Электроснабжение района нефтедобычи



Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость

Выбор трансформаторов тока 110 кВ на подстанции Яновка

Выбираем трансформаторы тока ТФЗМ 110Б-IVУ1 I_Н=75 А

Проверяем трансформаторы тока на электродинамическую и термическую стойкость

Выбор трансформатора напряжения 110 кВ. Выбор трансформатора напряжения 110 кВ на подстанции Городецк, Еременка, Знаменка, Тураево, Яновка

Выбираем трансформатор напряжения .

Принимаем трансформатор напряжения НКФ-110-57У1.

Таблица 47 - Паспортные данные трансформатора напряжения НКФ-110-57У1.

UH, В	Предельная мощность, ВА
	2500

Выбор ограничителей перенапряжения 110 кВ. Выбор ограничителей перенапряжения 110 кВ на подстанции Городецк, Еременка, Знаменка, Тураево, Яновка

Выбираем ограничители перенапряжений ОПНп-110УХЛ1 U_Н=110 кВ

Таблица 48 - Паспортные данные ограничителя перенапряжений ОПНп-110УХЛ1

Допустимое рабочее напряжние Uнр, кВ действ.	Номин. Напряж., кВ действ.	Напряжение на ограничителе, допустимое в течении времени, кВ действ.:
		1200 с	20 с	1 с
88	110	106	120	126

Выбор ошиновки 110 кВ. Выбор ошиновки 110 кВ подстанция Городецк, Еременка, Знаменка, Тураево, Яновка

Применяем гибкие шины, выполненные проводами АС, обладающие малым удельным сопротивлением и хорошей механической прочностью. Сечение шин провод

АС 70/11 т.к. в соответствии с рекомендациями НТП гибкая ошиновка выполняется проводом того же сечения, что и подходящая линия.

Проверка гибких шин т.е. проводов ЛЭП 110 кВ рассмотрена в разделе 1.8

Выбор опорных изоляторов 110 кВ. Выбор опорных изоляторов 110 кВ подстанция Городецк

l - длина пролета между опорными изоляторами, м; а - расстояние между фазами, м;

Выбираем опорный изолятор ОТК 20-110-Г05-2 УХЛ1

Таблица 49 - Паспортные опорного изолятора ОТК 20-110-Г05-2 УХЛ1

Номинальн.напряжение, кВ	Строительная высота H, мм	Изоляционная высота L, мм	Степень загрязнения атмосферы по ГОСТ 9920-89	Минимальная механическая разрушающая сила на изгиб, не менее, кН	Минимальный разрушающий крутящий момент, не менее, кНхм
110	1220	1020	2	20	1,0

Выбор опорных изоляторов 110 кВ подстанция Еременка

l - длина пролета между опорными изоляторами, м; а - расстояние между фазами, м;

Выбираем опорный изолятор ОТК 20-110-Г05-2 УХЛ1

Выбор опорных изоляторов 110 кВ подстанция Знаменка

l - длина пролета между опорными изоляторами, м; а - расстояние между фазами, м;

Выбираем опорный изолятор ОТК 20-110-Г05-2 УХЛ1



Выбор опорных изоляторов 110 кВ подстанция Тураево

l - длина пролета между опорными изоляторами, м; а - расстояние между фазами, м;

Выбираем опорный изолятор ОТК 20-110-Г05-2 УХЛ1

Выбор опорных изоляторов 110 кВ подстанция Яновка

l - длина пролета между опорными изоляторами, м; а - расстояние между фазами, м;

Выбираем опорный изолятор ОТК 20-110-Г05-2 УХЛ1



Расчет уставок релейной защиты. Расчет МТО и МТЗ

Расчет релейной защиты подстанции Городецк

Определяем ток срабатывания отсечки фидера 3

где К_н - коэффициент надёжности токовой отсечки, принимаем К_н = 1,05;

Определяем ток срабатывания микропроцессорного реле

где - коэффициент схемы соединения трансформаторов тока, =1

- коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Определяем уставку максимальной токовой защиты (МТЗ)

,



где ? коэффициент самозапуска, =1,4;

- коэффициент возврата = 0,930,97.

Опредеделяем ток срабатывания микропроцессорного реле

Определяем коэффициент чувствительности при коротком замыкании в основной зоне действия защиты

где ? значение тока двухфазного короткого замыкания, А.

Определяем выдержку времени защиты

где t_с.з2 - время срабатывания предыдущей защиты.

?t - ступень селективности, принимаем 0,5с.



Релейная защита линий и вводов выполнена на базе терминала максимальной токовой защиты типа MiCOM P123, расчёты сведены в таблицу.

Таблица 50 - Расчетные данные уставок релейной защиты на фидерах подстанции Городецк.

№ Фидера	БСК1	3	4	8	9	10	БСК2	Ввод 1	Секц.
	16884	2934	727,7	1395	704,5	681,5	16884	16884	16884
	162,8	195,6	36,4	69,75	23,5	17,04	162,8	56,28	56,28
	195,9	93,5	154,4	120,5	196,5	247,7	195,9	2043,8	2043,8
	6,53	6,2	7,72	6,03	6,55	6,19	6,53	6,81	6,81
	71,9	26,2	3,93	9,66	2,99	2,3	71,9	6,89	6,89
	0,51	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	0,51	1,5	1,5

Таблица 50 - Расчетные данные уставок релейной защиты на фидерах подстанции Городецк. (Продолжение).

№ Фидера	БСК3	15	16	20	21	БСК4	Ввод 2
	16884	1166,55	1494,15	2075,85	1606,5	16884	16884
	162,8	58,33	49,81	207,6	53,55	162,8	56,28
	195,9	153,01	216,07	78,08	171,34	195,9	2043,8
	6,53	7,65	7,2	7,81	5,71	6,53	6,81
	71,9	6,36	10,41	22,18	7,82	71,9	6,89
	0,51	1,1	1,1	1,1	1,1	0,51	1,5



Таблица 51 - Расчетные данные уставок релейной защиты на фидерах подстанции Еременка.

