического электричества) хорошо
знающим особенности электрической схемы и конструкцию шкафа.
Монтаж шкафа и работы на разъемах терминала рядах зажимов шкафа
и разъемах устройств следует производить при обесточенном состоянии
шкафа. При необходимости проведения проверок должны приниматься
дополнительные меры предотвращающие поражения обслуживающего
персонала электрическим током.
По требованиям защиты человека от поражения электрическим током
шкаф соответствует классу 1 по ГОСТ 12.2.007.0-75.
Шкаф перед включением и во время работы должен быть надежно
Внешний осмотр порядок установки шкафа
Упакованный шкаф поставить на горизонтальную поверхность
руководствуясь знаками “Верх”. Убедиться в соответствии содержимого
Извлечь шкаф из упаковки и снять с него ящик с запасными частями и
приспособлениями (если они поставляются в одной таре). Произвести
внешний осмотр шкафа убедиться в отсутствии механических повреждений
терминала и шкафа вызванных транспортированием. При обнаружении
каких-либо несоответствий или неисправностей в оборудовании необходимо
немедленно поставить в известность предприятие - изготовитель.
Шкаф предназначен для установки в чистом помещении достаточно
освещенном для проведения необходимых проверок. Установить шкаф в
вертикальном положении на предусмотренное для него место закрепив его
основание на фундаментных шпильках гайками либо приварив основание
шкафа к металлоконструкции пола либо по инструкции принятой в
энергосистемах. На металлоконструкции шкафа предусмотрен заземляющий
болт который должен использоваться только для присоединения к
заземляющему контуру. Выполнение этого требования по заземлению
является обязательным.
Выполнить подключение шкафа согласно утвержденному проекту в
соответствии с указаниями настоящего РЭ. Связь шкафа с другими шкафами
защит и устройствами производить с помощью кабелей или проводников с
сечением жил не менее 15 мм
Указания по вводу шкафа в эксплуатацию
При вводе шкафа в эксплуатацию необходимо выполнить следующие
проверку сопротивления изоляции шкафа;
выставление и проверку уставок защит шкафа;
проверку действия шкафа во внешние цепи;
проверку действия шкафа в центральную сигнализацию;
проверку взаимодействия шкафа с внешними устройствами.
проверку шкафа рабочим током и напряжением;
Проверка сопротивления изоляции
Проверку сопротивления изоляции производить в соответствии с ГОСТ
- снять напряжение со всех источников связанных со шкафом а
подходящие концы отсоединить;
- рабочие крышки испытательных блоков установить в рабочее
Измерение сопротивления изоляции необходимо производить в
холодном состоянии мегомметром на напряжение 500 В. Сначала измерить
сопротивление изоляции по отношению к корпусу всех цепей объединенных
вместе а потом – каждой выделенной группы относительно остальных
цепей соединенными между собой. Сопротивление изоляции должно быть
не менее 10 МОм при температуре (20 ± 5) °С и относительной влажности до
Проверку электрической прочности изоляции независимых цепей
относительно корпуса и между собой производить напряжением 1000 В
переменного тока частоты 50 Гц в течение 1 мин.
последовательности указан-ной в 2.2.6.2 . При испытаниях не должно быть
пробоя изоляции. После проверки изоляции все временные перемычки снять.
Проверка уставок защит шкафа
С помощью системы ЕКRASMS или с помощью кнопок и дисплея на
терминале выставить значения уставок защит в соответствии с заданными в
Начинать выставление уставок (обязательно) с установки первичных и
вторичных величин измерительных трансформаторов тока линейного и
параллельной линии если она имеется.
Уставки защит можно задавать в первичных или во вторичных
Параметры линии (удельные сопротивления длина) должны задаваться
во всех случаях даже если функция ОМП не используется.
Уставка по номинальному току (1 или 5 А) задана на предприятии –
изготовителе устройств и изменению в процессе наладки и эксплуатации не
подлежит так как эта уставка связана с аппаратной реализацией входных
трансформаторов тока терминала.
Также не следует изменять (без необходимости) параметры настройки
коэффициентов передачи по цепям тока и напряжения и параметры
балансировки АЦП по постоянному току.
Переконфигурирование
аналогично стандартной процедуре записи уставок. Для этого необходимо в
основном меню Служебные параметры Конфигурирование выходных реле
Вывод на выходное реле дискретного сигнала выбрать один сигнал из списка
6 дискретных сигналов. Название выходного реле на дисплее терминала
или через систему «EKRASMS» подменяется названием дискретного
5.2. Техническое обслуживание шкафа
В процессе эксплуатации шкафа в соответствии с требованиями РД
3.34.0-35.617-2001 необходимо проводить профилактический контроль и
профилактическое восстановление в сроки и в объеме проверок указанных в
изменениях №2 РД 153.34.0-35.617-2001.
Профилактический контроль
Терминалы серии БЭ2704 имеют встроенную систему самодиагностики
и не требуют периодического тестирования.
Особое внимание при проведении профилактического контроля
следует уделить протяжке винтов на клеммах терминала и на ряду зажимов
При проведении профилактического контроля рекомендуется измерить
переменные токи и напряжения подводимые к зажимам комплектов шкафа
и провести сравнение их с показаниями токов и напряжений на дисплее
терминала. При соответствии показаний дальнейшую проверку уставок
защит допускается не проводить.
проверить исправность дискретных входов терминала а также замыкание
контактов выходных реле комплектов шкафа. Перед выполнением проверки
необходимо принять меры для исключения действия шкафа во внешние
Проверку исправности дискретных входов выведенных на ряд
зажимов шкафа а также оперативных переключателей и кнопок на двери
шкафа рекомендуется проводить с использованием дисплея терминала
выставив на нем через меню состояние соответствующего входа.
Профилактическое восстановление
При профилактическом восстановлении рекомендуется произвести в
соответствии с указаниями следующие проверки:
- проверку состояния электрической изоляции шкафа;
- проверку уставок защит шкафа;
- проверку шкафа рабочим током и напряжением;
- проверку воздействия на внешние цепи;
- проверку действия на центральную сигнализацию;
- проверку взаимодействия шкафа с внешними устройствами.
Обслуживающий шкаф персонал может самостоятельно провести
ремонт или замену внешних реле шкафа переключателей светосигнальной
- проверку сопротивления изоляции шкафа;
- выставление и проверку уставок защит шкафа;
- проверку действия шкафа во внешние цепи;
- проверку действия шкафа в центральную сигнализацию;
- проверку взаимодействия шкафа с внешними устройствами;
- проверку шкафа рабочим током и напряжением.
Проверку сопротивления изоляции шкафа необходимо производить в
соответствии с ГОСТ Р 51321.1-2000 в холодном состоянии шкафа в
следующей последовательности:
снять напряжение со всех источников связанных со шкафом а
- в шкафу собрать группы цепей.
переменного тока частоты 50 Гц в течение 1 мин. При испытаниях не должно
быть пробоя изоляции. После проверки изоляции все временные перемычки
Проверка уставок защит шкафа с помощью системы ЕКRASMS или с
помощью кнопок и дисплея на терминале выставить значения уставок защит
в соответствии с заданными в бланке уставок.
вторичных величин измерительных трансформаторов тока линейного
выключателя напряжения ВЛ и трансформатора тока параллельной линии
если она имеется. Уставки защит можно задавать в первичных или во
вторичных величинах. Параметры линии (удельные сопротивления длина)
должны задаваться во всех случаях даже если функция ОМП не
используется. Уставка по номинальному току (1 или 5 А) задана на
предприятии – изготовителе устройств и изменению в процессе наладки и
эксплуатации не подлежит так как эта уставка связана с аппаратной
реализацией входных трансформаторов тока терминала.
Предусмотрена возможность переконфигурирования выходных реле
терминала. Все реле задействованы в выходных цепях защит и по умолчанию
выполняют те функции которые заложены в схемах. Переконфигурирование
выходных реле терминала производится аналогично стандартной процедуре
записи уставок. Для этого необходимо в основном меню Служебные
параметры Конфигурирование выходных реле Вывод на выходное реле
дискретного сигнала выбрать один сигнал из списка 256 дискретных
сигналов. Название выходного реле на дисплее терминала или через систему
ЕКRASMS подменяется названием назначаемого дискретного сигнала.
взаимодействия комплектов шкафа с внешними устройствами. Проверка
производится наладочным персоналом в установленном порядке.
Проверка шкафа рабочим током и напряжением Переключатель
”Терминал” установить в положение ”Вывод”. Необходимые измерения и
переключения выполнять с помощью дисплея и клавиатуры терминала с
помощью программы мониторинга “EKRASMS”.
Проверка правильности подведению к шкафу тока и напряжения от
измерительных трансформаторов. Подключить цепи переменного тока и
напряжения от измерительных трансформаторов защищаемой ВЛ. Снять
показания и построить векторные диаграммы токов и напряжений. По
диаграмме убедиться в правильности чередования фаз токов и напряжений
подключенных к шкафу.
Проверка правильности подключения тока и напряжения фазы А по
показаниям дисплея терминала или через систему “EKRASMS” снять
показания активной и реактивной мощности (в первичных величинах) по ВЛ
и сравнить с показаниями щитовых приборов (или запросить у диспетчера).
Величина и направление активной и реактивной мощности по показаниям
терминала и по приборам должны совпадать. В этом случае можно
утверждать что направленность реле сопротивления будет правильной.
Проверка симметричных составляющих в подводимых трехфазных
системах напряжения и тока. Снять показания векторов напряжения и тока
прямой обратной и нулевой последовательности. Векторы напряжения и
тока прямой последовательности во вторичных величинах должны быть
близкими к векторам соответственно напряжения и тока фазы А.
Модули векторов напряжения и тока обратной последовательности не
должны превышать 3% от модулей векторов соответственно напряжения и
последовательности не должен превышать 3 % от модуля вектора тока
последовательности не должен превышать 4 % от величины модуля вектора
напряжений и токов обратной и нулевой последовательностей могут быть
Проверка правильности включения блокировки при неисправностях в
цепях напряжения. Проверить правильность включения и балансировку
напряжений подводимых к БНН. Для этого по показаниям дисплея
терминала или через систему «EKRASMS» определить выходное напряжение
устройства БНН которое не должно превышать 5 В.
