Расчет электроподстанции ГПП-19

15. Выбор микропроцессорных терминалов защиты

Принимаем к установке микропроцессорные терминалы отечественной фирмы «ЭКРА». Распределение терминалов по защищаемым элементам приведено в табл. 9.

Таблица 9. Распределение терминалов ЭКРА

Защищаемый элемент	Название терминала
КЛ-110 кВ	ШЭ2607 091
Трансформатор	ШЭ2607 048
Шины	ШЭ2607 026
Отходящие линии	ШЭ2607 171

15.1 ШЭ2607 171

Обеспечение выполнения задач шкафа по назначению возложено на: максимальную токовую защиту (МТЗ), защиту от однофазных замыканий на землю (ЗОЗЗ), защиту от дуговых замыканий (ЗДЗ), защиту резервирования при отказе выключателя (УРОВ), защиту от несимметричного режима (ЗНР), защиту минимального напряжения (ЗМН), автоматику повторного включения линии (АПВ), управление выключателя.

МТЗ содержит три направленные ступени с пуском по напряжению с независимой времятоковой характеристикой - для I и II ступени, как зависимой так и независимой - для III ступени. ЗОЗЗ содержит две направленные ступени с независимой (I ступень) и зависимой (II ступень) времятоковой характеристикой. ЗНР содержит компаратор токов прямой и обратной последовательностей. АПВ содержит автоматику двукратного повторного включения линии. УРОВ содержит автоматику резервирования при отказе выключателя линии. Субъекты управления выключателем содержат автоматику, действующую на отключение или включение выключателя и осуществляющую контроль цепей управления.

Предусмотрено отключение и включение (при наличии второй защиты присоединения) выключателя от защит, АСУТП (ТМ), ключа управления даже при отсутствии питания терминала или при неисправности терминала.

15.2 ШЭ2607 026

Шкаф предназначен для защиты шин с фиксированным присоединением элементов. При этом число защищаемых присоединений не более двенадцати.

Шкаф содержит реле дифференциальной защиты шин (ДЗШ), состоящее из пускового органа (ПО), избирательных органов первой (ИО1) и второй систем шин (ИО2), реле чувствительного токового органа (ЧТО), органы контроля напряжения первой и второй систем шин, реле контроля исправности токовых цепей, логику “очувствления” ДЗШ, логику опробования, логику запрета АПВ, цепи отключения, пуска УРОВ и запрета АПВ.

Защита выполнена пофазной и содержит пусковые органы (ПО), действующие при КЗ на любой из систем шин, а также избирательные органы первой (ИО1) и второй (ИО2) систем шин, определяющие поврежденную систему шин. Сигнал на отключение поврежденной системы шин появляется только при срабатывании пускового и избирательного органов поврежденной фазы/фаз. Предусмотрена возможность ручного перевода ДЗШ на отключение обеих систем (секций) шин, необходимого при несоответствии схемы ДЗШ схеме первичных соединений.

Избирательные органы первой (ИО1) и второй (ИО2) систем шин с помощью промежуточных трансформаторов тока подключены к группам ТТ присоединений соответственно первой и второй систем шин, включая трансформаторы тока ШСВ. Пусковые органы подключены к расчетному дифференциальному току всех присоединений обеих систем шин, за исключением тока ШСВ.

Цепи переменного тока шкафа обеспечивают подключение к вторичным цепям главных трансформаторов тока с номинальным вторичным током 1 или 5 А, при этом предусмотрено возможность выравнивания для двух значений коэффициентов трансформации ТТ.

Для надежного отключения выключателей систем шин при работе ДЗШ, в том числе в цикле АПВ шин, предусмотрено реле ЧТО, включенное на дифференциальный ток пускового органа.

Реле контроля исправности токовых цепей контролирует баланс токов в каждой фазе пускового и избирательных органов ДЗШ и при обрыве во вторичных токовых цепях с выдержкой времени обеспечивает сигнализацию о поврежденной фазе и блокировку работы ДЗШ.

