Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Анализ существующей схемы ГПП и установленного оборудования
• 1.1 Место и назначение подстанции в городской энергосистеме
• 1.2 Основные характеристики подстанции
• 1.3 Защиты установленные на подстанции
• 1.4 Необходимость рассмотрения вопросов реконструкции ГПП
• 2. Выбор силовых трансформаторов на подстанции
• 3. Выбор схем главных соединений реконструируемой подстанции
• 4. Выбор источников оперативного тока
• 5. Расчет токов КЗ
• 6. Выбор коммутационной аппаратуры
• 6.1 Распределительное устройство высшего напряжения
• 6.2 Выбор выключателей и разъединителей в РУ НН
• 7. Релейная защита и автоматика всех объектов
• 7.1 Выбор режима работы нейтрали
• 7.3 Секционный выключатель 6 кВ
• 7.4 Вводной выключатель 6 кВ
• 7.5 Шины 6 кВ
• 7.6 Трансформатор 35/6 кВ
• 7.7 Трансформатор 6/0,4
• 7.8 Защита вводного выключателя ЦРУ 6 кВ
• 7.9 Защита шин ЦРУ 6 кВ
• 7.10 Воздушная ЛЭП 35 кВ
• 8. Выбор фирмы изготовителя и типоисполнения терминалов
• 8.1Достоинства микропроцессорных комплексов
• 8.1.1 Микропроцессорные комплексы РЗиА ИЦ "Бреслер"
• 8.1.2 Микропроцессорные комплексы РЗиА НТЦ "Механотроника"
• 8.1.3 Микропроцессорные комплексы РЗиА НПП "Экра"
• 8.1.4 Микропроцессорные комплексы РЗиА НПП "ЧЭАЗ"
• 8.2 Выбор типоисполнения терминалов
• 8.2.1 Защита КЛ - 6 кВ
• 8.2.2 Секционный выключатель 6 кВ
• 8.2.3 Вводной выключатель 6 кВ
• 8.2.4 Шины 6 кВ
• 8.2.5 Трансформатор напряжения 6 кВ
• 8.2.6 Защита трансформаторов 6/0,4 кВ
• 8.2.7 Защита трансформатора 35/6 кВ
• 8.2.8 Защита ЛЭП 35 кВ на питающей подстанции
• 8.3 Расчет уставок защит
• 8.3.1 Кабельная линия 6 кВ
• 8.3.2 Секционный выключатель 6 кВ
• 8.3.3 Трансформатор 6 кВ
• 8.3.4 Трансформатор 35 кВ
• 8.3.5 Линия 35 кВ
• 9. Выбор трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, измерительных приборов, приборов контроля и учета электроэнергии
• 9.1 Поверка ТТ кабельной линии 6 кВ
• 9.2 Выбор трансформаторов напряжения
• 9.3 Система АСУ ТП
• Основные функции:
• Дополнительные опции системы:
• Основные преимущества системы:
• 9.4 Выбор приборов контроля и учета электроэнергии
• 10. Экономическая часть
• 11. Охрана труда на подстанции
• 11.1 Компоновка ОРУ 35 кВ и КРУ 6 кВ
• 11.2 Электробезопасность на ОРУ и ЗРУ
• 11.2.1 Защита от однофазных замыканий на землю в сети 6 кВ
• 11.2.2 Рабочая изоляция
• 11.2.3 Контроль изоляции в сети 6 кВ
• 11.2.4 Защитное зануление
• 11.2.5 Средства индивидуальной защиты
• 11.3 Противопожарные мероприятия
• 11.3.1 Трансформаторы
• 11.3.2 Помещение ОПУ
• 11.3.3 Кабели
• 11.3.4 Пожарная безопасность ЛЭП
• 11.3.5 Расчет заземляющего устройства
• 11.4 Молниезащита ОРУ
• 11.5 Освещение на ОРУ
• 11.6 Электромагнитная совместимость
• Заключение
• Список используемой литературы

Введение

В последнее время одной из важных проблем в отечественной энергетике является замена устаревшего парка оборудования на электростанциях и подстанциях электроэнергетических систем (ЭЭС). Так, эксплуатация морально устаревших комплексов релейной защиты может привести к ложным срабатываниям защит или даже их отказу, что в свою очередь приведёт к развитию опасных аварийных ситуаций и снижению надёжности функционирования ЭЭС в целом. Всё это предопределяет актуальность темы на сегодняшний день по замене, реконструкции и модернизации комплексов релейной защиты с целью повышения надёжности функционирования и возможности передачи информации с низкого на более высокий уровень иерархии автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП), а также возможность автоматического и дистанционного управления отдельными подстанциями.