Проверить работу БНН при имитации обрыва цепей напряжения путем
поочередного отключения цепей “звезды" и “разомкнутого треугольника” с
срабатывания БНН осуществлять по светодиодному сигналу “Неиспр. цепей
напряжения”. Установить рабочие крышки испытательных блоков в цепях
Проверка работы блокировки при качаниях. Для выполнения проверки
необходимо чтобы величина модуля вектора прямой последовательности
рабочего тока превышала уставку реле БК по скорости изменения DI1 а
величина модуля вектора обратной последовательности тока полученного
изменением чередования фаз рабочего тока превышала уставку реле БК по
скорости изменения DI2. Контроль срабатывания БК осуществлять на
контрольном выходе подключенном к выходу «Ввод быстродействующих
ступеней от БК». С использованием рабочей крышки испытательного блока
подать на терминал прямую последовательность токов и по светодиоду
«Контрольный выход» зафиксировать кратковременное срабатывание БК.
Снять токи и повторно зафиксировать кратковременное срабатывание БК. С
использованием ШК испытательного блока подать на терминал обратную
зафиксировать кратковременное срабатывание БК. Снять токи и повторно
зафиксировать кратковременное срабатывание БК. Установить рабочие
крышки испытательных блоков в цепях тока.
Проверка направленности реле направления мощности нулевой
последовательности. На защиту подаются поочередно каждый из фазных
токов который будет совпадать с током нулевой последовательности и
контролируется срабатывание одного из РНМ нулевой последовательности
(прямого или обратного действия). Результаты анализируются путем
построения векторных диаграмм.
Калибровка аналогового входа напряжения от ШОН Снять показания
величин модуля и угла вектора напряжения Uш =Uвс на шинах и величин
модуля и угла вектора напряжения Uшон на линии (аналоговый вход 10).
Выполнить корректировку величин модуля и угла вектора напряжения Uшон
на линии до совпадения их с аналогичными величинами напряжения Uш =Uвс
на шинах (меню Служебные параметры Установка схемы ТН и ШОН).
Проверка поведения защиты при отключении цепей напряжения
Переключатели выбора режимов работы защит установить в положение
«Работа». При поданном токе нагрузки и отключении напряжения снятием
крышек БИ по состоянию местной и внешней сигнализации убедиться что
ложного срабатывания защит не происходит.
Проверка поведения защиты при снятии и подаче напряжения
оперативного постоянного тока. Переключатель ”Терминал” установить в
положение ”Вывод”. Переключатели выбора режимов работы отдельных
защит установить в положение «Работа». При поданном токе нагрузки
отключением и включением напряжения оперативного постоянного тока с
помощью переключателя «Питание» по состоянию местной и внешней
сигнализации шкафа убедиться что ложного срабатывания защит не
Проверка автоматики управления выключателем. Произвести проверку
действия на включение и отключение выключателя от оперативного ключа
управления. По регистратору убедиться в срабатывании датчиков тока
электромагнитов управления.
Проверка действия на отключение выключателя от защит. Добиться
срабатывания любой из защит шкафа действующей на отключение.
Убедиться в действии на отключение выключателя от защит. Замыканием
цепи между зажимами убедиться в действии на отключение выключателя от
Проверка блокировки от многократных включений. При постоянно
замкнутой цепи между зажимами и отключенном выключателе подать
сигнал на включение выключателя оперативным ключом управления.
Убедиться в отсутствии многократных включений выключателя.
Проверка АПВ. Проверку производить в положении ключа «Режимы
кратковременно замкнуть цепь между зажимами. Проверить наличие АПВ.
При необходимости проверить двукратное АПВ.
6. Рекомендации по выбору уставок
Полный список уставок комплектов шкафа и диапазоны их изменения
приведены в [15]. В заданном диапазоне изменения значения всех уставок
могут выбираться без дополнительных требований по дискретности.
6.1. Выбор уставок АПВ
Выбор уставки однократного АПВ для линий с односторонним
питанием Выдержка времени АПВ линий с односторонним питанием
отвечает двум требованиям:
) выдержка времени АПВ (t1АПВ) должна быть больше выдержки
времени готовности для повторного включения привода отключившегося
t 1АПВ ≥ tг.п. + tзап
где tг.п.- время готовности привода которое для различных видов приводов
может быть в пределах от 02 до 1 с; tзап - время запаса учитывающее
непостоянство tг.п. которое выбирается в диапазоне от 03 до 05 с;
) выдержка времени АПВ должна быть больше выдержки времени от
восстановления изоляционных свойств воздуха (время деионизации воздуха)
где tд - время деионизации составляющее от 01 до 03 c; tзап - время запаса
учитывающее непостоянство tд которое принимается равным от 03 до 05 с.
За уставку принимается большее из полученных значений t1АПВ.
Для повышения надежности действия АПВ на линиях где наиболее
частыми повреждениями являются набросы проводов последствия от
падения деревьев и касания проводов передвижными механизмами
целесообразно увеличить выдержку времени до 2-3 с.
6.2. Выбор времени готовности АПВ
Выдержка времени готовности АПВ к повторному действию (tгот).
Отсчет tгот начинается при отсутствии сигнала пуска АПВ и нахождении
выключателя во включенном состоянии.
выбирается исходя из необходимости обеспечения однократного действия
АПВ при повторном включении на устойчивое КЗ и соответственно должна
быть отстроена от наибольшей выдержки времени действия РЗА в этом
tгот ≥ tзащ + tотк + tзап
где tзащ - наибольшая выдержка времени защиты; tотк - время отключения
выключателя; tзап - время запаса которое принимается равным от 03 до 05 с.
Одновременно должно быть соблюдено условие tгот ≥ t1АПВ.
6.3. Выбор уставок двукратного АПВ
Двукратное АПВ применяют как правило на линиях с односторонним
питанием и на головных участках кольцевых сетей где возможна работа в
режиме одностороннего питания.
Выдержка времени первого цикла АПВ определяется также как для
однократного АПВ. Второй цикл должен проходить с выдержкой времени
t2АПВ ≥ (10-20) с после вторичного отключения выключателя. Большая
выдержка времени второго цикла АПВ связана с восстановлением
отключающей способности дугогасительной камеры - с удалением из нее
разложившихся и обугленных частиц. Кроме того увеличение выдержки
времени второго цикла АПВ способствует повышению вероятности
успешного повторного включения.
Выдержка времени готовности к повторному действию tгот выбирается
исходя из необходимости обеспечения двукратности действия АПВ при
повторном включении и соответственно должна быть отстроена от
наибольшей выдержки времени действия РЗА после второго АПВ на
tгот ≥ tзащ + tотк + tзап.
Одновременно должно быть соблюдено условие tгот ≥ t2АПВ.
При выборе выдержек времени t1АПВ t2АПВ tгот для АПВ линий с
двусторонним питанием для шин должны учитываться особенности схемы
соединения энергообъектов последовательность и условия включения
выключателей в режиме АПВ.
Если АПВ производится с контролем наличия напряжения или с
контролем синхронизма то выбор необходимого режима производится с
помощью программной накладки.
При выборе режима с контролем наличия напряжения необходимо
выбрать уставки реле максимального напряжения на шинах (Uш>Uмах) и на
Уставки измерительных реле контроля напряжения и контроля
синхронизма: Uш Uл - модули векторов напряжения на шинах и линии wш
угловые скорости для Uш Uл.
DU = Uш - Uл - разность модулей напряжений фш фл - фаза векторов
напряжений на шинах и линии Dф = фш - фл - разность фаз векторов
напряжений на шинах и линии
соединяемые выключателем контролируется с помощью трех параметров U ф и f (см. рисунок) где f - разность час-тот напряжений на шинах и
Условия по синхронизму считаются выполненными если все три
контролируемых параметра находятся в пределах нормы.
Рекомендованные значения:
DU = 02 Uном Dф= (10-30) °
Df = 005 Гц - для соединения частей схем к которым предъявляются
высокие требования по синхронизму а также для важных межсистемных
Df = 01 Гц - для схем допускающих большое время АПВ или для АПВ
Df = 02 Гц - для схем с малым временем АПВ где может ожидаться
большая разность частот.
Уставки по синхронизму должны выбираться таким образом чтобы
максимально соответствовать ожидаемым параметрам по максимальному
сдвигу фаз (Dфмакс) и максимальной разности частот (Dfмакс). При правильном
выборе уставок при АПВ будет обеспечено синхронное включение
выключателя. После выбора уставок необходимо провести проверку
правильности их выбора с помощью выражения:
Dфмакс (Dfмакс360) > tио + tвкл
где tио - время срабатывания измерительных реле контроля синхронизма.
Может быть принято равным 003 с tвкл - время включения выключателя.
При выборе режима с контролем наличия напряжения или отсутствия
напряжения необходимо иметь в виду что в терминале автоматики
управления выключателем предусмотрены независимые измерительные реле
для контроля максимального и минимального напряжений
(Uш>Uмах Uл> Uмах Uш Uмin Uл Uмin).
Рекомендованные значения напряжения срабатывания: для реле
максимального напряжения Uмах = (07-08) Uном; для реле минимального
напряжения Uмin = (03-04) Uном.
6.4. Выбор уставок УРОВ
устройства причем схема УРОВ выполнена универсальной и возможна
реализация УРОВ как по схеме с дублированным пуском от защит с
контролем РПВ так и по схеме с автоматической проверкой исправности
выключателя. Выбор принципа действия УРОВ производится с помощью
программной накладки ХВ1.
комплектов УРОВ обеспечивает действие на доотключение резервируемого
выключателя без выдержки времени а затем с выдержкой времени - действие
на отключение смежных выключателей. Вывод действия УРОВ на
доотключение резервируемого выключателя (действие УРОВ “на себя”) при
работе по схеме с дублированным пуском от защит с контролем РПВ
производится с помощью программной накладки ХВ3.
Выбор уставок УРОВ сводится к выбору выдержки времени устройства
на отключение смежных выключателей и к выбору уставки по току
срабатывания реле тока УРОВ.