№ Фидера	БСК1	3	Ввод 1	Секц.	БСК2	11	15	Ввод 2
	6790,35	684,6	6790,35	6790,35	6790,35	1727,3	1754,6	6790,35
	152,69	22,82	56,57	56,57	152,69	57,58	175,46	56,57
	118,55	226,03	804,55	804,55	118,55	177,98	53,55	804,55
	7,9	7,53	6,7	6,7	7,9	5,93	5,355	6,7
	47,79	2,53	7,04	7,04	47,79	8,1	27,34	7,04
	0,51	1,1	1,5	1,5	0,51	1,1	1,1	1,5

Таблица 52 - Расчетные данные уставок релейной защиты на фидерах подстанции Знаменка

№ Фидера	БСК1	3	4	8	9	10	БСК2	Ввод 1	Секц.
	16748	10284	843,15	6509	647,85	781,2	16748	16748	16748
	137,4	102,8	28,11	127,3	16,2	19,53	137,4	55,83	55,83
	158,06	49,63	215,92	23,3	255,7	269,97	158,06	2043,8	2043,8
	7,9	4,96	7,2	5,83	6,39	6,75	7,9	6,81	6,81
	88,4	172,9	3,26	233,1	2,11	2,41	88,4	6,84	6,84
	0,51	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	0,51	1,5	1,5

Таблица 52 - Расчетные данные уставок релейной защиты на фидерах подстанции Знаменка. (Продолжение).

№ Фидера	БСК3	15	16	20	21	22	БСК4	Ввод 2
	16748	677,3	1395,5	10284	9374	1856,4	16748	16748
	137,4	22,58	46,52	102,8	94,93	123,76	137,4	55,83
	158,06	168,5	179,72	49,63	23,24	86,62	158,06	2043,8
	7,9	5,62	5,99	4,96	1,55	5,77	7,9	6,81
	88,4	3,35	6,48	172,9	336,5	17,88	88,4	6,84
	0,51	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	0,51	1,5



Таблица 53 - Расчетные данные уставок релейной защиты на фидерах подстанции Тураево

№ Фидера	БСК1	3	7	Секц.	Ввод 1	БСК2	12	18	Ввод 2
	6773	5683,7	605,9	6673	6673	6773	693	1242	6673
	138,65	142,09	15,15	56,44	56,44	138,65	23,1	197	56,44
	158,06	30,24	295,5	804,9	804,9	158,06	228,07	32,53	804,9
	7,903	7,56	7,39	6,71	6,71	7,903	7,6	5,42	6,71
	35,75	156,81	1,71	7,02	7,02	35,75	2,54	31,86	7,02
	0,51	1,1	1,1	1,5	1,5	0,51	1,1	1,1	1,5

Таблица 54 - Расчетные данные уставок релейной защиты на фидерах подстанции Яновка

№ Фидера	БСК1	3	7	Секц.	Ввод 1	БСК2	12	17	18	Ввод 2
	10602	950,3	794,9	10602	10602	10602	1157	710	1330	10602
	153,4	63,35	26,5	53,01	53,01	153,4	57,85	17,8	66,5	53,01
	195,99	80,76	193	1277,6	1277,6	195,99	138	298,9	123,8	1277,6
	6,53	5,38	6,43	6,39	6,39	6,53	6,9	7,47	6,19	6,39
	45,13	9,82	3,44	6,92	6,92	45,13	7,0	1,98	8,97	6,92
	0,51	1,1	1,1	1,5	1,5	0,51	1,1	1,1	1,1	1,5

Расчет дифференциальной защиты

Расчет дифференциальной защиты подстанции Городецк

Выбор уставок дифференциальной защиты для 10 кВ

Определяем уставку первой ступени дифференциального тока (начального участка

характеристики)



где ID> - ток срабатывания 1 ступени, приведенный к номинальному току трансформатора.

Определяем уставку набираемую на реле

где Ib-1 - базисный ток стороны ВН трансформатора.

Определяем наклон характеристики (коэффициент торможения) первого участка

где kз - коэффициент запаса равен 1.2;

k` - погрешность трансформаторов тока, принимается для малых токов равной 5%;

k``- диапазон регулирования коэффициента транформации защищаемого трансформатора в %, равный суммарному диапазону сторон, на которых выполняется регулирование. k``=16%.

Принимаем 25% (пределы уставки 20…50% с шагом 1%)

Определяем наклон характеристики (коэффициент торможения) второго участка



где kз - коэффициент запаса равен 1.2;

kап - коэффициент, учитывающий рост погрешности за счет апериодической

составляющей. Принимается равным 1.5;

k` - погрешность трансформаторов тока, принимается для больших токов равной

10%, при условии выбора трансформаторов тока по кривым 10% погрешности;

k`` - диапазон регулирования коэффициента транформации защищаемого трансформатора в %, равный суммарному диапазону сторон, на которых выполняется регулирование. k``=16%.

Принимаем ближайшее значение 40% (пределы уставки 40…100 % с шагом 1%)

Определяем ток срабатывания второй ступени дифференциального тока (отсечки)

где Iкз макс. - ток короткого замыкания в амперах в максимальном режиме на стороне низкого или среднего напряжения с учетом имеющегося регулирования напряжения на этой стороне. Выбирается наибольшая из полученных уставок отсечки;

kз - коэффициент запаса равен 1.2;

kап - коэффициент учитывающий рост погрешности за счет апериодической составляющей. Принимается равным 3;

k` - погрешность трансформаторов тока, принимается для больших токов равной 10%, при условии выбора трансформаторов тока по кривым 10% погрешности;

k`` - диапазон регулирования коэффициента трансформации защищаемого трансформатора в %, равный суммарному диапазону регулирования сторон, по которым протекает ток КЗ.

Максимальный из полученных расчетом токов сравниваем с номинальным током силового трансформатора это отношение должно быть не меньше 6

Условие выполняется.

Определяем уставку 2 ступени дифференциального тока

Принимаем 6I_Н (пределы уставки 1…30 I_Н с шагом 1%)

Выбор уставки блокировки защиты током второй гармоники

Определяем отношение тока блокировки к основному дифференциальному току:

В связи с отсутствием методики для выбора принимается установленная заводом уставка.



(пределы уставки 10…50 % с шагом 1%)

Определяем способ блокировки

Может быть выбран (ВКЛ): пофазная блокировка, или

(ВКЛ АВС): блокировка всех фаз наибольшим током второй гармоники, (ОТКЛ): блокировка отключена.

Используем заводскую настройку

Выбираем режим блокировки током 5 гармоники

Способ блокировки может быть выбран (ВКЛ): пофазная блокировка, (ВКЛ АВС): блокировка всех фаз наибольшим током второй гармоники, (ОТКЛ): блокировка отключена.

Заводом установлено (ВКЛ АВС). На трансформаторах украинско-российского производства не требуется.

Проверка чувствительности защиты

В связи с тем, что уставка 1 ступени защиты при малых токах мала (уставка Id> составляет около 0.2 номинального тока трансформатора), в проверке чувствительности нет необходимости.

Выбор уставок дифференциальной защиты для 110 кВ

Определяем уставку первой ступени дифференциального тока (начального участка характеристики)



Определяем уставку набираемую на реле

где Ib-1 - базисный ток стороны ВН трансформатора.