В данном дипломном проекте предполагается исследовать схему электрической сети подстанции "ГПП 35/6 кВ" и проработать основные вопросы модернизации комплексов релейной защиты силовых трансформаторов и отходящих линий.

На первом этапе проекта необходимо привести общие сведения об объекте проектирования, которые включают в себя описание главной схемы электрических силовых цепей, а также назначение подстанции в районной энергосистеме.

Далее по данным нагрузок присоединений подстанции следует произвести выбор силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нужд. Кроме этого необходимо рассчитать все виды токов короткого замыкания (КЗ) и на основании результатов расчёта произвести проверку выбранного оборудования, настройку релейной защиты подстанции.

Основным вопросом дипломного проекта является модернизация комплекса релейной защиты подстанции, для чего необходимо произвести подробные расчёты параметров срабатывания выбранных более современных защит трансформаторов и отходящих линий электропередачи на полупроводниковой и микропроцессорной элементной базе.

В разделе безопасность жизнедеятельности рекомендуется рассмотреть основные способы и мероприятия по защите электротехнического персонала от поражения электрическим током.

В экономическом разделе дипломного проекта лучше всего представить локальную смету на приобретение и монтаж силового оборудования, а также произвести расчёт стоимости выбранной аппаратуры релейной защиты.

1. Анализ существующей схемы ГПП и установленного оборудования

1.1 Место и назначение подстанции в городской энергосистеме

Подстанция "ГПП" 35/6 кВ является тупиковой подстанцией и служит для электроснабжения населения города Сим, а также для электроснабжения промышленного предприятия "ОАО Агрегат".

1.2 Основные характеристики подстанции

Подстанция "ГПП" 35/6 кВ питается от двухцепной воздушной линий 35 кВ, отходящей от тяговой подстанции со станции "Симская". Со стороны высокого напряжения установлены выключатели типа ВМД-35. С шин ОРУ 35 кВ через указанные выключатели питание поступает на два трансформатора типа ТДНС - 16000/35/6 ?У-1. Для защиты трансформатора от грозовых перенапряжений на стороне 35 кВ на каждой секции установлены разрядники типа РВС-35, а на стороне 6 кВ на шинном мосту установлены разрядники РВП-6. С обмоток низкого напряжения трансформаторов питание поступает на ЗРУ 6 кВ, которое состоит из четырёх систем шин попарно связанных между собой. Все потребители подстанции запитываются по кабельным линиям с ЗРУ 6 кВ. Кроме того, на каждой секции по ячейки с трансформатором собственных нужд (ТСН) типа ТМ 630 6/0,23, которые защищены предохранителями ПКТ-10.

На ГПП имеется постоянный дежурный персонал, который следит за состоянием оборудования, положением коммутационной аппаратуры и показаниями приборов. На территории подстанции расположено два здания для размещения устройств релейной защиты и автоматики, а также источника оперативного тока, в качестве которого выступают аккумуляторные батареи.

1.3 Защиты установленные на подстанции

1) Защиты трансформаторов Т - 1 (Т-2):

Дифференциальная защита - является основной защитой трансформатора от всех видов короткого замыкания в трансформаторе, на вводах 35 и 6 кВ на ошиновке 6 кВ. Защита действует без выдержки времени на отключение ВМД - 35кВ вводов трансформаторов.

МТЗ на стороне 35 кВ - является резервной защитой трансформатора от междуфазных коротких замыканий. Защита действует на отключение ВМД-35 кВ вводов трансформатора с выдержкой времени.

МТЗ на стороне 6 кВ - защита действует на отключение ВМП-10 вводов трансформатора с выдержкой времени.

Газовая защита - служит для защиты трансформатора от внутренних повреждений. Защита действует на отключение вводов трансформатора 35 и 6 кВ. Предусмотрено срабатывание газовой защиты на "сигнал" и на "отключение".