шкафа имеет выдержку времени необходимую для фиксации отказа
выключателя. Это позволяет отказаться от запаса по выдержке времени
который предусматривается в централизованных УРОВ с общей выдержкой
времени для учета перехода КЗ с одной двухцепной линии на другую и равен
времени отключения двух выключателей. Кроме того необходимо иметь в
виду что шкаф выполнен на современной микропроцессорной базе и
обеспечивает высокую точность отсчета времени. В связи с вышеизложенным выдержка времени УРОВ может быть принята равной (02- 03)
с что улучшает условия сохранения устойчивости энергосистемы и
уменьшает выдержки времени резервных защит.
срабатывания - от 005 до 01Iном присоединения. В отдельных случаях могут
возникнуть дополнительные ограничения по выбору минимальной уставки
по току срабатывания реле тока УРОВ (отстройка от максимального
емкостного тока для УРОВ выключателей с пофазными при-водами
отстройка от токов через емкостные делители и т.д.) которые должны
учитываться при выборе уставок.
6.5. Выбор уставок защит
Выбор уставок защит (ДЗ ТНЗНП ТО) описанных выше терминалов
включает в себя определение значений параметров срабатывания реле
выдержек времени и положений программных накладок. Поскольку в этих
защитах сохранена традиционная российская идеология построения и
основные технические требования используемые в шкафах защит линии
срабатывания реле сопротивления ступеней ДЗ реле тока БК реле тока
соответствующих выдержек времени пользоваться имеющимися в расчетных
службах методическими материалами а также следующей литературой [1114 15].
7. Выбор уставок защит линии
7.1. Максимальные токовые защиты
Максимальные токовые защиты (МТЗ) приходят в действие при
увеличении тока в линии сверх некоторого значения определяемого
условиями избирательности. В качестве реле реагирующих на возрастание
тока используются максимальные токовые реле типа РТ-40 и различные
комплектные защиты выполненные на базе их.
многоступенчатой и обычно служит основной защитой от междуфазных
повреждений. Для линий с двусторонним питанием МТЗ используется как
правило в качестве отсечки.
Выбор уставок ненаправленных токовых отсечек для линий с
двусторонним питанием
а) Ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального тока
протекающего через защиту при следующих расчетных условиях :
- отстройка от максимального тока линии при КЗ на шинах приемной
- отстройка от максимального тока линии при КЗ на шинах подстанции
в месте установки защиты (КЗ за спиной);
- отстройка от максимального тока качаний возникающего при
Е ф = 105 U ср .ном 3 по формуле
где хэкв.мин – эквивалентное минимальное сопротивление связи между
сопротивление генераторов и сопротивление линии связи; хэкв.мин = хсист.А +
Ток срабатывания отсечки выбирается по наибольшему из полученных
значений токов по формуле
где к з – коэффициент запаса (принимаем к з =12).
б) Определяем зоны защищаемые отсечкой в максимальном и
минимальном режимах по кривым спадания.
Рекомендуется определить чувствительность отсечки при двухфазном
КЗ в начале линии. Отсечка может рекомендоваться к установке если к ≥ 12.
в) Определяются уровни остаточных напряжений на шинах подстанций
(в месте установки защиты) при КЗ в конце зоны действия отсечки. Для
максимального и минимального режимов хотс = lотс % . хл .
г) Производим заключение о применимости отсечки. Если напряжение
на шинах подстанции в минимальном режиме или режиме каскадного
отключения с t = 0 равно или превышает 60% то отсечка применяется с
качестве основной защиты. Если остаточное напряжение менее 60% а
отсечка защищает в максимальном режиме 15-20% линии то она
применяется в качестве дополнительной.
Расчет уставок токовой отсечки для линии W1
Предварительно производим построение кривых спадания токов по
линиям токов по линиям при трехфазных КЗ в максимальном и минимальном
режимах (см. рисунок 2.2).
Рисунок 2.2 – Кривые спадания трехфазного тока линии W1
Ток срабатывания отсечки определяем с учетом данных таблица 2.1 в
расчетных режимах и отстройка от тока качаний.
Отстройка от максимального тока короткого замыкания в конце линии:
- для защиты установленной на подстанции «Ш30» при КЗ в точке 2
- для защиты установленной на смежной подстанции при КЗ в точке 1
Отстройка от тока качаний по линии W1 определяется по формуле
где X экв_мин (220) =1054+949+815=2818 Ом.
Ток срабатывания защиты выбирается по максимальному току:
IСЗ =12 19788 = 2375 кА.
Зоны защищаемые отсечкой в максимальном и минимальном режимах
определяются по кривым спадания токов (см. рисунок 2.1):
Защита установленная на подстанции «Ш30» защищает
-в максимальном режиме 1% линии
-в минимальном режиме 0% линии W1.
Остаточное напряжение на шинах подстанции «Ш30» равно:
- в максимальном режиме
UОСТ = 3 Iс.з. Xлnотс Uср.ном=
- в минимальном режиме
UОСТ = 3 Iс.з. Xлnотс Uср.ном==
Токовая отсечка на линии W1 не устанавливается.
7.2. Дистанционные защиты от междуфазных повреждений
Дистанционные защиты используются в сетях сложной конфигурации
для защиты линий от междуфазных КЗ. Эти защиты приходят в действие при
снижении сопротивления сети т.е. являются минимальными. Основными
преимуществами дистанционных защит по сравнению с токовыми защитами
являются независимость защищаемой зоны при изменении уровня токов КЗ
т.е. при изменении режима работы сети а также направленность действия.
являются направленные реле полного сопротивления которые называются
дистанционными органами (реле I и II ступеней) и пусковыми органами (реле
Выбор уставок дистанционной защиты
а) Уставку срабатывания первой ступени выбираем из условия
отстройки от КЗ на шинах приемной подстанции
где кЗ = 085 – коэффициент запаса по избирательности учитывающий
погрешность защиты совместно с трансформаторами тока и напряжения.
Отстройку от КЗ на шинах подстанции в месте установки защиты не
производим так как все ступени защиты выполнены направленными.
б) Уставка срабатывания второй ступени выбирается по двум основным
- согласование с дистанционными защитами смежных линий
z сII.з = к з z л + к з z с.з.см к ток
где к'З = 078 – коэффициент запаса по избирательности согласуемых защит
линий; кток = Iз.выб Iз.см – коэффициент токораспределения определяемый по
току трехфазного КЗ в конце зоны действия той защиты с которой
производится согласование (при этом следует рассматривать такие
режимы когда значение кток максимально); Iз.выб – ток протекающий через
ТТ защиты для которой выбирается уставка; Iз.см – ток протекающий через
ТТ смежной защиты с которой производится согласование; z с .з .см – уставка
срабатывания первой (или второй) ступени защиты смежной линии;
- отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции
z сII.з = к з z л + j
где U – наибольший относительный предел регулировки напряжения
силового трансформатора.
срабатывания в качестве расчетного выбираем наименьшее.
в) Выдержку времени второй ступени принимаем на ступень
селективности (t = 05 с) больше выдержек времени тех ступеней защит с
которыми производится согласование:
t cII.з = t с .з .см + t .
Из всех полученных значений выдержки времени в качестве расчетной
резервирования отказа выключателя (УРОВ) то вторая ступень защиты
должна быть отстроена от времени его действия (08-09 с).
металлических КЗ на шинах приемной подстанции (режим ближнего
резервирования) определяется по формуле
кчII = z сII.з z л ≥ 125.
Если на линии имеется отпайка то чувствительность проверяется и при
металлическом КЗ в конце ее по формуле
z л.отп + ( z отп к ток .отп )
где zл.отп – сопротивление линии от места установки защиты до отпайки; zотп
– сопротивление отпайки; кток.отп = Iз.выбIотп – коэффициент токораспределения при КЗ в конце отпайки. Допускается выполнение условия при
каскадном отключении КЗ на отпайке.
д) Уставку срабатывания третьей ступени защиты выбираем по
условиям отстройки от максимального тока нагрузки линии по формуле
к н к в I нагр cos( м.ч нагр )
где Uмин.экспл – минимальное эксплуатационное напряжение принято равным
Uном; кн = 12 – коэффициент надежности; кв = 11 – коэффициент
возврата; м.ч = 65-80° – угол максимальной чувствительности реле
сопротивления; нагр. – угол сопротивления обусловленного нагрузкой.
селективности больше выдержки времени вторых ступеней защит.
ж) Чувствительность третьей ступени защиты проверяем при КЗ в
конце смежной линии (режим дальнего резервирования) согласно формуле
При оценке чувствительности рассматриваются такие режимы при
которых значение кток минимально. Если условие не обеспечивается то на
шинах приемной подстанции необходимо предусмотреть УРОВ.
з) Производится заключение о возможности применения защиты в
качестве основной или резервной для чего определяем остаточное
напряжение на шинах при КЗ в конце первой ступени:
– ток линии при трехфазном КЗ в конце первой ступени защиты
определяемый по кривым спадания. Если остаточное напряжение на шинах
транзитной подстанции будет равно или больше 60% то защита применяется
в качестве основной от междуфазных КЗ иначе – резервной.
Расчет уставок дистанционной защиты линии
Дистанционные защиты устанавливаем на линиях с двухсторонним
питанием. Выбор коэффициентов трансформации трансформаторов тока и
напряжения производится исходя из следующих положений:
- длительно допустимый ток для линии выполненной проводом АС150 по условиям нагрева проводов составляет 450 А; коэффициенты
трансформации ТТ КI = 6005;
напряжения коэффициентом трансформации
Полные первичные сопротивления линий приведенные к напряжению
ZЛ W1 =112+ j237 Ом; Z=262 Ом;
ZЛ СМ= 134+ j285 Ом; Z=315 Ом;
Произведем расчет уставок и проверку чувствительности защиты.
Уставка первой ступени дистанционной защиты отстраивается от
короткого замыкания на шинах смежной подстанции (т.2):
ZсзI=Kз·Zл=085· (112+ j237) = 0952+ j2015 Ом.
Принимаем ZсзI=0952+ j2015 Ом tcзI=0 с.
Уставка второй ступени дистанционной защиты согласуется с первой
ступенью защиты смежной линии:
ZсзII= Kз·Zл+Кз’· ZсзIКток = 085· (112+ j237) +078· 085·(134+ j285)1 =
Принимаем ZсзII =184+ j391 Ом tcзI=05 с.