Определяем наклон характеристики (коэффициент торможения) первого участка

Принимаем 25% (пределы уставки 20…50% с шагом 1%)

Определяем наклон характеристики (коэффициент торможения) второго участка

Принимаем ближайшее значение 40% (пределы уставки 40…100 % с шагом 1%). Определяем ток срабатывания второй ступени дифференциального тока (отсечки).

Максимальный из полученных расчетом токов сравниваем с номинальным током силового трансформатора это отношение должно быть не меньше 6

Условие выполняется.

Определяем уставку 2 ступени дифференциального тока

Принимаем 30I_Н (пределы уставки 1…30 I_Н с шагом 1%)

Выбор уставки блокировки защиты током второй гармоники

Определяем отношение тока блокировки к основному дифференциальному току:

В связи с отсутствием методики для выбора принимается установленная заводом уставка.

(пределы уставки 10…50 % с шагом 1%)

Определяем способ блокировки

Может быть выбран (ВКЛ): пофазная блокировка, или (ВКЛ АВС): блокировка всех фаз наибольшим током второй гармоники, (ОТКЛ): блокировка отключена.

Используем заводскую настройку

Выбираем режим блокировки током 5 гармоники

Способ блокировки может быть выбран (ВКЛ): пофазная блокировка, (ВКЛ АВС): блокировка всех фаз наибольшим током второй гармоники, (ОТКЛ): блокировка отключена.

Заводом установлено (ВКЛ АВС). На трансформаторах украинско-российского производства не требуется.

Проверка чувствительности защиты

В связи с тем, что уставка 1 ступени защиты при малых токах мала (уставка Id> составляет около 0.2 номинального тока трансформатора), в проверке чувствительности нет необходимости.

Для дифференциальной защиты трансформатора выбираем реле MICOM Р632, расчеты сведены в таблицу

Таблица 55 - Расчетные данные уставок дифференциальной защиты на подстанциях.

ТП	Городецк	Еременка	Знаменка	Тураево	Яновка
10 кВ
	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
	0,16	0,17	0,16	0,17	0,16
	25%	25%	25%	25%	25%
	40%	40%	40%	40%	40%
	8876	3570	8804	3560	5574
	6IН	7IН	6IН	7IН	6IН
	12%	12%	12%	12%	12%
	ВКЛ АВС	ВКЛ АВС	ВКЛ АВС	ВКЛ АВС	ВКЛ АВС
	ОТКЛ	ОТКЛ	ОТКЛ	ОТКЛ	ОТКЛ
110 кВ
	0,2	0,2	0,2	0,2	0,2
	0,17	0,18	0,27	0,18	0,2
	25%	25%	25%	25%	25%
	40%	40%	40%	40%	40%
	20369	16604	16974	14598	14257
	30IН	30IН	30IН	30IН	30IН
	12%	12%	12%	12%	12%
	ВКЛ АВС	ВКЛ АВС	ВКЛ АВС	ВКЛ АВС	ВКЛ АВС
	ОТКЛ	ОТКЛ	ОТКЛ	ОТКЛ	ОТКЛ

Охрана труда. Комплектное распределительное устройство (КРУ).

Распределительное устройство (РУ), серия К-63 Самарский завод «Электрощит», подстанции расположено в контейнере на высокой раме, высотой 1200 мм, выше уровня затопления (п. 4.2.35).

В РУ ширина проходов 1500 мм, высота потолка 2300 мм (п. 4.1.23). Доступ к токоведущим частям высокого напряжения с обратной стороны закрыт металлическими листами, имеющими покрытие антикоррозийной эмалью ПОЛАК ЭП-41, размером 500х500х2 мм с отверстиями по углам для болтового крепления и уплотнителем по контуру листа (п. 1.7.68), с лицевой стороны токоведущие части высокого напряжения закрыты выкатным элементом с вакуумным выключателем ВБТЭ-М-10-20/630,1600 У2 . Ячейки РУ изолированы между собой металлическими листами размером 2268х1165х3 мм (п. 4.2.17, 1.1.34, 1.1.35). Двери РУ 1850х750х3 мм открываются наружу, снабжены конечными выключателями ВПК 2110 (I_Н=10А) для контроля диспетчерским персоналом состояния подстанции (п. 7.1.29). Управление температурой ручное, контролируется обслуживающим персоналом. Температура в помещении регулируется нагревателями, расположенными в камерах ВН и НН ячеек (нагреватели тип: ТЭН; мощность 100-300 Вт в зависимости от типа оборудования) и в проходах вдоль стен (нагреватели тип: ТЭН; мощность 2000 Вт), нагреватели также предусмотрены в шкафах управления оперативными цепями (трансформатор напряжения 110 кВ, выключатели 110 кВ) расположенные на открытом воздухе (п. 4.2.24), освещение в РУ контролируется датчиками освещения ДД012 фирмы ИЭК, которые могут быть отключены и управление освещения может осуществляться в ручном режиме обслуживающим персоналом(п. 7.1.30). Территория РУ освещается взрывозащищенными светильниками LED 102 с светодиодами (аналог ДРЛ 400 Вт, потребление 90 Вт) (п. 4.2.33). Металлические корпуса светильников, прожекторов заземлены через заземляющий болт М6 защитными проводниками в питающем кабеле ВВГ 5х2,5(п. 6.1.38).

В распредустройстве нанесены надписи присоединений на желтом фоне черными буквами (высота шрифта: 70 мм, способ нанесения: наклеивается клейкая желтая на нее наносится через трафарет номер присоединения), диспетчерские наименования защит (на самих реле, рядом с индикаторами состояния реле), реле (возле самого реле, маркер-краской черного цвета) и дополнительного оборудования (возле самого оборудования, маркер-краской черного цвета). Внутри помещения распредустройства, на стене нанесена принципиальная электрическая схема ячеек РУ и ОРУ, с указанием наименования присоединения, номера ячейки, величиной номинального тока трансформаторов тока, типа выключателя, марки кабеля, оборудования (п. 4.1.3). Ошиновка РУ выполнена из алюминиевых шин (п. 4.2.25). Воздушные линии отходящих фидеров присоединены к системе сборных шин через проходные изоляторы в верней части РУ.