В устройстве защиты предусмотрены логические цепи запрета АПВ шин в режимах после неуспешного АПВ шин, неполнофазного или полнофазного отказа выключателя, при отключении от УРОВ. Имеется возможность оперативного запрета АПВ при работе ДЗШ.

Имеется возможность ручного опробования от ШСВ, СВ1, СВ2, ОВ, четырех линий. При этом обеспечивается отключение того выключателя, которым производится опробование.

15.3 ШЭ2607 048

Шкаф предназначен в качестве основной и резервной защиты двухобмоточного трансформатора с высшим напряжением 110-220 кВ.

Защита действует при следующих видах КЗ:

- дифференциальная токовая защита трансформатора (ДЗТ) - при всех видах КЗ внутри бака;

- токовая защита нулевой последовательности стороны высшего напряжения (ТЗНП ВН) - при КЗ на землю;

- максимальная токовая защита стороны высшего напряжения (ВН), низшего напряжения (НН) с пуском по напряжению (МТЗ ВН, МТЗ НН) при междуфазных КЗ.

Максимальная токовая защита в шкафах со стороны ВН, НН имеет выдержки времени для действия на различные выключатели всех сторон трансформатора.

В шкафах обеспечивается прием сигналов от сигнальной и отключающей ступеней газовой защиты трансформатора (ГЗТ), ГЗТ РПН, датчиков повышения температуры масла, понижения и повышения уровня масла, неисправности цепей охлаждения. Шкафы оснащены устройствами контроля изоляции цепей ГЗ.

Шкаф содержит следующие пусковые и измерительные органы:

* Дифференциальная токовая защита (ДЗТ):

- реле ДЗТ выполнено в виде двухканальной дифференциальной токовой защиты с торможением, содержащей чувствительное реле и отсечку. Чувствительное реле ДЗТ имеет токозависимую характеристику с уставкой по начальному току срабатывания.

- орган блокировки ДЗТ по 2-ой гармонике от бросков тока намагничивания.

* Токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП):

- реле тока ТЗНП использует расчетное значение тока 3I0, полученное суммированием фазных токов стороны ВН.

* Максимальная токовая защита стороны ВН (МТЗ ВН):

- реле тока МТЗ ВН выполнено пофазно, с пуском по напряжению.

* Максимальная токовая защита стороны НН (МТЗ НН):

- реле тока МТЗ НН имеет по 2 ступени, выполнено пофазно, с пуском по напряжению.

* Защита от перегрузки (ЗП):

- реле тока ЗП включается на фазные токи (фаза А) сторон ВН, НН.

* Защита автоматики охлаждения (АО):

- реле тока автоматики охлаждения включается на фазные токи (фаза А) сторон ВН НН.

* УРОВ выключателя стороны ВН:

- три однофазных реле тока.

15.4 ШЭ2607 091

Шкаф с использованием цифровых каналов связи используется в качестве основной защиты линий электропередачи напряжением 110-220 кВ и предназначены для защиты двух или трех концевых линий электропередачи.

Защита выполнена в виде двух полукомплектов, устанавливаемых на разных концах защищаемой линии.

Связь между полукомплектами ДЗЛ может осуществляться:

* по выделенному оптическому каналу с использованием двух жил оптического кабеля (многомодовое или одномодовое волокно).

* с использованием стандартного 64 Кбит/с синхронного канала (с подключением к мультиплексору через электрический интерфейс Х21 или G703). Скорость передачи между устройствами может быть увеличена до 512 Кбит/с (до 8 тайм-слотов по 64 Кбит/с).

Дополнительно, с целью резервирования ДЗЛ при потере цифровых каналов связи, полукомплект содержит комплект ступенчатых защит.

ДЗЛ действует при всех видах коротких замыканий (КЗ) на защищаемой линии. ДЗЛ не срабатывает при внешних КЗ. Комплект ступенчатых защит обеспечивает дальнее резервирование при внешних КЗ.