Чувствительность защиты при трехфазном КЗ на шинах смежной
КчII= ZсзIIZл= 432 262= 165>125.
Уставка третьей ступени дистанционной защиты отстраивается от
максимального тока нагрузки линий по нагреву проводов:
ZсзIII=Umin( 3 ·Kн·Кв·Iнагр· cos(φмч-φнагр)=
=09·110( 3 ·11·12·0451)= 96 Ом.
Принимаем ZсзIII =4057+ j87 Ом tcзI=10 с.
резервирования (т.3):
КчIII= ZсзIII(Zл+ (Zл.смKток))= 96(262+(3151)) = 166>12.
Определим остаточное напряжение на шинах подстанций «Ш30»:
·085·Zл·IкI ·100 % Uср.ном= 3 ·085·262·1205·100115 =404%
Здесь ток линии при КЗ в конце зоны действия первой ступени
= 1205 кА определен по кривым спадания. Таким образом
дистанционная защита на линии W1 рекомендуются к установке в качестве
резервной от междуфазных КЗ.
Характеристика срабатывания дистанционной защиты представлена на
Рисунок 2.3 – Характеристика срабатывания дистанционной защиты
7.3. Максимальные токовые защиты от замыканий на землю
Для защиты электрических сетей с эффективно заземленной нейтралью
от замыканий на землю применяют максимальные токовые защиты нулевой
последовательности (ТЗНП). Эти защиты выполняются многоступенчатыми с
органом направления мощности или без него.
Выбор уставок защиты
а) Ток срабатывания отсечки первой ступени выбираем по условиям:
- отстройки от максимального тока 3I0 протекающего через защиту
при КЗ за выключателем смежного участка (на шинах приемной
- для параллельных линий отсечка первой ступени должна быть
отстроена от каскадного отключения КЗ на параллельной линии поскольку в
этом случае вследствие взаимоиндукции линий точка КЗ как бы
приближается к шинам подстанции у которой произошло первоочередное
отключение КЗ на параллельной линии что увеличивает ток неповрежденной
По наибольшему из полученных значений тока 3I0 определяют ток
срабатывания отсечки первой ступени
где кз – коэффициент запаса по избирательности учитывающий погрешность
реле ошибки расчета влияние апериодической слагающей и необходимый
запас. При использовании реле типа РТ-40 для линий 110-220 кВ кз =13.
- для линий с односторонним питанием ток срабатывания отсечки
первой ступени также должен быть отстроен от тока небаланса при
трехфазном КЗ за трансформатором приемной подстанции и от броска
намагничивания тока возникающего при включении линии под напряжение
совместно с трансформаторами с глухозаземленной нейтралью.
б) Для решения вопроса о выполнении отсечки первой ступени с
органом направления или без него производят сравнение токов срабатывания
отсечек первых ступеней установленных по концам защищаемой линии.
Отсечка ток срабатывания которой больше выполняется ненаправленной
отсечка с меньшим током срабатывания – направленной.
в) По кривым спадания тока 3I0 по линии определяется зона
защищаемая отсечкой в максимальном и минимальном режимах. Отсечка
считается удовлетворительной если она защищает 20-25% линии в
максимальном режиме (или каскаде).
г) Ток срабатывания отсечки второй ступени выбирается по условиям
согласования с отсечками первых (вторых) ступеней защит смежных линий
где кз = 11 – коэффициент запаса по избирательности согласуемых линий;
к ток = 3 I 0 з .выб 3 I 0 з .см – коэффициент токораспределния определяемый по
току 3I0 при однофазном замыкании в конце зоны действия той защиты с
которой производится согласование; 3I0 з.выб – ток 3I0 протекающий через ТТ
защиты для которой выбирается уставка; 3I0 з.смеж – ток 3I0 протекающий
через ТТ защиты с которой производится согласование; I 0 с .з .см - ток
срабатывания первой или второй ступеней защиты смежной линии.
д) Применение органа направления мощности для отсечек вторых
ступеней установленных на концах одной линии определяем следующим
образом. Если время и ток срабатывания отсечки на подстанции А
соответственно больше времени и тока срабатывания отсечки подстанции Б:
t cII.з А > t cII.з Б
I cII.з А > I cII.з Б
то на подстанции А защита выполняется ненаправленной а на подстанции Б
– направленной. В остальных случаях обе защиты как правило принимаются
е) Выдержка времени отсечки второй ступени принимаем на ступень
селективности (t = 05 c) больше выдержек времени тех ступеней защит от
которых произведена отстройка.
При отстройке от защит нескольких линий в качестве расчетных
принимаются наибольшие значения тока срабатывания и выдержки времени.
ж) Чувствительность отсечки второй ступени проверяется при
металлическом однофазном КЗ в конце защищаемой линии в минимальном
Допускается уменьшение коэффициента чувствительности до 13 при
наличии резервирования (третьей ступени) а также проверка условия кчII в
каскаде при наличии защиты шин на приемной подстанции.
з) Ток срабатывания отсечки третьей ступени выбирается по условиям
отстройки от вторых и третьих ступеней защит смежных линий (аналогично
выбору второй ступени) а также по условиям отстройки от максимального
тока небаланса при трехфазном КЗ за трансформатором приемной
I 0IIIc. з = к з к пер к нб I к(3макс
где кЗ – коэффициент запаса по избирательности; кпер – коэффициент
принимается равным 2 при выдержке времени рассматриваемой ступени до
от 01 с; 15 – до 03 с; 1 – свыше 05-06 с; кнб – коэффициент небаланса
зависит от кратности тока КЗ по отношению к номинальному току ТТ
принимается равным 005 – при кратности Iк до 3I1номТТ ; 01 – при больших
Ток срабатывания третьей ступени должен быть также отстроен от
броска намагничивающего тока.
и) Выдержка времени отсечки третьей ступени принимаем на ступень
селективности больше выдержек времени тех ступеней защит от которых
произведена отстройка.
Третьи ступени защит выполняются как правило с органом
направления мощности.
Чувствительность третьей ступени защиты проверяется при
металлическом однофазном повреждении в конце смежного участка
Если чувствительность третьей ступени окажется недостаточной или по
условиям согласования защит требуется введение промежуточной ступени
то в этих случаях защита выполняется четырехступенчатой. Выбор уставок
срабатывания четвертой ступени производится так же как и для третьей
Расчет уставок токовой защиты от замыканий на землю
Производим построение кривых спадания токов 3I0 по линиям при
однофазных КЗ в максимальном и минимальном режимах (см. рисунок 2.4).
Рисунок 2.4 – Кривые спадания однофазного тока линии W1
Определяем уставки срабатывания первых ступеней всех защит сети
Отстройка от КЗ на землю в конце линии (т. 2) в максимальном режиме
I 0 I = 1.3·10094=13122 А
Принимаем I 0 I = 13122 А.
По кривым спадания токов определяются защищаемые зоны в
максимальном зона (составляет 31%) и минимальном (21%) режимах.
Определяем уставки срабатывания второй ступени защиты.
Уставку срабатывания второй ступени защиты выбираем из условия
согласования с первой ступенью защиты смежной линии в максимальном
Принимаем I 0 II = 4942 А t 0 II = 05 с.
Оценку чувствительности защиты производим в минимальном режиме
работы системы в конце линии (т.2):
Кч= I 0к.мин I 0II = 9306 4942 = 188> 15.
Определяем уставки срабатывания третьей ступени защиты.
отстройки от максимального тока небаланса при трехфазном КЗ за
трансформатором приемной подстанции
I 0 III = 1.25·1·01·500=63 A t III = 0+05+05=10 с.
Принимаем I 0 III = 63 А t 0 II = 05 с.
работы системы в смежного участка (т.3):
Кч= I 0к.мин I 0III = 4098 63 > 15.
На основании выполненных расчетов следует что многоступенчатые
токовые защиты нулевой последовательности обеспечивают ближнее и
дальнее резервирование КЗ на землю. Они рекомендуются к установке так
как обеспечивают быстродействие и высокую чувствительность. Кроме того
они используются для согласования защит что позволяет снизить общее
время ликвидации КЗ на землю в рассматриваемой сети.
Во второй части дипломной работы рассмотрены технические
мероприятия по наладке и эксплуатации основных и резервных защит линии
W1 110 кВ в составе шкафа ШЭ2607-016.
В результате расчетов приняты уставки– ДЗ – ZсзI=0952+ j2015 Ом
tcзI=0 с ZсзII =184+ j391 Ом tcзI=05 с ZсзIII =4057+ j87 Ом tcзI=10 с; ТЗНП –
обеспечивают надежное ближнее и дальнее резервирование линии.
ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Расчет технико-экономических показателей подстанции.
выражения в денежной форме затраты прямо или косвенно связанные с её
производством и реализацией. Себестоимость продукции является важным
экономическим показателем характеризующим уровень производи мости
труда степень использования производственной мощности экономически
использования материалов топлива электроэнергии целесообразность и
бережное использование денежных средств.
суммированием следующих составляющих: распределительные устройства
всех напряжений трансформаторы компенсирующие устройства и реакторы
постоянная часть затрат.
Во всех составляющих приведены расчетные стоимости включая
стоимость основного и вспомогательного оборудования
Постоянная часть затрат на подстанции зависит от напряжения
подстанции и схемы электрических соединений на стороне высшего
напряжения (ВН). Приведенные затраты учитывают полную расчетную
стоимость (включая оборудования и строительно-монтажные работы)
подготовки и благоустройства территории общеподстанционного пункта
управления устройств расхода на собственные нужды аккумуляторной
Капитальные вложения
в подстанцию складываются из стоимости
трансформаторов автотрансформаторов постоянной части затрат. При
технико-экономических
оборудования затраты на строительство и монтаж.
Для схемы проектируемой подстанции из справочных источников
принимаем стоимостные показатели и заносим в таблицу. Указанные пока
трансформаторов тока и напряжений разрядников
управления сигнализации и релейной защиты контрольные кабели
ошиновку металлоконструкции связанные с их установкой строительномонтажные
металлоконструкции порталов грозозащиту и заземляющие контрольные
кабели а также строительно-монтажные работы в пределах ячейки
Определение себестоимости трансформации электроэнергии 1 кВт*ч.