Изоляторы имеют уплотнители исключающие проникновение влаги. Имеется возможность четкого распознания силовых и оперативных цепей, силовые цепи выполнены РУ: сборными шинами прямоугольного сечения (в зависимости от нагрузки подстанции сечение шин 50х5…80х6; количество шин от 1 до 2-х шин на фазу, расстояние между шинами 800 мм, длина пролета одной шины 1500 мм) шинный мост выполнен сборными шинами. Отходящие линии фидеров выполнены проводом АС 70/11. Оперативные цепи РУ, ОРУ: проводами в пределах ячеек, шкафов управления, кабелями между ячейками и шкафами. Провода марки ПВ-1х2,5; ПВ-1х4; ПВ-3х2,5; ПВ-3х4, кабелем марки ВВГ 5х2,5; ВВГ 5х4 (п. 4.1.4). Шины РУ имеют цветовое обозначение фаз, нанесенное краской (желтой-фаза А, зеленой-фаза В, красной-фаза С, черной-заземляющая шина, желтой и зеленой-главная заземляющая шина) цвета нанесены в местах обслуживания оборудования, на ОРУ на концевой опоре в виде знаков круглой формы нанесено цветовое обозначение фаз (п. 1.1.30), сборные шины расположены вертикально слева-направо, шины шинного моста расположены одна за другой (п. 1.1.31). Воздушные линии фидеров присоединены к изолятором при помощи проводов с опрессовкой наконечников (п. 2.1.21). Высота подвески проводов АС 70/11 отходящих фидеров 10 кВ 4,5 м (табл. 4.2.7)

Корпуса металлических частей РУ и оборудования окрашены антикоррозийной эмалью ПОЛАК ЭП-41 (п. 4.1.6). На приводах выключателей высокого напряжения, разъединителей, автоматических выключателях нанесены указатели положения (включено/отключено), внутри РУ при помощи клеящей ленты с краской, на ОРУ с помощью краски (п. 4.1.11).

Цепи любого вида напряжения может обслуживаться отключением присоединения и выполнением полного комплекса технических мероприятий, каждый фидер РУ имеет выкатной элемент, стационарные заземляющие ножи (п. 4.1.12, 4.2.21).

РУ имеет 2 входа (п. 4.1.23).

Выкатные элементы ячеек имеют блокировки, для предотвращения ошибок при включении заземляющих ножей и отключении под нагрузкой (прямая блокировка: специальный разъем вторичных цепей, без отключения которого нельзя выкатить выкатной элемент в ремонтное положение; фиксатор положения выкатного элемента в КРУ - блокирует возможность перемещения выкатного элемента из контрольного положения в рабочее, если он задвинут в основание (рычагом, принадлежащим КРУ); рычаг блокировки заземляющих ножей, косвенная блокировка: световая сигнализация ячейки КРУ; автоматические выключатели ШУ шин управления и ШП шин питания; указатель положения выключателя включено/отключено; кнопочные выключатели на лицевой панели релейного шкафа и лицевой панели выкатного элемента тележки КРУ (п. 1.1.32, 4.2.27). Подстанции снабжены радиосвязью (дальность действия 110 км), через которую осуществляется диспетчеризация, резервной является мобильная связь обслуживающего персонала (оперативного, оперативно-ремонтного, ремонтного) (п. 4.2.34).

Т.к. подстанции находятся на значительном удалении и отсутствует постоянный оперативный персонал, то защитные средства и средства оказания первой медицинской помощи находятся у каждой выездной бригады (п. 1.1.36). Полы в РУ выполнены из металлических листов с покрытием исключающее скольжение. Выключатели и розетки напряжением 220 В находятся возле каждой из дверей (п. 6.6.21, 6.6.30, 7.1.51). В центре РУ предусмотрен откидной стол для заполнения оперативной документации.

Открытое распредустройство (ОРУ).

Высота подвески проводов питающей воздушной линии 110 кВ от земли 5,5 м (табл. 4.2.7), что предохранит обслуживающий персонал и передвижные механизмы от поражения эл.током. Имеется возможность четкого распознания силовых цепей на ОРУ: применяем гибкие шины, выполненные проводами АС, обладающие малым удельным сопротивлением и хорошей механической прочностью. Сечение шин провод АС 70/11 т.к. в соответствии с рекомендациями НТП гибкая ошиновка выполняется проводом того же сечения, что и подходящая линия. Для защиты персонала над приводами разъединителей и заземляющих ножей установлены пластмассовые козырьки 600х600х2 мм (п. 4.2.18). Каждый элемент цепи 110 кВ имеет разъединитель РДЗ-1 110/1000НУХЛ1, РДЗ-2 110/1000НУХЛ1 с заземляющими ножами с одной или с двух сторон, для безопасности обслуживающего персонала, элегазовый выключатель ВЭКТ-110-40/2000 У1 с пружинным приводом (п. 4.1.12, 4.2.21).

Управление защитой линией 110 кВ вынесено в отдельное помещение - оперативный пункт управления (ОПУ) (п. 4.2.83). В ОПУ 110 кВ располагаются ячейки защиты ЛЭП 110 кВ: ячейка линии 110 кВ 1, 2 цепи, шкаф оперативного тока ШОТ, шкаф учета электроэнергии. Исполнение шкафов по степени защиты обслуживающего персонала такое же, что и в РУ 10 кВ.

Территория ОРУ имеет сетчатое ограждение (размер ячейки 45х45 мм) по периметру на высоту 2500 мм с перевитой колючей проволокой в верхней части, сетчатое ограждение прикреплено по периметру подстанции к металлическим столбам квадратного профиля 80х80х3 мм, L=2700 мм. На столбах есть заглушки, приварены ушки. Окрашено: порошковым полимерным покрытием глянец. (п. 4.2.29). Трансформаторы установлены на специальный фундамент высотой 1100 мм.

Снаружи фундамент защищен фундаментными блоками: фундаментный блок стеновой ФБС 12-6-3 1200x600x300 мм. Пространство под трансформатором засыпано крупным щебнем. Под трансформаторами находятся маслоприемники (трубы диаметром 200 мм) и маслосборная арматура ( трубопроводы диаметром 200 мм, смотровые колодцы возле каждого трансформатора и возле маслоприемной емкости, маслоприемная емкость объемом 5 м³), предусмотренная при утечке масла из трансформатора. (п. 4.2.42, 4.2.69). Территория ОРУ освещается по периметру во время присутствия оперативного, оперативно-ремонтного, ремонтного персонала, ОРУ светодиодными прожекторами ПРС-50 (мощностью 50 Вт) (п. 4.2.33).