Полукомплекты защиты выполнены на базе микропроцессорных терминалов, реализующих функции:

* ДЗЛ.

* комплекта ступенчатых защит.

* устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ).

* токовой отсечки (ТО).

ДЗЛ содержит три независимых дифференциальных реле тока (фазы А, фазы В, фазы С) с торможением.

В комплект ступенчатых защит входит:

* трехступенчатая дистанционная защита (ДЗ) от междуфазных и одна ступень от однофазных КЗ на землю с блокировкой при качаниях (БК).

* четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности (ТНЗНП) с реле направления мощности нулевой последовательности (РНМНП).

* автоматика разгрузки при перегрузке по току (АРПТ).

Шкаф имеет два независимых канала связи, позволяющих реализовать их полное дублирование или дифференциальную защиту трехконцевой линии.

Кроме функций защиты шкаф обеспечивает:

* измерение текущих значений токов, напряжений, частоты, активной и реактивной мощности.

* регистрацию входных аналоговых и дискретных сигналов.

* осцилографирование токов, напряжений и дискретных сигналов.

* определение расстояния до места повреждения (ОМП).

* непрерывную проверку функционирования и самодиагностику.

16. Выбор и проверка измерительных трансформаторов

16.1 Выбор трансформаторов тока

Выбор ТТ производится исходя из следующих условий:

,

.

При этом номинальный ток ТТ должен быть как можно ближе к расчетному току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

Проверяются ТТ по следующим условиям:

Кроме того, при подключении нагрузки ко вторичной обмотке трансформатора необходимо учитывать то, что номинальное значение сопротивления нагрузки должно быть больше расчетного, т. е.:

Трансформаторы тока характеризуются номинальным первичным током IТТ1н и номинальным вторичным током IТТ2н. Отношение номинального первичного к номинальному вторичному току представляет собой коэффициент трансформации (однако обычно в технической документации приводят не само значение коэффициента, а дробь, из которой он получен - т. е. вместо 300 приводят 1500/5):

.

В зависимости от токовой погрешности измерительные трансформаторы тока разделены на пять классов точности: 0,2; 0,5; 1; 3; 10. Для присоединения счетчиков электроэнергии предназначены трансформаторы тока класса 0,5, для присоединения щитовых измерительных приборов и реле защиты - классов 1 и 3.

Следует отметить, что ТТ, входящие в комплект бакового элегазового выключателя (на присоединении 110 кВ к ТС), не требуют проверки по термическим и электродинамическим условиям, т. к. они поставляются вместе с выключателями и, соответственно, рассчитаны на режим работы самого выключателя.

Баковый выключатель на линии 110 кВ комплектуется трансформаторами тока SB0.8 1500/5 30/0,2SF s10, SB0.8 1500/5 40/10P25 и SB0.8 1500/5 30/0,5Fs10, представляющими собой индуктивные одновитковые трансформаторы тока. Функцию первичной обмотки выполняет токонесущий проводник, проходящий сквозь ввод выключателя ЗАР1DТ. Вторичные обмотки встроены в трансформатор тока, каждая из них имеет собственный ферромагнитный сердечник. Вторичных обмоток - три: обмотки с классом точности 0,5 используются для подключения измерительных приборов и счетчиков электроэнергии; обмотки с классом точности 10Р - для подключения к цепям релейной защиты. На полюс выключателя устанавливаются по 2 трансформатора тока (по отношению к сети - перед выключателем и после выключателя).