Планирование труда и заработной платы включает в себя:
планирование численности;
планирование фонда заработной платы;
производстве зависит от состава квалификационного уровня и творческой
На энергопредприятиях занято значительное количество персонала.
производственный и непромышленный. Общая численность персонала
составляет штаты предприятия а перечень всех должностей и рабочих мест с
указанием по ним количества работников и месячной заработной платы
называется штатным расписанием.
По характеру выполняемой работы в составе персонала подстанции
различают следующие категории работников:
Рабочие (они непосредственно обслуживают производственный
Специалисты (они осуществляют техническое производственное
руководство производственной деятельностью).
подстанции осуществляется на основе «Рекомендуемых организационных
промышленноутверждаемых
министерством топлива и энергетики.
2. План по себестоимости трансформирования электроэнергии
Проектная себестоимость трансформированного кВтч электрической
энергии рассчитывается по экономическим элементам затрат:
затраты на ремонт Ирем;
заработная плата рабочих;
отчисления на соц. нужды Исн;
стоимость потерь энергии Ипот;
прочие затраты Ипроч.
Отчисления на амортизацию оборудования производится линейным
методом по установленным нормам амортизационных отчислений:
где а – средняя норма амортизационных отчислений (а = 40 ÷ 42);
К – стоимость основных фондов.
310048 = 9370 22 тыс. руб.
2.2. Затраты на ремонт
Затраты на ремонт определяются по формуле:
где αрем – доля отчислений в ремонтный фонд (αрем = 35 ÷ 38).
310048 = 847781 тыс. руб.
2.3. Заработная плата рабочих
Затраты на ФОТ вычисляются по формуле:
И от = (Фот Фот рем ) (1 +
И от = (1080 444 428 400) (1 +
) = 717 248 тыс. руб.
(108 0444 428 400) = 65 204 тыс. руб.
2.4. Отчисления на социальное страхование и другие соц. нужды
Отчисления на социальные нужды вычисляются по формуле:
И соц = 034 И зпосн + И зпдоп = 034(7172480 + 65204 ) = 26603тыс. руб;
2.5. Стоимость потерь энергии (затраты на технологический расход
Затраты на технологический расход энергии при её трансформации
определяются из количества потерь энергии Эпот и среднего тарифа на
передачу электроэнергии.
Годовые потери элекроэнергии
И пот = [ Р ХХ n тр Т раб + Р КЗ
где Рхх = 90 кВт Ркз = 315 кВт – номинальные потери холостого хода и
короткого замыкания;
Траб = 8760 ч – время работы трансформаторов;
nтр = 8 – количество трансформаторов;
= 1 25 - перегрузочная способность трансформаторов;
= 4000 ч – время максимальных потерь определяется по Тmax=5500ч.
Стоимость потерь энергии:
= 21232 *106 кВт ч.;
где Т ср = 126 рубкВтч – средний тариф на передачу энергии.
где αпроч – доля прочих расходов (αпроч = 15%).
( И а + И рем + И от + И сн ) = 015 (937022 + 847781 + 717248 + 26603) = 28247
Затраты по трансформации энергии определяются по экономическим
элементам таблицы 3.1.
Таблица 3.1 – Расчет себестоимости
Экономические элементы затрат
Затраты на амортизацию Иа
Затраты на ремонт Ирем
Затраты на оплату труда Иот
дополнительную Иотдоп
Отчисления на соц страхование и
другие соц.нужды Исн
Стоимость потерь энергии Ипот
Прочие затраты Ипроч
трансформированного кВт ч:
3. Технико-экономические показатели ПС
Технико–экономические показатели подстанции сведены в таблице
Таблица 3.2 – Технико–экономические показатели
Установленная мощность
Удельные капитальные
Потери электроэнергии
Число часов использования
максимальной нагрузки
автоматики на подстанции
На современных подстанциях велико значение устройств релейной
потребителей. Аварии и нарушение нормального режима работы на
предприятиях и в сетях энергосистем вызванные неправильным действием
или отказом устройств релейной защиты и автоматики по вине оперативного
персонала могут привести к значительным убыткам поэтому персонал
должен квалифицировано обслуживать эти устройства.
Повседневное обслуживание устройств релейной зашиты и автоматики
обслуживания такие как: ремонт наладка и т. д. осуществляются службой
релейной защиты и автоматики.
4.1. Виды технического обслуживания устройств релейной защиты и
Период эксплуатации устройства или срок его службы до списания
определяются моральным либо физическим износом устройства.
В срок службы устройства начиная с проверки при первом включении
вводим как правило несколько межремонтных периодов каждый из
которых может быть разделен на этапы: период приработки период
нормальной эксплуатации и период износа. Устанавливаются следующие
виды технического обслуживания релейной защиты и автоматики:
- проверка при первом включении (наладка);
- профилактический контроль;
- профилактическое восстановление (ремонт);
- опробование (тестовый контроль);
- технический осмотр.
Кроме того в процессе эксплуатации могут проводиться следующие
виды внепланового обслуживания:
- внеочередная проверка
- послеаварийная проверка.
Проверку (наладку) устройств релейной защиты и автоматики при
новом включении следует проводить при вводе вновь смонтированной
подстанции отдельного присоединения или реконструкции устройств
релейной зашиты и автоматики на действующем объекте. Это необходимо
для проверки исправности аппаратуры и вторичных цепей правильности
схем соединения регулировки реле проверки работоспособности устройств
релейной защити и автоматики в целом.
Проверки при новом включении должны выполняться персоналом
релейной защиты и автоматики или специальной наладочной бригадой из
наладочной организации. Если проверка при новом включении проводится
отремонтированных устройств релейной защиты и автоматики без приема их
службой релейной защиты и автоматики воспрещается.
проводится в целях выявлениям устранения возникающих в процессе
эксплуатации внезапных отказов его элементов способных вызвать
изменение срабатывания устройств релейной зашиты и автоматики.
Эксплуатационно - профилактический контроль проводится главным
образом в целях выявления и устранения приработочных отказов
происходящих в начальный период эксплуатации.
восстановления отдельных менее надежных элементов устройств.
В зависимости от условий внешней среды и состояния аппаратуры
объем частичного восстановления устройств релейной защиты и автоматики
расположенных в шкафах наружной установки может быть расширен.
Опробование производится в целях проверки работоспособности устройств и
приводов коммутационных аппаратов.
Опробование может производиться с помощью встроенных элементов
опробования либо имитации срабатывания пусковых органов устройств
Допускается производить опробование средств релейной защиты и
автоматики присоединений находящихся под нагрузкой. Необходимость и
определяется местными условиями и утверждается плавным инженером
предприятия. Внеочередная проверка производится при частых изменениях
схем или реконструкции устройств релейной зашиты и автоматики при
необходимости изменения уставок или характеристик реле и устройств а
Периодические технические осмотры в цепях проверки состоянии
аппаратуры и цепей релейной зашиты и автоматики также соответствия
В организационно-экономической части дипломной работы был
подстанции в том числе капитальных вложений в строительство которые
составили 22310048 тыс.руб. и себестоимости трансформируемого 1 кВт·ч
которая составила 116 коп.кВт·ч.
БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
1. Идентификация негативных факторов на подстанции
При эксплуатации электрооборудования основным опасным фактором
является возможность поражения электрическим током. Поражение от
различных электрических приборов возможно как при работе так и при
замыкании на корпус и при прикосновении к корпусу рабочим персоналом.
На подстанции существует повышенная напряженность электрического
и магнитных полей в электроустановках напряжением 500 220 110 кВ.
Может иметь место недостаточная освещенность рабочей зоны при
работе в помещении или на улице в темное время суток а также при
аварийных ситуациях в случаях отсутствия напряжения в цепи освещения.
Также серьезным негативным фактором является повышенная или
пониженная температура воздуха рабочей зоны при выполнении работы на
территории открытого распределительного устройства подстанции.
Уровень звукового давления на подстанции достаточно высок чтобы
при продолжительном воздействии привести к недомоганию.
ощущается человеком.
В помещении в котором расположены аккумуляторные батареи
возможно воздействие кислоты и щелочи а также их паров на человека.
Источники пылевыделения и радиоактивного излучения на подстанции
Возможен пожар и взрыв маслонаполненных агрегатов установленных
на подстанции а также возгорание изоляции в результате короткого
замыкания и различных видов перенапряжений.
2. Охрана окружающей среды
Проектируемая подстанция вредных выбросов в атмосферу не имеет.
Жилая застройка отсутствует в радиусе нескольких километров от
силовых автотрансформаторов не предусматривается.
Для предохранения почвы от загрязнения сбросами масла при
сооружение маслоприемников со сбросом по сети закрытых маслоотводов в
3. Оценка воздействия негативных факторов
3.1. Электрический ток
Тело человека является проводником электрического тока. Разные
ткани тела оказывают току разное сопротивление: кожа кости жировая
ткань – большое а мышечная ткань кровь и особенно спинной и головной
Действие электрического тока на живую ткань в отличии от других
материальных факторов (пара химических веществ излучения и т.п.) носит
своеобразный и разносторонний характер. Проходя через организм человека
электрический ток производит термическое электрическое и механическое
(динамическое) действия являющееся обычными физико-химическими
процессами присущими как живой так и неживой материи; одновременно
электрический ток производит и биологическое воздействие которое
является специфическим процессом свойственным лишь живой ткани.
3.2. Производственный шум
Шум является одним из распространенных факторов внешней среды
неблагоприятно воздействующих на организм человека. В зависимости от
уровня и спектра шума воздействие его на организм человека различно: шум
с уровнем 80 дБ затрудняет разборчивость речи вызывает снижение
работоспособности и мешает нормальному отдыху; шум с уровнем от 100 до
0 дБ на низких частотах и от 80 до 90 дБ на средних и высоких частотах
может вызвать необратимые изменения и привести к понижению слуха а в
дальнейшем к развитию глухоты; шум с уровнем от 120 до 140 дБ способен
вызвать механическое повреждение органов слуха. Шум вредно воздействует
не только на органы слуха но и на весь организм человека через
центральную нервную систему. Люди работающие в условиях повышенного
шума жалуются на быструю утомляемость головную боль бессонницу. У
человека ослабляется внимание ухудшается память. Все это приводит к
значительному снижению производительности труда росту количества
ошибок в работе увеличению травматизма.