2) Защита отходящих фидеров:

МТЗ - отходящих фидеров 6 кВ выполнена на токовых реле. Защита действует на отключение ВМП-10 отходящего фидера.

ТО - защита позволяющая обеспечить быстрое отключение короткого замыкания на отходящем фидере. Защита действует без выдержки времени.

Так же на подстанции существует аварийная и предупредительная сигнализация.

3) Предупредительная сигнализация срабатывает при:

отключении автоматов в ячейках;

появлении "земли" на шинах 6 кВ;

исчезновении напряжения на шинах 6 кВ.

4) Аварийная сигнализация срабатывает при:

аварийном отключении отходящих фидеров, вводов 35 и 6 кВ;

при работе газовой защиты на отключении;

при работе дифференциальной защиты трансформаторов.

1.4 Необходимость рассмотрения вопросов реконструкции ГПП

ГПП была построена в 1971 году. С тех пор на ней периодически проводились капитальные и текущие ремонты с определенными интервалами, проверкой защит и высоковольтными испытаниями оборудования. Запасные части менялись лишь в том случае, если в этом нужна была крайняя необходимость.

Что касается КРУ 6 кВ то применяемые сейчас там масляные выключатели 6 кВ типа ВМГ - 133 и ВМП - 10 сейчас сняты с производства, существуют сложности с приобретение запасных частей к выключателям, кроме того, они морально устарели. Привода применяемые для управления ВМП - 10, типа ПП - 61 также морально устарели, к тому же выработали свой коммутационный ресурс. В данный момент существуют сложности при регулировке приводов. Поэтому принимаем решение о замене морально устаревших масляных выключателей типа ВМГ - 133 и приводов типа ПП - 61 на более современные, вакуумные выключатели с электромагнитными приводами.

Сейчас многие заводы выпускающие вакуумные выключатели изготавливают комплекты адаптации для модернизации шкафов КРУ, но в их числе нет серии КРУ-XX-VII. Поэтому принимаем решение заменить старую серию КРУ на более новую. В связи с заменой КРУ возникнут сложности при монтаже старой релейной защиты.

Из всего выше сказанного делаем вывод:

установить новые ячейки КРУ с вакуумными выключателями на выкатных тележках с организацией монтажа новой релейной защиты и автоматики;

на ОРУ-35 кВ заменить старые масляные выключатели на элегазовые;

установить новые трансформаторы тока и напряжения;

заменить силовые трансформаторы 35/6 кВ на новые.

электрическая сеть релейная защита

2. Выбор силовых трансформаторов на подстанции

Выбирая число и мощность трансформаторов, необходимо учитывать требования надёжности электроснабжения потребителей. Трансформаторы должны обеспечивать надёжную работу подстанции как в нормальном режиме, так и в режимах отключения одного из трансформаторов для планово - предупредительного ремонта или в аварийном /3/. Как правило, на всех районных подстанциях предусматривается установка не менее двух трансформаторов, мощность каждого из которых выбирается равной 0,65 - 0,7 от максимальной нагрузки подстанции /9/. При установке двух трансформаторов по условию аварийной перегрузки при отключении одного из трансформаторов ПУЭ /9/ допускают 40% перегрузку оставшегося в работе трансформатора на 6 часов в течение 5 суток, при условии, что коэффициент начальной загрузки составляет не более 93%.

Мощность трансформатора определяется исходя из его стопроцентной загрузки, т.е. в режиме максимальной нагрузки. Таким образом, номинальная мощность трансформатора S_ном при установке на подстанции двух двухобмоточных трансформаторов определяется исходя из следующего условия /4/:

(2.1)

Где S_ТР - мощность, проходящая через трансформатор при отключении второго; kп - коэффициент перегрузки трансформатора, kп=1,4.

По результатам расчета выбираем два однотипных трансформатора ТДНС - 10000/35/6 (трехфазный трансформатор, с естественной циркуляцией масла и принудительной циркуляцией воздуха, с негорючим диэлектриком, сухой).

Технические данные трансформатора сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Параметры трансформатора ТДСН-10000/35

Мощность трансформатора Sном, МВА	10
Напряжение на высокой стороне Uвн, кВ	35
Напряжение на низшей стороне Uнн, кВ	6,3
Ток холостого хода Iхх, %	0,6
Напряжение короткого замыкания Uкз, %	8

Проверка трансформатора на загрузку и аварийную перегрузку:

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

(2.2)

Коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийном режиме:

(2.3)

Выбранный трансформатор удовлетворяет требованиям.