На линии, соединяющей РП-1 и ТС, установлены ТТ элегазового бакового выключателя типа SB0.8 (1500/5) и отдельные ТТ типа ТВ-110-3 (1500/5). На линии, соединяющей ТС и шины КРУ-35 кВ установлены ТТ типа TPU 76.63 (3000/5). На присоединениях к шинам КРУ-35 кВ установлены ТТ типа TPU 70.63 (600/5, 1000/5). Следует отметить, что на присоединении ФКУ после колонкового элегазового выключателя установлены ТТ типа ТЛК-35-1 (750/1) в каждую фазу, а непосредственно на батареях конденсаторов и катушек индуктивности установлены ТТ типа ТЛК-35-1 (250/1) в две фазы из трех. КРУ-6 кВ содержит ТТ типа ТЗЛЭ и ТТ типа ТОЛ-10-1 (1500/5, 200/5, 300/5, 150/5). Паспортные данные выбранных трансформаторов приведены в табл. 10.

Таблица 10. Паспортные данные выбранных ТТ

Наименование типа ТТ	Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Ток термической стойкости (3 с), кА	Ток электродинамической стойкости, кА
SB0.8	110	1500/5	40	100
ТТ-110-3	110	1500/5	50	120
TPU 76.63	35	3000/5	100	250
TPU 70.63	35	1000/5	100	250
TPU 70.63	35	600/5	100	250
ТЛК-35-1	35	750/1	100	250
ТЛК-35-1	35	250/1	100	250
ТЗЛЭ-125	0,66	500/1	140	102
ТОЛ-10-1	10	1500/5	40	102
ТОЛ-10-1	10	300/5	16	81
ТОЛ-10-1	10	200/5	16	81
ТОЛ-10-1	10	150/5	16	81

Проверку выбранных ТТ производим по условиям (14.3) и (14.4). Полученный значения для каждого ТТ приведены в табл. 11.

Таблица 11. Проверка выбранных ТТ

Наименование типа ТТ	Максимально допустимый интеграл Джоуля, МА2 с	Полученный интеграл Джоуля, МА2 с	Допустимый электродинамический ток, кА	Ударный ток КЗ, кА
ТТ-110-3	7500	409,8	120	91,99
TPU 76.63	30000	138	250	48,28
TPU 70.63	30000	138	250	48,28
TPU 70.63	30000	138	250	48,28
ТЛК-35-1	10000	138	250	48,28
ТЛК-35-1	10000	138	250	48,28
ТЗЛЭ-125	19600	528,97	102	64,3
ТОЛ-10-1	4800	528,97	102	64,3
ТОЛ-10-1	768	528,97	81	64,3
ТОЛ-10-1	768	528,97	81	64,3
ТОЛ-10-1	768	528,97	81	64,3

Заключительной проверкой выбранных ТТ является проверка по нагрузке ТТ в нормальном режиме. Под номинальной нагрузкой трансформатора тока (SТТ2н, ВА) понимают нагрузку вторичной обмотки, при которой погрешности не выходят за пределы, установленные для трансформаторов данного класса точности. Значение SТТ2н дается в каталогах.

В данной курсовой работе в качестве примера приведена проверка по мощности вторичной обмотки ТТ, расположенного на вводе АПК 1 КЦ 2. Проверка ТТ по нагрузке первичной обмотки обычно не проводится (т. к. выбор осуществляется фактически по мощности первичной обмотки), а проверка по нагрузке вторичной обмотки производится по следующему условию:

SТТ2н ? SТТ2расч ,

где SТТ2н = 30 ВА - номинальная нагрузка вторичной обмотки ТТ TPU 70.63 1000/5;

SТТ2расч - расчетная нагрузка вторичной обмотки ТТ TPU 70.63 1000/5 в нормальном режиме работы.

Расчетная нагрузка вторичной обмотки ТТ в нормальном режиме работы определяется по следующей формуле:

Расчетный ток первичной обмотки ТТ в нормальном режиме совпадает с расчетным током КЛ 35 кВ, в цепи которой будет устанавливаться первичная обмотка ТТ. Получаем, что в нормальном режиме:

Полное расчетное сопротивление внешней цепи вторичной обмотки ТТ (на основании рекомендаций [7, с.141]):

где - сопротивление контактов;

- сопротивление соединительных проводов;

- сопротивление последовательно соединенных приборов или реле во вторичной обмотке ТТ.