3.3. Электромагнитное излучение
Электромагнитное излучение (ЭМИ) возникающее при ядерном
взрыве грозовом разряде поражает главным образом электрическую и
электронную аппаратуру. Воздействие ЭМИ может привести к сгоранию
чувствительных электронных и электрических элементов связанных с
большими антеннами или открытыми проводами а также к серьезным
нарушениям в цифровых и контрольных устройствах.
Степень повреждения зависит в основном от амплитуды наведенного
импульса напряжения или тока и электрической прочности оборудования.
Возможно поражение людей электрическим током наведенным в
стальных конструкциях.
Основными параметрами (ЭМИ) являются:
- характер изменения напряженности электрического и магнитного
поля во времени (форма импульса);
- максимальная напряженность поля (амплитуда импульса);
- скорость нарастания и спада импульса.
Энергия ЭМИ распределена в широком диапазоне частот: от десятков
герц до нескольких мегагерц. Однако основная часть энергии приходится на
диапазон 30 кГц. Амплитуда напряженности электрического поля в этом
диапазоне может достигать в воздухе от 1000 до 10000 Вм в грунте от 100
4.1. Общие организационно-технические меры
предусматриваются ниже перечисленные организационные меры:
Требования к персоналу:
соответствующую характеру работы;
- обучение рабочих в специализированных центрах подготовки
- профессиональная подготовка проверка знаний инструктажи;
- медицинское освидетельствование персонала;
- обучение персонала приемам освобождения пострадавших действия
электрического тока оказанию помощи при несчастных случаях;
электроустановок указаний полученных при инструктаже;
электроустановок машин механизмов приспособлений средств защиты и
Оперативное обслуживание осмотры электроустановок;.
Порядок и условия производства работ:
- оформление работ нарядом распоряжением или перечнем работ
выполняемых в порядке текущей эксплуатации;
- надзор во время работы;
- оформление перерыва в работе перевода на другое место;
- окончание работы сдача – приемка рабочего места закрытие наряда.
Для обеспечения нормальных условий труда при обслуживании
подстанции предусматриваются следующие производственные помещения:
- помещения для ремонта оборудования релейной защиты;
- помещения ремонтной бригады.
Для обеспечения нормируемого уровня освещенности рабочих мест и
проходов предусматривается освещение ОПУ и территории подстанции.
Компоновка подстанции и подъездные дороги позволяют принять для
ремонтных и эксплуатационных работ автокран и другие инвентарные
устройства. Молниезащита подстанции обеспечивает безопасность ее
Предусматриваются все нормируемые разрывы от токоведущих частей
оборудования и ошиновки до мест возможного появления эксплуатационного
персонала подстанции.
Для исключения ошибочных действий персонала при производстве
оперативных переключений в открытых распределительных устройствах
предусмотрена электромагнитная блокировка на выпрямленном оперативном
токе. В комплектном распределительном устройстве для этой цели
предусмотрена заводская механическая блокировка.
Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала при
однофазных КЗ на землю предусмотрено присоединение всех металлических
нетоковедущих частей оборудования к контуру заземления подстанции.
Для защиты персонала подстанции от поражения электрическим током
предусматриваются следующие мероприятия по технике безопасности:
- для оборудования 220 110 и 10 кВ предусматривается заземление
корпусов. Заземлению подлежат корпуса силовых автотрансформаторов
измерительных трансформаторов элегазовых выключателей расположенных
на территории подстанции. Заземление подключается к общему контуру
- предусматривается периодический контроль изоляции в сети 04 кВ.
Контроль и профилактика изоляции производится мегомметром.
- в целях исключения прикосновения или опасного приближения к
неизолированным частям электрического оборудования предусматривается
обеспечение безопасности людей следующими путями: а) ограждением; б)
блокировками; в) расположением токоведущих частей на недоступной
высоте и в недоступном месте.
- для предотвращения поражения персонала током весь переносной
инструмент имеет рукоятки из изолирующего материала. На подстанции
имеется в наличии полный комплект индивидуальных средств защиты.
В целях предотвращения попадания посторонних лиц на территорию
подстанции предусматривается ограждение решетчатым забором высотой до
м. ОРУ также ограждаются забором высотой 17 м.
Для защиты оборудования и зданий подстанции от прямого попадания
молнии установлена группа стержневых молниеотводов. В качестве
заземлителей используется заземляющее устройство подстанции. Отходящие
линии электропередач защищены от удара молнии по всей длине
Вентиляционные установки помещения аккумуляторной выполнены
самостоятельными не связанными с установками вентиляции других
помещений. Допускается воздушное отопление совмещенное с вентиляцией.
Воздух из аккумуляторных удаляется следующим образом: 13 из нижней и
из верхней зоны помещения. На период времени между зарядками
аккумуляторов предусмотрена возможность перехода на естественную
вентиляцию аккумуляторной при отключенных вентиляторах.
Для защиты от ЭМИ а также исключения доступа наведенных токов к
- оптимальное размещение и заземление отдельных частей;
- применение устройств (разрядников варисторов ограничителей
перенапряжения) препятствующих появлению перенапряжений в наиболее
чувствительных местах.
Снижение шума создаваемого на рабочих местах внутренними
следующими методами:
- уменьшением шума в источнике;
- рациональным планированием помещений;
- акустической обработкой помещения;
- уменьшение шума по пути его распространения.
Наиболее рациональной мерой является уменьшение шума в источнике
или же изменение направленности его излучения.
4.2. Расчет защитного экрана от ЭМИ
электромагнитные волны и гасят высокочастотную энергию. Через систему
заземления ток наведенный ЭМИ стекает на землю не причинив вреда
электронной аппаратуре находящейся внутри металлических шкафов или
Экраны могут быть выполнены как в виде решеток так и в виде
сплошных листов экранирующая способность которых значительно выше.
Толщина экрана определяется по формуле:
где L - заданное ослабление ЭМИ дБ; - частота ЭМИ кГц; удельная электрическая проводимость материала 1Ом·м; а - магнитная
Зададимся для расчета исходными параметрами: L = 100 дБ = 25
кГц = 100 1Ом·м а = 104 Гнм. Заданное ослабление ЭМИ принято
исходя из требований помехозащищенности оборудования частота ЭМИ как наиболее вероятная при грозовом разряде.
Тогда толщина экрана будет:
В виду очень малой расчетной толщины экрана рекомендуется
применять защитный экран толщиной 03 мм что обеспечивает с запасом
требуемое ослабление ЭМИ а также минимальную механическую прочность
устанавливаемые на входы и выходы аппаратуры в воздушные и подземные
линии связи и электроснабжения.
Основные функции защитного разрядника – разомкнуть линию или
Различают два основных вида защитных разрядников – "мягкие" и
сопротивления зависящие от напряжения (варисторы) а "жесткие" приборы с пробоем (газовые разрядники диоды и др.).
Газовые защитные разрядники могут использоваться при больших
перегрузках однако их недостатками
являются значительное время
срабатывания и слишком большой скачок напряжения пропорциональный
номинальному допустимому току.
Полупроводниковые защитные приборы менее устойчивы к наводимым
напряжениям но имеют меньшее время срабатывания.
Для радиоэлектронной аппаратуры установленной в помещении и не
имеющей антенных устройств основную опасность представляет импульс
прошедший по цепи питания. Для защиты аппаратуры могут быть
приспособления которые представляют собой различные релейные или
электронные устройства реагирующие на превышение тока или напряжения
4.3. Расчет защитного зануления вторичных соединений релейной
защиты автотрансформатора.
напряжением до 1000 В. В состав защиты автотрансформатора входят
следующие устройства:
- дифференциальная токовая защита автотрансформатора комплект
- дифференциальная токовая защита линейного регулировочного
трансформатора комплект реле ДЗТ-113.
- дистанционная защита панель ПЭ 2105;
- направленная токовая защит нулевой последовательности комплект
- максимальная токовая защита от перегрузки реле РТ-40;
- максимальная токовая защита на стороне высшего и низшего
напряжения комплект реле КЗ-12.
Общими для перечисленных устройств релейной защиты являются
следующие электротехнические данные:
- номинальный переменный ток – 5 А;
- номинальное переменное напряжение – 100 В;
- номинальное постоянное оперативное напряжение – 220 В.
Для обеспечения безопасности работ проводимых в цепях устройств
релейной защиты вторичные цепи измерительных трансформаторов тока и
напряжения необходимо заземлять.
Для защит объединяющих несколько комплектов трансформаторов
тока заземление должно быть предусмотрено также в одной точке; в этом
пробивным напряжением не выше 1 кВ с шунтирующим сопротивлением
0 Ом для стекания статического заряда.
заземлены соединением нейтральной точки или одного из концов обмотки с
заземляющим устройством.
Для устранения опасности поражения током в случае прикосновения к
корпусу электроустановки и другим металлическим нетоковедущим частям
оказавшимся под напряжением относительно земли вследствие замыкания на
корпус – применяется защитное замыкание корпуса на землю – зануление.
З а н у л е н и е м в электроустановках напряжением до 1 кВ называется
находящихся под напряжением с глухозаземленной нейтралью генератора
или трансформатора в сетях трехфазного тока с глухозаземленным выводом
источника однофазного тока с глухозаземленной средней точкой источника
в сетях постоянного тока.
Принцип действия зануления – превращение замыкания на корпус в
однофазное короткое замыкание (т.е. замыкание между фазным и нулевым
защитным проводниками) с целью вызвать большой ток способный
обеспечить срабатывание защиты и тем самым автоматически отключить
поврежденную электроустановку от питающей сети. Такой защитой
являются: плавкие предохранители или автоматы максимального тока
устанавливаемые для защиты от короткого замыкания; магнитные пускатели
со встроенной тепловой защитой; контакторы в сочетании с тепловым реле
осуществляющие защиту от перегрузки; автоматы с комбинированными
расцепителями осуществляющие защиту одновременно от токов перегрузки
и короткого замыкания.
проводник применяемый для защиты от поражения людей и животных
электрическим током. В электроустановках до 1 кВ защитный проводник
трансформатора называется н у л е в ы м з а щ и т н ы м п р о в о д н и к о м .