Вторичные цепи и кабели

Шкаф релейной защиты имеет дверцу 750х940х2 с направлением открывания наружу. Дверцы снабжены поворотными замками с ручкой открывания дверей. В релейном шкафу находятся микропроцессорное реле защиты линии Micom P123 от возможных повреждений с микропроцессорным блоком сопряжения БСП. На дверце релейного шкафа также размещены указательные реле РЭУ-11-20 для сигнализации аварийного режима при срабатывании максимальной токовой защиты МТЗ и максимальной токовой отсечки МТО с диспетчерскими наименованиями, кнопки включения/отключения выключателя, опробования лампы, световая сигнализация режимов работы (положения включено/отключено, автомат ШУ отключен блинкер не поднят, переключатели АПВ автоматического повторного включения. Проводники вторичных цепей уложены в жгуты с учетом возможного перемещения, изменения длины при оперировании оборудованием. Вторичные цепи выполнены проводом марки ПВ-1х2,5; ПВ-1х4; ПВ-3х2,5; ПВ-3х4 (п. 3.4.4) и промаркированы специальными указателями, из ПВХ трубки, с указанием адресов присоединения проводов к другим клеммникам и оборудованию (п. 3.4.9).

Для размножения контактов применяются клеммники фирмы ВАГО с зажимом Cage clamp марки AWG 17-10 прямой монтаж на 2,4 проводника с сечением провода 2,5; 4 мм², клеммы крепятся к несущей рейке, группу клемм можно зашунтировать специальными перемычками.

Учет электроэнергии

Учет электрической энергии осуществляется через АСКУЭ «Пирамида» автоматизированную систему контроля и учета электроэнергии. АСКУЭ представляет собой систему состоящую из трансформаторов тока ТЛК-10, ТФЗМ 110Б, трансформаторов напряжения НАМИТ 10-2,

НКФ-110-57У1, счетчиков электроэнергии СЭТ-4ТМ.02, модулей ввода/вывода информации, сигналов ОВЕН МВ110-16Д, МК110-8Д.4Р, контроллеров СИКОН С50, С70, коммуникатора GSM С-1.02, сервера управления соединенных в общую иерархическую структуру.

Счетчики электрической энергии установлены внутри релейного шкафа ячейках вводов, фидеров , в верхней части с удобством для снятия показаний. Вторичные цепи счетчика выполнены через промежуточный клеммник, для удобства закорачивания вторичных цепей при замене и снятии показаний, диаграмм. Проводники вторичных цепей выполнены из медных проводов ПВ-1х2,5; ПВ-1х4 (п. 3.4.10, 3.4.12). Трансформаторы тока ТЛК-10 установлены в отсеке выключателя в нижней части с присоединением к сборным шинам ячеек РУ-10, трансформаторы тока ТФЗМ 110Б установлены на ОРУ и присоединены к силовому трансформатору через гибкие шины.

Трансформаторы напряжения НАМИТ 10-2 установлены в ячейке ТН РУ-10, трансформатор напряжения НКФ-110-57У1 установлен на ОРУ и присоединен через гибкие шины, перед трансформаторами тока.

Модули ввода/вывода информации, сигналов МК110-8Д.4Р установлены в ячейках РУ-10 по 1 модулю на 2 ячейки, МВ110-16Д установлен в шкафу АСКУЭ и шкафах релейной защиты ЛЭП 110 кВ в ОПУ. Контроллеры СИКОН С50, С70, коммуникатор GSM С-1.01 установлены в шкафу АСКУЭ. Сервер управления установлен в диспетчерском пункте. Количество шкафов АСКУЭ зависит от наличия технического и коммерческого учета электрической энергии.

Собственные нужды и оперативные цепи

На автоматических выключателях серии ВА 47-29 для оперативных цепей низкого напряжения и ВА 57-31 для цепей собственных нужд (п. 3.1.5) имеются надписи Iном. и Iуст (п. 3.1.7). Проводники оперативных цепей низкого напряжения и цепей собственных нужд проложены в раздельных коробах с учетом максимального количества проводников в коробе (п. 2.1.15, 2.1.16). Короба окрашены антикоррозийной эмалью ПОЛАК ЭП-41 (п. 2.1.29). Контрольные проводники между модулями РУ-10 и ОПУ-110 проложены в коробе. В местах входа в модуль имеются уплотнители из резины (п. 2.1.64). Кабели ВВГ 5х16 от трансформатора собственных нужд проложены до коммутационных аппаратов (пускателей ПМ, переключателей ПВ) и автоматических выключателях серии ВА 57-31 с учетом возможных перемещений (п. 2.3.15).

На кабелях имеются бирки с указанием присоединения (п. 2.3.23).

Заземляющие устройства

Оборудование подстанции, ячейки РУ-10, силовые трансформаторы, концевые опоры, маслоприемники, корпуса модулей РУ-10, ОПУ-110, конденсаторных батарей, приводы заземляющих ножей, заземляющие спуски разрядников присоединены к единому контуру заземляющего устройства подстанции (п. 1.7.98). В качестве вертикальных заземлителей использованы трубы насосно-компрессорные НКТ (диаметр 73 мм, стенка 7 мм, длина 3000 мм) уложенные в грунт (на глубину 4000 мм) в виде 5 треугольников и соединенные между собой круглыми стальными проводниками (сечением 18 мм) в качестве горизонтальных заземлителей (табл. 1.7.4). Все соединения выполнены сваркой, заземляющие спуски окрашены эмалью антикоррозийной "Новакс" черного цвета (п. 1.7.110). У каждого модуля РУ-10, ОПУ-110, конденсаторных батарей имеется ГЗШ из стали сечением 200 мм² (п. 1.7.118, 1.7.119), обозначена поперечными полосами желто-зеленого цвета одинаковой ширины (ГОСТ Р 50571. 21-2000), заземляющий проводник присоединен сваркой, а защитные проводники (материал: медь, однопроволочная диаметром 4 мм) при помощи болтовых соединений (п. 1.7.116).

Заземляющие проводники заземляющих ножей в модулях РУ-10, конденсаторных батареях выполнены из гибкого медного проводника сечением 50 мм², изолированную прозрачным резиновым покрытием, на ОРУ-110 выполнены из стали сечением 200 мм². Заземление металлической концевой анкерной опоры выполнено сваркой заземляющих стальных проводников сечением 200 мм² к 4-м стойкам опоры.

Молниезащита

Молниезащита на ОРУ и на вводе РУ выполнена ограничителями перенапряжения, т.к. крыша модуля РУ-10, ОПУ-110 металлическая, то выполняет роль молниеприемника. Заземляющее устройство подстанции и молниезащита объединено в единую сеть. Места стыков молниеотводов окрашены эмалью антикоррозийной "Новакс" черного цвета, молниеотводы сечением 200 мм² присоединены к ограничителям перенапряжения ОПН-10, ОПН-110 через болтовое соединение. Защита линии 110 кВ выполнено грозозащитными тросами ТК50 диаметром 10 мм² из проволок одинарной свивки с точечным касанием проволок в канате, которые также заземлены на металлической концевой анкерной опоре.