Сопротивление соединительных проводов рассчитывается исходя из длины соединительного алюминиевого провода , схемы соединения вторичных обмоток ТТ - полная звезда (наиболее распространенная схема, позволяющая обеспечивать надежную защиту от всех ненормальных режимов работы); сечения провода Sсоед.ТТ =1,5 мм2, а так же удельного сопротивление алюминия при 20 0С . Следует отметить, что принятые расчетные значения соединительных проводов являются средними значениями (в связи с отсутствием данных по расстояниям на исследуемой ГПП).

Получаем, что сопротивление соединительных проводов составит:

Сопротивление последовательно соединенных приборов или реле во вторичной обмотке ТТ рассчитывается исходя из условия включения во вторичную цепь токовых обмоток микропроцессорного терминала, осуществляющего защитные функции. Исходя из среднего значения сопротивлений обмоток микропроцессорных терминалов, принимаем к расчету:

Номинальный коэффициент трансформации проверяемого ТТ равен:

Таким образом получаем, что расчетная нагрузка вторичной обмотки ТТ в нормальном режиме работы равна:

Получаем, что требуемое условие выполняется:

SТТ2н = 30 ВА ? SТТ2расч = 4,37 ВА.

Значит выбранный ТТ может быть принят к установке.

17. Выбор трансформаторов напряжения

Выбор ТН производится исходя из следующих условий:

,

где - активная и реактивная мощность, потребляемая установленными приборами.

Если вторичная нагрузка превышает номинальную мощность в выбранном классе точности, то устанавливают второй ТН и часть приборов присоединяют к нему.

В качестве ТН, расположенных на шине ЗРУ 110 кВ, примем трансформаторы типа НАМИ-110 (паспортные данные приведены в табл. 12). На шинах ЗРУ-35 кВ примем к установке ТН типа TJP 7.1 (паспортные данные приведены в табл. 13). На шинах ЗРУ-6 кВ примем к установке ТН типа ЗНОЛ-6 (паспортные данные приведены в табл. 14).

Таблица 12. Паспортные данные ТН типа НАМИ-110УХЛ1

Номинальное напряжение Uном, кВ	110/
Наибольшее рабочее напряжение Uмакс, кВ	126/
Класс точности вторичных обмоток	0,2 и 3
Номинальная нагрузка вторичных обмоток, ВА	120 и 1200
Номинальная частота f, Гц	50
Допустимая суммарная нагрузка по термической стойкости S, ВА	2000
Тип конструкции ТН	электромагнитный

Таблица 13. Паспортные данные ТН типа TJP 7.1

Номинальное напряжение Uном, кВ	35
Наибольшее рабочее напряжение Uмакс, кВ	42
Класс точности вторичных обмоток	0,2, 0,5 и 1
Номинальная нагрузка вторичных обмоток, ВА	30, 75 и 150
Номинальная частота f, Гц	50

Таблица 14. Паспортные данные измерительного трансформатора ЗНОЛ-6

Марка	ЗНОЛ-6
Предельная мощность вне класса точности Sпред, ВА	400
Напряжение номинальное обмотки высшего напряжения UВН, В	6900/
Напряжение номинальное основной обмотки низшего напряжения UНН, В	100/
Напряжение номинальное дополнительной обмотки низшего напряжения UНН, В	100
Номинальная частота, Гц	50

Работа ТН в заданных пределах точности возможна только при нагрузке фаз меньше номинального значения. Максимальная нагрузка вторичной обмотки выбранного ТН составляет SТН2ном = 30 ВА на фазу (при выбранном классе точности). Потребление цепей напряжения в случае применения микропроцессорных устройств защиты фирмы ЭКРА составляет не более 2 ВА на фазу [12]. Тогда условие нагрузки на вторичные обмотки трансформатора напряжения выполняется:

SТН2ном = 30 ВА ? SТН2расч = 2 ВА.