Расчет защитного зануления.
Определяем активное сопротивление Rн.п. стального проводника
круглого сечения S = 1963 мм2 (что соответствует проводнику диаметром 5
мм) и длиной l = 20 м используемого в качестве нулевого защитного
проводника дифференциальной токовой защиты.
Предположим что сопротивление корпуса панели защиты rк = 5 Ом.
Тогда в результате протекания тока через сопротивление rк (корпус панели) в
землю на корпусе возникает напряжение относительно земли Uк равное
падению напряжения на сопротивлении rк:
Uк = Iк · rк = 547 · 5 = 2735 В.
При прикосновении человека к корпусу через его тело будет проходить
Iч = UкRч = 27351000 = 00274 А.
Так как допустимый ток через человека равен 10 мА то необходимо
использование нулевого защитного проводника.
Ожидаемая плотность тока в стальном проводнике:
J = I к S = 547 1963 = 03 Амм2.
Для проводника сечением 1963 мм2 при плотности тока J
принимаемой 05 Амм2 активное сопротивление стального проводника при
переменном токе (50 Гц) принимается равным r = 17 Омкм. Тогда активное
сопротивление нулевого проводника:
Rн.п. = r l = 17·002 = 034 Ом.
сопротивление стального проводника при переменном токе (50 Гц)
принимается равным х = 102 Омкм. Тогда индуктивное сопротивление
нулевого проводника:
Хн.п. = х l = 102·002 = 0204 Ом.
защитного проводника:
Iч = UкRч = 21000 = 2 мА.
Таким образом рассчитанное зануление обеспечивает защиту людей от
поражения электрическим током при замыкании электрической цепи на
корпус электроустановки.
5. Оперативны план пожаротушения подстанции
5.1. Характеристика объекта подстанции
Подстанция Ш-30 50022011010кВ расположена в 2 км от границы
г.Шахты. по дороге в сторону х. Киреевка Октябрьского района.
Площадь занимаемая подстанцией составляет 20 га. На территории
подстанции находятся:
здания компрессорных станций - 3 шт.;
здание насосной станции;
здание управления задвижками - 4 шт.;
здание ЗРУ-10кВ- 2 шт.;
здание плавки гололёда – 2 шт.;
здание вспомогательного назначения (ЗВН)- 1 шт.
железобетонного исполнения со стеновыми панелями. В нем размещены:
аккумуляторная батарея типа СК-14 из 108 элементов панели щита
управления защиты постоянного тока собственных нужд устройства связи
телемеханики и вспомогательные помещения. По щиту управления в
кабельных каналах 125 х 12 х 1 проложены контрольные и силовые кабели.
Для питания воздушного хозяйства построены 2 отдельно-стоящих здания
компрессорных станции типа П 12 х 6 с установленными в них 6
воздухосборниками ёмкостью 5 м и 18 баллонами
ёмкостью по 250 л. Здания железобетонного исполнения со стеновыми
панелями. В помещениях компрессорных установлены щиты - 04кВ и
шкафы управления компрессорами.
Во дворе ПС находится здание склада 6х4 с двумя пристройками 3х3 и
-х этажное здание ЗВН 12х6. Здание склада кирпичное перекрытие
обслуживающего персонала ПС. Отопление ОПУ компрессорных ЗВН
электрическое. Вентиляция естественная.
В ОРУ-110 кВ находится здание закрытого распределительного
устройства (ЗРУ-10кВ) 18 х 1186 из БМЗ. В здании смонтировано 19 ячеек
К-104 с масляными выключателями ВКЭ-10 с массой масла в каждом по 12
кг. Отопление электрическое. Вентиляция естественная.
В ОРУ-500 кВ находятся 2 здания ОПУ. Здание ОПУ-500 кВ №1 – 2-х
этажное 57 х 1186 из БМЗ. На первом этаже размещены: кабельный этаж
аккумуляторная батарея типа СК-12 электрокотельная вспомогательные
помещения. Отопление водяное. На втором этаже щит управления с
панелями релейной защиты щитом постоянного тока щитами собственных
нужд АТС аппаратная связи.
Здание ОПУ-500 кВ №2 – 2-х этажное 60х18 кирпичное. На первом
этаже размещены кабельный этаж 2 аккумуляторных батареи серверная
аппаратная связи хозяйственные и вспомогательные помещения.
На втором этаже щит управления релейный зал
вспомогательные помещения. Отопление электрическое.
выпрямительные установки для плавки гололёда на ВЛ-500 кВ. Отопление
Здание насосной станции из БМЗ 1186х6.В здании установлено
силовое оборудование шкафы управления. Отопление электрическое
вентиляция естественная.
Здание проходной построено из БМЗ 1186х6 с вспомогательными
помещениями отопление электрическое. Вентиляция естественная.
Здание ЗРУ-10 кВ 18х12 кирпичное перекрытие профнастил. В здании
смонтированы 2 реакторные группы и 10 ячеек на напряжение 10 кВ
разделённые кирпичной перегородкой по 5 ячеек. Отопление электрическое.
Вентиляция естественно-вытяжная.
Здание камер управления задвижками №№234
Отопление электрическое вентиляция естественная.
Здание камер управления задвижками №5 кирпичное 6х6 . Отопление
электрическое вентиляция естественная
На ПС осуществляется круглосуточное дежурство связь с городом и
пожарной охраной телефонная через коммутаторы и АТС ШТЭЦ ЗЭС РЭ
РП МЭС и мобильной связи. ПС круглосуточно охраняется
ведомственной охраны.
На ОРУ-50022011010кВ установлена маслонаполненная аппаратура:
ОРУ-500 кВ – установлены:
700050022010-VI с объёмом масла в 1 фазе 40 т.;
трансформатор плавки гололёда ТРДН-1000002201010 с объёмом
группа из 3-х фаз реактора РОДЦ-60000500 с объёмом масла в 1 фазе
группа из 4х фаз реактора РОМБСМ-60000500У1 с объёмом масла в 1
трансформаторов тока ТФЗМ-500Б с объёмом масла в 1
трансформаторе 1700 кг
ОРУ-220 кВ – установлено:
автотрансформатора типа АТДЦТН-12500022011010 с объёмом
масла в 1 трансформаторе 635 т.;
трансформатора тока типа ТФНД-220-1 и ТФЗМ-220 с объёмом
масла в 1 трансформаторе 700 кг;
трансформаторов напряжения типа НАМИ-220 с объёмом масла в 1
трансформаторе 740кг;
В ОРУ-110 кВ – установлено:
трансформаторов тока типа ТФНД-110 ТФЗМ-110 с объёмом масла
в одном трансформаторе 180 кг;
трансформаторов напряжения типа НКФ-110 с объёмом масла в
одном трансформаторе 200 кг.
Кабели силовые и контрольные проложены по ОРУ-220кВ в
полузаглублённых кабельных каналах переходы через дорогу в туннелях
полупроходного типа. По ОРУ-500 110 10
кВ кабели проложены в
наземных кабельных лотках.
Перечень мест заземления пожарных автомобилей находится у
дежурного персонала ПС и указан на плане.
5.2. Средства и системы пожаротушения
На ПС предусмотрены следующие средства и системы пожаротушения:
Наружное пожаротушение зданий и сооружений ПС стороны 500 кВ.
Автоматическое пожаротушение автотрансформаторов и реакторов
0кВ. Автоматическое пожаротушение кабельных этажей ОПУ-500 кВ №
Первичные средства пожаротушения.
Противопожарное водоснабжение ПС обеспечивается:
-на ОРУ-22011010 кВ от резервуара противопожарного запаса воды
-на ОРУ-500 от 4х параллельно-последовательно соединённых между
собой резервуаров противопожарного запаса воды общей ёмкостью 300 м3.
автоматического пожаротушения в которой установлены два пожарных
насоса (рабочий и резервный). Насосы установлены под заливом. Пуск
насосов автоматический и ручной от кнопок.
осуществляется от 6 пожарных гидрантов установленных в кольцевой сети
противопожарного водопровода. Внутреннее пожаротушение ОПУ-500кВ
№2 осуществляется от пожарных кранов и первичными средствами
осуществляется первичными средствами пожаротушения. Подача воды на
наружное пожаротушение подстанции и внутреннее пожаротушение здания
ОПУ-500кВ №2 осуществляется пожарными насосами.
5.3. Расчёт сил и средств для тушения пожара в АТ-1(АТ-2)
Для тушения трансформатора и охлаждение соседнего определяем
Qтуш = FT × I = 116 × 0 3 = 348 лсек.
Qохл = Lпер × I = 27 × 03 = 81 лсек.
Qобщ = Qтуш + Qохл = 348 + 81 = 429 лсек.
Количество воды необходимое для тушения
Qвод = Qобщ × t = 429 × 60 × 10 = 25740 л.
с учётом двукратного запаса 51480 л.
Количество стволов необходимое для тушения и охлаждения:
Количество автомобилей:
Nавт = 3ПЧ - 68 ПЧ - 113 .
Qтуш - расход воды на тушение;
Qохл - расход воды на охлождение;
I - интенсивность подачи воды
Fт - площадь поверхности трансформатора
Lпер - периметр сооружения
t - время на тушение
5.4. Расчёт сил и средств для тушения отсека кабельного полуэтажа
Количество ГПС-600 для тушения:
Количество пенообразователя для тушения
Qпогпс = N гпс × Qпо × 60 × t = 3 × 036 × 60 × 10 = 648 л.
с учётом двукратного запаса 1296 л.
Qтуш = 3 × Qвод = 3 × 48 = 144 л сек.
Qобщ = Qзащ + Qтуш = 111 + 14 4 = 255 лсек.
= Qобщ × t = 255 × 60 × 10 = 15300 л.
с учётом двукратного запаса 30600 л
Количество автомобилей для тушения:
Nтуш = 2 авт. ПЧ-68 ПЧ-113 .
Nохл - 1 автомобиль ПЧ-68
Qвод - расход воды на 1 ГПС-600
Vкаб - объём кабельного помещения
Qгпс - производительность ГПС-600
Кз - коэффициент заполнения
Qпогпс - расход ПО-1 на 1 ГПС-600
5.5. Действия персонала ПС при возникновении пожара
1. При возникновении пожара на ПС первый заметивший загорание
должен немедленно сообщить дежурному ПС руководству ПС и
приступить к тушению пожара имеющимися средствами пожаротушения
соблюдая при этом правила ТБ.