Технико-экономический расчет. Экономическое обоснование выбора варианта схемы электроснабжения

Для обоснования выбора варианта схемы электроснабжения необходимо предварительно рассчитать:

1. Основной, сопутствующий и социальный результаты (Р);

2. Капитальные вложения (инвестиции) (К);

3. Текущие затраты (эксплуатационные расходы) (И);

4. Ставка дисконтирования (q)

Следует учитывать также ряд особенностей.

· Первая заключатся в том, что прибыль образуется в процессе производства, передачи и распределения электроэнергии. Поэтому, для электросетевых объектов учитывается часть общей прибыли энергосистемы от реализации продукции.

· Вторая состоит в том, что по своему назначению электросетевые объекты могут быть подразделены на сооружаемые для различных целей, каждая из которых приводит к увеличению пропускной способности сети а, значит, и к образованию дополнительной прибыли в энергосистеме.

Сетевые объекты, специально сооружаемые для сокращения потерь или повышения надежности, на практике встречаются редко.

Определение эффективности капитальных вложений (инвестиций) в эти объекты сводится к тому, что сокращение потерь или снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии соответствует увеличению реализации и, как следствие, увеличению прибыли в энергосистеме.

Определяем стоимостную оценку основного результата сооружения электрической сети

где Т_э - тариф на электроэнергию в данной энергосистеме (руб./кВт. час);

j - доля стоимости реализации электроэнергии, относимая на электрическую сеть; j=0,3.

W - дополнительное поступление электроэнергии в сеть, обусловленное сооружением электросетевого объекта;

?W - потери в сети;

?М(У) - увеличение прибыли за счет повышения надежности и других факторов (математическое ожидание ущерба).



Определяем стоимость годовых потерь электроэнергии

где ДW_i -- годовые потери электроэнергии в элементах схемы, кВт•ч.;

г -- удельная стоимость электроэнергии (потерь), руб./кВт•ч.

Определяем полные потери электрической энергии

где - потери электроэнергии в электрической сети.

Определяем удельную стоимость электроэнергии (потерь)

где а -- годовая основная ставка двухставочного тарифа за киловатт максимальной нагрузки, руб./кВт; значения по таблице приложения №2



b -- дополнительная ставка двухставочного тарифа за потребляемую энергию, руб./кВт•ч.

Определяем число часов использования максимальной нагрузки

Определяем математическое ожидание ущерба от перерыва в электроснабжении промышленного предприятия

где у_о -- удельный ущерб, в руб./кВт•ч, у_о =0,6 руб./кВт•ч или по справочным данным для различных типов предприятий;

M(W) -- математическое ожидание недоотпуска электроэнергии потребителям из-за аварийных перерывов в системе электроснабжения, кВт•ч

Определяем математическое ожидание недоотпуска электроэнергии потребителям из-за аварийных перерывов в системе электроснабжения



где P_p1 -- расчетная активная нагрузка потребителей первой категории, кВт;

h₁ -- вероятность аварийного перерыва в электроснабжении для одноцепной линии;

h₂' и h₂'' -- вероятность аварийного перерыва в электроснабжении для двухцепной линии соответственно для одной и двух цепей.

Определяем вероятность аварийного перерыва для одной цепи

где h_i -- вероятность аварийного отключения i-того элемента цепи;

m_i -- ожидаемое число повреждений i-того элемента цепи за год, раз/год;

t_авi -- число часов аварийного простоя i-того элемента цепи за один отказ, ч.

Величины m_i и t_авi определяются по табл. П. 2. методических указаний технико-экономического расчета.

Определяем вероятность аварийного отказа для одной линии двухцепной линии



где h_ц - вероятность отказа одной линии.

Определяем вероятность аварийного отказа для двух цепей двухцепной линии одновременно:

Определяем затраты на демонтаж линии

где к_л.уд -- удельные затраты на один км. линий, которые можно определить по справочным материалам; к_п-стоимость демонтажа 1 тонны стальной промежуточной опоры; n_п-количество промежуточных опор, тыс.руб; m_п- вес одной опоры 1,32 т; к_а-стоимость демонтажа 1 тонны стальной анкерной опоры, тыс.руб; n_а-количество анкерных опор; m_п- вес одной опоры 1,96 т;

к_вл-стоимость демонтажа проводов и тросов ВЛ сечением до 120 мм², при длине анкерного пролета более 1 км, 1км линии (3 провода), тыс.руб; l-длина линии, т.к. расчет идет на одну цепь, то указана общая длина всех цепей линии;



Определяем затраты на строительство линии

где к_о-базисный показатель стоимости ВЛ 110 кВ переменного тока на железобетонных опорах с сечением линии до 150 мм², тыс.руб; l-длина двухцепной линии; к_з-нормативная стоимость земли под строительство ВЛ среднее значение по Уралу, тыс.руб; s_з-площадь постоянного отвода земли для типовых свободностоящих железобетонных опор ВЛ 110 кВ, м²; к_в-коэффициент для учета усложнившихся условий строительства линии, скоростной напор ветра свыше 750 Па;

к_г-коэффициент для учета усложнившихся условий строительства линии, особогололедный район; к_тер-территориальный повышающий коэффициент к базисной стоимости электросетевых объектов; к_вз-коэффициент для учета затрат на благоустройство, временные здания и сооружения, проектно-изыскательские работы и авторский надзор, прочие работы и затраты (благоустройство, временные здания и сооружения-2,5 %; проектно-изыскательские работы и авторский надзор-7 %; прочие работы и затраты-3 %);

Определяем капитальные затраты в линии

Определяем затраты на строительство подстанции



где к_ГПП-базисный показатель стоимости открытых ГПП 110 кВ, тыс.руб; n_ГПП-количество ГПП; к_з-нормативная стоимость земли под строительство ТП среднее значение по Уралу, тыс.руб; к_И-коэффициент при использовании элегазового оборудования площади подстанции на подстанции с наружней установкой оборудования; s_з-площадь постоянного отвода земли под ТП 110 кВ по схеме блок линия-трансформатор с выключателем, тыс.м²; к_ОРУ-базисный показатель стоимости ОРУ 110 кВ по схеме два блока с элегазовыми выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии , тыс.руб; n_ОРУ-количество ОРУ; к_П-коэффициент, учитывающий постоянную часть затрат с открытой установкой оборудования, тыс. руб; к_тер-территориальный повышающий коэффициент к базисной стоимости электросетевых объектов; к_вз-коэффициент для учета затрат на благоустройство, временные здания и сооружения, проектно-изыскательские работы и авторский надзор, прочие работы и затраты (благоустройство, временные здания и сооружения-1,0 %; проектно-изыскательские работы и авторский надзор-10 %; прочие работы и затраты-4,5 %);

Определяем полные капитальные затраты

Определяем годовые эксплуатационные расходы



где?С_ai -- суммарные амортизационные отчисления по всем элементам схемы, тыс.руб./год; ?С_oi -- суммарные годовые расходы на обслуживание системы электроснабжения (заработная плата рабочих, занятых обслуживанием и текущим ремонтом, стоимость расходуемых при эксплуатации и текущем ремонте материалов), тыс.руб./год;

Определяем амортизационные отчисления

Определяем амортизационные отчисления ВЛ

где Н_аi -- норма амортизации для i-того элемента схемы электроснабжения;

п -- количество разнотипных элементов схемы.