Дополнительный расход мощности из-за наличия соединительных проводов при этом не учитывался ввиду малых потерь в них [7]. Сечение проводов, однако, следует проверить по потере напряжения (как основного сигнала измерения).

Сечение проводов в цепях ТН определяется по допустимой потере напряжения. Потеря напряжения от ТН до расчетных счетчиков должна быть не более 0,5%, а до щитовых измерительных приборов - не более 1,5% при нормальной нагрузке [7, с.143]. Номинальное напряжение вторичных обмоток ТН составляет UТН2ном = 100 В. При потреблении максимальной полной мощности SТН2расч = 1,5 ВА на фазу ток в цепях напряжения составит:

При применении алюминиевых проводов сечением Sсоед.ТН =1,5 мм2 и длиной сопротивление каждого такого провода составит:

Тогда относительная потеря напряжения в каждом проводе при максимальном потреблении мощности счетчиком будет равна:

Проверку по динамической и термической устойчивости трансформаторов напряжения производить не нужно.

18. Организация связи РЗ

Мощный последовательный канал связи обеспечивает опрос цифровых измеренных значений и другой информации, хранимой в модулях защиты, для распечатки и дальнейшей обработки на подстанционном или системном уровне управления. С другой стороны, с удаленного центра управления можно менять группы уставок или запускать тестовые программы.

Для ввода параметров и считывания информации используется простая встроенная панель оператора, работа с которой не требует никаких специальных знаний по программному обеспечению.

Совокупность шкафов связи с объектом типа ШЭ2608.10.011 и различные его модификации совместно с интеллектуальными контроллерами РЗА, оборудованием ПА и других подсистем образуют средний контроллерный уровень ПТК ЭКРА. Основой шкафа ШЭ2608.10.011 является контроллер, который обеспечивает функции сбора сигналов телесигнализации и телеизмерения, а также при необходимости ввод данных от других интеллектуальных устройств, решение задач логического управления и блокировки, передачи команд и сигнализации. Модульность состава шкафа связи с объектом позволяет при небольшой номенклатуре типовых узлов оптимально распределить решение всех функциональных задач системы между аппаратурой среднего уровня и придать соответствующую специализацию каждому шкафу уже на этапе проектирования АСУ ТП ПС. Вычислительные ресурсы шкафа обеспечивают все необходимые возможности и средства для организации локального сбора и предварительной обработки данных, регистрации событий и информационного обмена шкафа на сетевом уровне ПТК.

Для обеспечения надежной среды взаимодействия между контроллерами ПТК ЭКРА использует дублированную оптоволоконную сеть Ethernet. Средства Ethernet сетей предоставляют широкие возможности сегментации сети, распределения и маршрутизации информационных потоков для оптимизации трафика и минимизации времени доставки сообщений между клиентами сети. Сетевой уровень ПТК ЭКРА реализован с использованием широко применяемого в энергетике сетевого оборудования известных фирм-производителей. Система единого времени является специфической подсистемой сетевого уровня, предназначенной для синхронизации локальных таймеров всех устройств, объединяемых ПТК ЭКРА в системе АСУ ТП ПС.

Верхний уровень реализует функцию поддержки дистанционного управления и обмена данными о состоянии объекта с обслуживающим персоналом и вышестоящими системами. Данный уровень включает в себя пользовательские автоматизированные рабочие места (АРМ), коммуникационное и серверное оборудование.

Серверное оборудование верхнего уровня ПТК ЭКРА предназначено для организации регистрации и хранения данных о событиях и аварийных ситуациях, создания оперативных и архивных баз данных, обеспечения работы различных вычислительных и вспомогательных программных сервисов системы, выполнения функций преобразования интерфейсов и протоколов при организации связи с системами и клиентами верхнего уровня. Номенклатура серверного оборудования представлена серией шкафов типа ШЭ2608.10.006/007/010. Функциональный состав оборудования данных шкафов одинаков и отличается лишь количеством и типом вычислительного и коммуникационного оборудования.