-36-11 23-00-01 или по телефону сотовой связи(+7 863 623 00 01)
диспетчеру РЦУС руководству ПС.
3. До прибытия пожарных подразделений оперативный персонал обязан
лично или с помощью других работников ПС выполнить следующие
3.1. Определить место возникновения пожара оценить пожарную
обстановку спрогнозировать распределение пожара и
возможность образования новых очагов горения на другом эл.
оборудовании зданиях и сооружениях ПС.
3.2. приступить к тушению пожара и охлаждению строительных
конструкций привлекая для этого находящийся на ПС персонал
первичными средствами пожаротушения при этом необходимо:
по возможности снять напряжение с горящей установки или соседнего с
ней эл. оборудования если это не повлечет за собой более тяжелых
последствий. Отключение или переключение присоединений в зоне
пожара может производиться по оперативным карточке дежурным
персоналом ПС без предварительного получения разрешения
вышестоящего лица осуществляющего оперативное руководство но с
последующим уведомлением его после окончания операции отключения;
проверить включение системы автоматического пожаротушения а в
случае отказа задействовать её в ручном режиме. Включение системы
пожаротушения вручную следует производить в соответствии с
требованием действующих инструкций по эксплуатации устройств
автоматического пожаротушения;
при наружном тушении зданий и сооружений на ближайшем к месту
пожара гидранте установить пожарную колонку протянуть от неё к очагу
пожара пожарные рукава со стволами открыть краны и включить
вручную насос №1( при отказе насос №2) для создания давления в
системе пожаротушения;
при пожаре внутри здания ОПУ-500 кВ (№2) протянуть к очагу пожара
пожарные рукава от ближайшего пожарного крана открыть кран и
включить вручную насос №1(при отказе насос №2) для создания
давления в системе пожаротушения;
организовать встречу пожарных подразделений и сопроводить к очагу
информировать старшего начальника пожарной охраны о принятых
выдать лс пожарной охраны защитные средства и переносные
заземления с ручными пожарными стволами;
заземлить пожарные машины и пожарные стволы в местах
заземления(графическая часть оперативного плана пожаротушения);
провести краткий инструктаж лс пожарной охраны проверить
надёжность заземления ручных пожарных стволов и пожарных машин;
выдать первому прибывшему старшему начальнику пожарной охраны
(РТП) допуск на тушение пожара и находиться при нём техническим
консультантом до прибытия руко водителя энергообъекта;
4. Руководителем тушения пожара на ПС до прибытия пожарного
подразделения является оперативный персонал ПС или ИТР подстанции.
5. По прибытии пожарного подразделения старший начальник пожарной
охраны принимает на себя руководство тушением пожара.
6. Старший начальник пожарной охраны прибывший к месту пожара
обязан немедленно связаться с руководителем тушения пожара
(оперативный персонал ИТР подстанции) и получить от него данные о
характере пожара и письменный допуск на проведение тушения пожара.
7. Недопустимо проникновение личного состава пожарных подразделений
за ограждения токоведущих частей находящихся под напряжением.
Личный состав пожарных подразделений во время тушения пожара
должен считать что все токоведущие части эл. установок находятся под
напряжением за исключением тех токоведущих частей отсутствие
напряжения на которых подтверждено опер. персоналом.
8. Загорания в эл. установках под напряжением ликвидируются
персоналом энергетического объекта с помощью ручных и передвижных
огнетушителей типы которых приведены в таблица 4.1.
Примечание: 1) Расстояние от насадки (раструба) огнетушителя до
токоведущих частей эл. установок должно быть не менее 1 м; 2)Применение
пенных огнетушителей не допускается.
9. Тушение пожара ручными средствами в сильно задымленных
помещениях энергетических объектов с проникновением в них без снятия
напряжения с эл. установок и кабельных линий не допускается.
5.7. Условия введения сил и средств на тушение пожара с учётом
требований безопасности труда
10. Подача компактных и распыленных струй воды при тушении
эл.установок под напряжением должна осуществляться пожарными с
расстояний приведенных в таблице 4.2:
Распыленные струи воды
подаваемые из стволов с
Огнетушащие порошковые
составы; одноврменная подача
огнетушащих порошков.
Компактные струи воды
подаваемые из стволов:
РСК-50(115) РС-50 (13)
огнетушащие вещества и
устройства для их подачи
под давлением 04 МГА
Безопасные расстояния(м) до горящих электроустановок
находящихся под напряжением (кВ)
11. Места подключения к заземленным конструкциям обозначены
соответствующими знаками заземления и нанесены в графическую часть
оперативного плана пожаротушения или оперативные карточки.
12. При аварии трансформатора (реактора) маслонаполненной аппаратуры
с возникновением пожара они должны быть отключены от сети со всех
13. После снятия напряжения тушение пожара следует производить
любыми средствами пожаротушения (распыленной водой пеной
14. При возникновении пожара на трансформаторе (реакторе) сливать
масло из трансформатора (реактора) запрещается.
15. При пожаре на трансформаторе и маслонаполненной аппаратуре
установленной в закрытом помещении (камере) и закрытом
распределительном устройстве должны быть приняты меры по
предупреждению распространения пожара через проемы каналы
вентиляционную систему и др.
16. Во время развития пожара следует защищать от действия высокой
температуры водяными струями металлические опоры порталы соседние
трансформаторы и другое оборудование при этом в зоне действия
водяных струй с ближайшего оборудования и распределительных
устройств должно быть снято высокое напряжение и они должны быть
17. При наличии в кабельных сооружениях автоматической установки
пожаротушения проверяется её включение и эффективность работы.
18. При тушении пожара на открытых кабельных трассах должна
применяться распыленная вода от пожарных стволов.
19. Для прохода в кабельные сооружения (тоннели этажи шахты) и
подачи от передвижных средств пожаротушения распыленной воды
воздушно-механической пены кроме основных входов (дверных
проёмов) следует использовать имеющиеся люки.
В данной главе рассмотрено социальное значение вопроса
безопасности жизнедеятельности произведена идентификация негативных
факторов анализ воздействия негативных факторов на человека и
предложены технические и организационные меры по снижению негативных
факторов на проектируемой подстанции.
Произведен расчет защитного экрана для электронного оборудования
от электромагнитного излучения возникающего при грозе ядерном взрыве; а
также произведен расчет защитного зануления вторичных соединений
релейной защиты автотрансформатора и расчет молниеотвода.
В основной части данной дипломной работы были произведены
токов короткого замыкания которые составили в максимальном
режиме на шинах подстанции 50 кА при трехфазном коротком
замыкании и 16 кА при однофазном коротком замыкании;
защит автотрансформатора 125 МВА подстанции. Рассмотрены
мероприятия по реконструкции защиты автотрансформатора в том
числе установка микропроцессорного шкафа типа ШЭ2607-042
производства компании ЭКРА;
расчет уставок защиты сборных шин 220 кВ подстанции на базе
современного микропроцессорного шкафа типа ШЭ2607-062.
мероприятия по наладке и эксплуатации защиты линии на базе шкафа типа
В экономической части данной дипломной работы был произведен
себестоимости трансформируемого 1 кВт·ч которая составила 116
В части безопасности жизнедеятельности данной дипломной работы
рассмотрено социальное значение вопроса безопасности жизнедеятельности
произведена идентификация негативных факторов анализ воздействия
организационные меры по снижению негативных факторов на проектируемой
Энергоатомиздат 1986.-648 с.
электроэнергетических
Энергоатомиздат 1992.-528 с.
Электротехнический справочник: В 3 т. Т.3. В 2 кн. Кн.1.
Энергоатомиздат 1988.-880 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть электростанций
и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного
проектирования: Учеб. пособие для вузов.- М.: Энергоатомиздат
Руководящие указания по релейной защите. Вып.11. Расчеты токов
короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматике
в сетях 110-750 кВ.- М.: Энергия 1979.- 152 с.
Шкаф защиты автотрансформатора типа ШЭ2607 042. Руководство
Руководящие указания по релейной защите. Вып.13А. Релейная
защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110500 кВ: Схемы.-М.: Энергоатомиздат 1985.-112с.
Руководящие указания по релейной защите. Вып.13Б. Релейная
защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110500 кВ: Расчеты.-М.: Энергоатомиздат 1985.-96с.
Руководящие указания по релейной защите. Вып. 3. Защита шин 6220 кВ станций и подстанций.-М.: Энергия 1961.-74 с.
Шкаф защиты сборных шин типа ШЭ2607 062. Руководство по
Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий 110-330
кВ.-М.: Энергия 1972.-112 с.
Разработка рекомендаций по расчету и выбору параметров
срабатывания защит на микроэлектронной элементной базе ВЛ 110220 (330) кВ. №11735 тм-т1.-М.: ВГПИ и НИИ "Энергосетьпроект
срабатывания защит на микроэлектронной базе ВЛ 110-750 кВ.
№11735 тм-т2.-М.: ВГПИ и НИИ "Энергосетьпроект"1985.-169 с.
энергосистем. Учеб.пособие.-Новочеркасск.: Изд. ЮРГТУ(НПИ)
Шкафы защиты линии и автоматики управления линейным
выключателем типов ШЭ2607 016. Руководство по эксплуатации.
Казьмина Г.В. Фирсов В.В. Чибинев Н.Г. Пожары и взрывы: учеб.
пособие для практических работ по курсу БЖД в ЧС Юж.-Рос.
гос.техн. ун-т.– Новочеркасск: 2010. с. 77.
Белов С.В. Ильницкая А.В. и др. Безопасность жизнедеятельности.
Москва Высшая школа 1999.- 446 с.
Гринин А.С. Новиков В.Н. Экологическая безопасность. Защита
территорий и населения при чрезвычайных ситуациях. Учебное
пособие. – М.: ФАИР-ПРЕСС 2000. – 336 с
Расчет токов короткого замыкания при помощи программы ТКЗ-3000
суммарные величины в месте несимметрии

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 22 часа 21 минуту
up Наверх