Определяем амортизационные отчисления ГПП



Таблица 56 - Величина амортизационных отчислений по элементам схемы электроснабжения:

Наименование элементов электрических систем	Срок полезного использования, лет	Коэффициент амортизации, %
Трансформаторы, выключатели, разъединители	15	6,7
ВЛ на ж/б опорах	15	6,7
Провода и другие кабели	15	5

Определяем затраты на обслуживание и текущий ремонт

гдеН_оi -- годовой норматив расходов на обслуживание для i-того элемента схемы электроснабжения.

Полученные данные заносим в таблицу

Таблица 57 - Расчетные данные капитальных, эксплуатационных затрат.

Наименование	Капитальные затраты, тыс.руб.	Эксплуатационные затраты, тыс.руб
Итого	472347,18	47380,549

Ставка дисконтирования учитывает источник финансирования инвестиций и ставку доходности по каждому источнику. Состоит эта ставка из двух элементов: безрисковой нормы доходности и премии за риск. В качестве безрисковой нормы доходности можно использовать:

действующий уровень рентабельности,

ставку дивиденда по привилегированным акциям

ставку рефинансирования Центробанка (8%)

Ставка дисконтирования или процентная ставка, таким образом, зависит от удельного веса источника финансирования и степени доходности по каждому источнику. Серьезным фактором при определении процентной ставки, используемой для дисконтирования, является учет риска. Риск в инвестиционном процессе, предстает в виде возможного уменьшения реальной отдачи от вложенного капитала по сравнению с ожидаемой. В данном проекте учет риска можно не производить

Расчет показателей экономической эффективности вариантов схемы электроснабжения

1). Если капитальные вложения и годовые эксплуатационные расходы (текущие затраты) в одном из вариантов оказываются наименьшими, то целесообразность выбора не вызывает сомнения.

2). Если сравниваемые варианты одинаковы по качеству электроснабжения, но различаются по срокам службы, то расчёт эффективного варианта следует осуществлять по эквивалентному аннуитету, который учитывает различные сроки службы.

1. Чистая дисконтированная стоимость (NPV) основной показатель (next present value), который можно определить следующим образом: текущая стоимость денежных притоков за вычетом текущей стоимости оттоков.

Приток денежных средств распределен во времени, поэтому должно производится его дисконтирование по процентной ставке. Ставка дисконтирования или процентная ставка зависит от удельного веса источника финансирования и степени доходности по каждому источнику. Серьезным фактором при определении процентной ставки, используемой для дисконтирования, является учет риска. Риск в инвестиционном процессе, предстает в виде возможного уменьшения реальной отдачи от вложенного капитала по сравнению с ожидаемой. В данном проекте учет риска можно не производить.

Определяем чистую дисконтированную стоимость

где P₁, P₂,…,P_n - результат (годовые денежные поступления в течение n-лет);

И - стартовые инвестиции (капитальные вложения);

q - ставка дисконтирования.

Очевидно, что при:

NPV ?0 - проект следует принять;

NPV ? 0 - проект должен быть отвергнут;

NPV =0 - проект не прибылен, но и не убыточен.

Показатель NPV отражает прогнозную оценку изменения экономического потенциала предприятия в случае принятия рассматриваемого проекта. Этот показатель аддитивен во временном аспекте, т.е. NPV различных проектов можно суммировать. Это очень важное свойство, выделяющий этот критерий из всех остальных и позволяющее использовать его в качестве основного при анализе инвестиционного портфеля.

Абсолютная величина чистого приведенного дохода зависит от двух видов параметров.

Первые характеризуют инвестиционный процесс объективно. Они определяются производственным процессом (больше продукции - больше выручки, меньше затраты - больше прибыль и т.д.). Ко второму виду относится единственный параметр - ставка дисконтирования. Рассматривая свойства чистого приведенного дохода, необходимо обратить внимание еще на одну проблему. Дело в том, что при высоком уровне ставки отдаленные платежи оказывают малое влияние на величину NPV. В силу этого варианты, различающиеся по продолжительности периодов отдачи, могут оказаться практически равноценными.

Период возврата затрат - РР проекта - это время, за которое сумма поступлений от реализации проекта покроет сумму затрат. Обычно измеряется в годах или месяцах.

Определяем период возврата затрат (инвестиций) проекта

Период возврата затрат показывает, таким образом, необходимое число лет для возмещения стартовых инвестиционных доходов. Выбор инвестиционного решения осуществляется по принципу: чем короче срок полного возмещения капиталовложений, тем они эффективнее. Если рассчитанный период окупаемости меньше срока эксплуатации, то проект принимается, если нет - отвергается. Наряду с наглядностью и простотой этот показатель имеет один существенный недостаток - он не учитывает ценность поступлений будущих периодов. Для устранения указанного недостатка все основные показатели эффективности инвестиций рассчитываются только с использованием приведенных (дисконтированных) денежных потоков.

Определяем индекс прибыльности

Если ВСR=1, доходность инвестиций точно соответствует ставке дисконтирования;

При ВСR<1 инвестиции нерентабельны;

При ВСR>1 инвестиции рентабельны;

Индекс прибыльности также является одним из основных показателей, на основании, которого производится сравнение различных проектов, и принимается решение о финансировании.

Принимая инвестиционные решения, необходимо учесть различного рода риски. Чем длиннее инвестиционный цикл, тем при прочих равных условиях инвестиции более рискованны.

Названные показатели в совокупности дают наиболее реальную картину для принятия инвестиционных решений.

Инвестиции рентабельны.



Расчёт электроэнергетической слагаемой себестоимости промышленной продукции

Определяем электроэнергетическую слагаемая полной себестоимости промышленной продукции

Определяем годовые амортизационные отчисления

где Н_а - нормы амортизации для подстанций (ГПП, ЦП), воздушных линий, кабельных линий,

К - капитальные затраты в сооружение подстанций, воздушных и кабельных линий, тыс. руб.