На рис. 8 приведена структурная схема АСУ ТП на базе ЭКРА. На рис. 9 представлено задание уставок через SCADA-систему. На рис. 10 представлена принципиальная схема соединения измерительных трансформаторов тока для защиты силового трансформатора.



Цифровые реле осуществляют контроль как собственных аппаратных средств, так и программного обеспечения. Исчерпывающие функции самоконтроля и самодиагностики не ограничиваются контролем самого реле защиты, но систематически проверяют всю цепь от трансформаторов тока до катушек отключающих реле. Таким образом, обслуживающий персонал теперь имеет возможность устранить неисправность сразу после её появления, тем самым значительно повышая надежность всей защиты.

Современные цифровые реле содержат несколько наборов параметров, которые могут быть заранее протестированы перед пуском устройства в эксплуатацию. Один набор является оперативным. Переход на другие группы может осуществляться по командам на бинарные входы или последовательные интерфейсы. Можно автоматически изменять уставки, например, при выводе из схемы одного из источников питания (генератора).

Пользователь при конфигурировании может выбирать в широких пределах функции защиты и управления, без снижения надежности функций защиты.

В составе АСУ ТП на основе ПТК ЭКРА в качестве смежных систем могут функционировать специализированные системы и ПТК других производителей. Обмен информацией и командами с системами сторонних производителей, входящих в одну АСУ ТП (специализированную или АСУ ТП общестанционного уровня управления), может выполняться с использованием единой локальной сети, по выделенным цифровым каналам связи или с использованием устройств типа «шлюз», обеспечивающих управляемый обмен между устройствами, имеющими различные интерфейсы. Состав типов и каналов связи определяется технологическими требованиями и составом информационного обмена, а также составом контролируемого оборудования и смежных подсистем. Обмен информацией между ПТК ЭКРА подстанционного уровня, АСДУ ФСК и системного оператора осуществляется с помощью специализированной системы сбора и передачи информации PI System OSIsoft и протокола МЭК 60870-5-104.

Рисунок 9. Задание уставок через SCADA-систему

Рисунок 10. Схема соединения измерительных ТТ для защиты силового трансформатора

Список источников

1) Правила устройства электроустановок. - 7-е изд., перераб. и доп. с изм. М.: Главэнергонадзор, 1998.

2) Басс. Э.И. Релейная защита электроэнергетических систем: Учебное пособие [Текст] / Э.И.Басс, В.Г.Дорогунцев, под ред. А.Ф.Дьякова. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 296 с., ил.

3) Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов/ В.А. Андреев. - 4-е изд. перераб. и доп. - М.: Высшая школа, 2006. - 639с.: ил.

4) Справочник по проектированию электроснабжения / Под общ. ред. В.И. Круповича, Ю.Г. Барыбина, М.Л. Самовера - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1980. - 456 с., ил.

5) Гловацкий В.Г., Пономарев И.В. Современные средства защиты и автоматики электросетей. 4-я электронная версия. Энергомашвин, 2004.

6) Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. РД 153-34.0-20.527-98 / Под ред. Неклепаева Б. Н.

7) Современные решения в области силовых кабелей. Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена среднего и высокого напряжения. АВВ, Москабель, 2000.

8) Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для электротехнических специальностей вузов/И.П. Крючков, Н.Н.Кувшинский, Б.Н. Неклепаев и др.; Под ред. Б.Н. Неклепаева - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергия, 1978. - 456 с.: ил.

9) Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей / Второе издание переработанное и дополненное. Энергия 1976 год.

10) Гловацкий В.Г., Пономарев И.В. Современные средства защиты и автоматики электросетей. 4-я электронная версия. Энергомашин, 2004.

11) Авербух А. М. Релейная защита в задачах с решениями и примерами. - Л.: Энергия. Ленинград, 1795. - 416 с.

Размещено на Allbest.ru