Определяем стоимость годового расхода электроэнергии

где а и b - ставки двухставочного тарифа; а=7449, b=0,824.

Р_заяв - заявленная мощность в часы максимума энергосистемы, кВт. Р_заяв=28000 кВт.

W_год - годовой расход электроэнергии,квт.ч.



Определяем заработную плату персонала

где в_пр - коэффициент, учитывающий премии рабочим из фонда заработной платы;

в_пр = 0,1 ? 0,3.

Ni - количество рабочих i-того разряда;

3i - часовая тарифная ставка i-того разряда, руб;

Ф_д - действительный годовой фонд времени работы, ч. Для 2012 года Ф_д=1986 ч.

Определяем страховые взносы

где а_с - норматив отчислений на страховые взносы, который принимается в размере

30 % от основной и дополнительной заработной платы



Определяем затраты на материалы

где а_м=0,5 - доля затрат на материалы

Определяем затраты на прочие нужды

где а_пр=0,5- доля затрат на прочие нужды

Результаты расчетов сводим в таблицы 3,4,5

Таблица 58 - Смета годовых эксплуатационных расходов.

Показатели, тыс.руб.	Величина	В % к итогу
1. Основная зарплата персонала	406979,5	41,89
2. Отчисления на страховые взносы	122093,85	12,57
3. Стоимость материалов	203489,75	20,94
4. Амортизационные отчисления	35571,87	3,66
5. Прочие расходы	203489,75	20,94
Итого	971624,72	100



Таблица 59 - Калькуляция себестоимости одного потребляемого МВт·ч электроэнергии (электроэнергетическая составляющая себестоимости продукции).

Показатели и статьи расходов	Единица измерения	При расчёте по двухставочному тарифу
1. Количество электроэнергии получаемой из энергосистемы	МВт·ч	260700
2. Годовой максимум нагрузки предприятия	МВт	28,00
3. Основная ставка по тарифу за год	руб./МВт, месяц	7449
4. Дополнительная ставка по тарифу	руб./ МВт·ч	0,824
5. Основная плата по тарифу	тыс. руб.	208572
6. Дополнительная плата	тыс. руб.	214816,8
7. ИТОГО оплата за электроэнергию	тыс. руб.	423388,8
8. Годовые эксплуатационные расходы	тыс. руб.	47380,549
9. Всего годовых затрат	тыс. руб.	64593
10. Потери электроэнергии в сетях	тыс. МВт·ч	585,5
11. Количество электроэнергии, полезно переданной на производство и освещение	тыс. МВт·ч	260113,5
12. Себестоимость 1 МВт·ч полезно потребляемой электроэнергии	Руб./ МВт·ч	1,006

Таблица 60 - Технико-экономические показатели предприятия.

Показатели	Единица измерения	Абсолютное значение показателя
1. Максимум электрической нагрузки	МВт	28,00
2. Количество потребляемой электроэнергии за год	МВт·ч	260113,5
3. Коэффициент мощности		0,95
4. Количество персонала	чел.	200
5. Фондоемкость	тыс.руб.	3,283
6. Фондовооруженность	тыс.руб.	6520,83
7. Сметная стоимость схемы (капитальные вложения)	млн.руб.	472,347



Релейная защита на базе микропроцессорных реле

Надежная работа питающей и распределительной сети в большой степени зависит от целостности подземных кабельных линий и воздушных линий электропередачи, которые соединяют между собой различные узлы энергосистемы. Следовательно устройства релейной защиты и автоматики защищающие данные линии связи должны обеспечивать надежную работу.

Наиболее частым видом повреждения кабельной или воздушной линии электропередачи является короткое замыкание. Замыкания могут возникнуть между проводниками разных фаз, но чаще всего одна или более фаз замыкается на землю.

С одной стороны возникшее короткое замыкание должно локализоваться как можно быстрее, но с другой стороны, необходимо выполнять селективное отключение, т.е. обеспечить согласованное действие защит разных присоединений. Для всех уровней напряжения электроустановок важным вопросом является обеспечение чувствительности защит. На линиях электропередачи сопротивление заземления опоры может быть значительным. Кроме того замыкания с большим сопротивлением возможны на линиях проходящих по песчаной или скалистой местности. В этом случае также требуется высокая чувствительность к обнаружению подобных видов повреждений.

Влияние высокого сопротивления цепи протекания тока замыкания наиболее проявляется для систем низкого напряжения, что выражается в малых значения тока замыкания, что в свою очередь затрудняет обнаружение замыканий через высокое сопротивление. Кроме этого в ряде энергосистем используется специальное заземляющее оборудование для снижения тока замыкания на землю. Такие режимы работы нейтрали как изолированная или заземленная через резистор или катушку Петерсена существенно затрудняют обнаружение замыканий на землю.

Для решения проблемы обнаружения замыканий на землю в таких сетях зачастую используется специальное оборудование. В настоящее время первостепенное значение имеют обеспечение бесперебойного питания потребителей и сохранение целостности сети. На воздушных линия электропередачи большинство повреждений носят переходный или неустойчивый характер.

Для повышения устойчивости работы сети применяется многократное автоматическое повторное включение в сочетании с защитами мгновенного действия (без выдержки времени). В случае возникновения устойчивого замыкания важно отключить лишь поврежденный участок сети. Требование в быстром и селективном отключении поврежденного участка сети является фундаментальным требованием к системе защиты распределительной сети. Силовые трансформаторы, устанавливаемые в различных участках энергосистемы, имеют свои специфические требования к устройствам релейной защиты.

Для снижения ущерба в результате замыкания в трансформаторе, главным требование к устройствам защиты трансформатора является быстродействие защиты реагирующей на все виды замыканий. Кроме этого для защиты от перегрева может потребоваться защита от теплового перегруза. Кроме этого должны приниматься во внимания случаи не отключения повреждения в результате отказа устройств релейной защиты или повреждения коммутационного оборудования. Следовательно, устройства защиты должны иметь функции определения отказа выключателя, а вышестоящие устройства защиты должны обеспечивать резервирование отказа путем отключения смежных выключателей. На воздушных линиях электропередачи может возникнуть еще один вид повреждения - обрыв провода. Обычно существуют проблемы с обнаружением таких видов повреждений.

Однако современные цифровые технологии использующееся при создании устройств релейной защиты обеспечивают необходимую чувствительность к несимметричному режиму работы системы действуя на сигнал и отключение соответственно. В большой и разветвленной сети может существовать проблема согласования токовых защиты, что ведет к большим временам отключения повреждений. С использованием возможностей логического блокирования защит, данная проблема может быть преодолена.