3. Выбор схем главных соединений реконструируемой подстанции

Подстанция является тупиковой. Высшее напряжение 35кВ, изолированная нейтраль. Низшее напряжение 6 кВ, изолированная нейтраль.

Схема электроснабжения ГПП представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Схема электроснабжения ГПП

Число трансформаторов согласно /4/ устанавливается два. В случае выхода из строя одного из них другой может взять полностью нагрузку на себя. На стороне 6 кВ предусмотрена раздельная работа трансформаторов.

Собственные нужды

Приемниками собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, электродвигатели систем охлаждения трансформаторов, электродвигатели компрессоров, освещение, электроотопление помещений, электроподогрев коммутационной аппаратуры высокого напряжения и шкафов, установленном на открытом воздухе, связь, сигнализация, система пожаротушения и т.д. мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Согласно НТП (Глава 6. Параграф 6.1 Собственные нужды):

6.1.1 На всех ПС необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов собственных нужд.

От сети собственных нужд ПС питание сторонних потребителей не допускается.

Схемы собственных нужд ПС должны предусматривать присоединение трансформаторов собственных нужд к разным источникам питания (вводам разных трансформаторов, различным секциям РУ и др.)

На стороне НН трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с АВР.

6.1.3 На двухтрансформаторных ПС 110-750 кВ в начальный период их работы с одним трансформатором необходимо устанавливать два трансформатора собственных нужд с питанием одного из них от сети другой ПС с АВР. Это питание в дальнейшем допускается сохранять.

На двухтрансформаторных ПС 35-220 кВ в начальный период их работы с одним трансформатором с постоянным оперативным током при отсутствии на них СК, воздушных выключателей и принудительной системы охлаждения трансформаторов допускается устанавливать один трансформатор собственных нужд. В этом случае второй трансформатор собственных нужд должен быть смонтирован и включен в схему ПС.

6.1.5 На ПС с переменным и выпрямленным оперативным током трансформаторы собственных нужд должны присоединяться через предохранители на участке между вводами НН основного трансформатора и его выключателем.

В случае питания оперативных цепей переменного тока или выпрямленного тока от трансформаторов напряжения, присоединенных к питающим ВЛ, трансформаторы собственных нужд допускается присоединять к шинам НН ПС. При питании оперативных цепей переменного тока от трансформаторов собственных нужд последние следует присоединять к ВЛ, питающим ПС.

На подстанции устанавливаем два трансформатора собственных нужд типа ТМ-630/6/0,4, включенные через предохранители ПКТ 001/6 УЗ.

Согласно /5/ схемы электрические распределительных устройств выбираются по типовой работе "Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций напряжением 35-750 кВ. Типовые решения" /5/ с учетом "Общих технических требований к подстанциям 330-770 кВ нового поколения" /6/.

Согласно /9/ для тупиковых подстанций с двумя линиями на ВН применяется схема два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линий со стороны линий рисунок 3.2.

Рисунок 3.2 - Схема РУ ВН

На низком напряжении согласно /2/ при двух трансформаторах с нерасщепленной обмоткой применяется схема с одной секционированной выключателем системой шин рисунок 3.3 Данная схема является наиболее простой и надежной. Для ограничения тока КЗ секционный выключатель при нормальной работе должен быть разомкнут. В случае отключения трансформатора секционный выключатель включается автоматически устройством АРВ.

Рисунок 3.3 - Схема РУ НН

В РУ 0,4 кВ при одном вводе применяется схема с одной системой шин рисунок 3.4.

Рисунок 3.4 - Схема РУ 0,4 кВ

4. Выбор источников оперативного тока

Согласно /4/ на ПС напряжением 35 кВ (кроме отпаечных и тупиковых) и выше должна применяться система оперативного постоянного тока (система ОПТ, СОПТ) напряжением 220 в. Так как проектируемая подстанция является тупиковой, то применяется выпрямленный оперативный ток. Для его организации, согласно /4/, должны быть использованы стабилизированные блоки напряжения, которые должны быть подключены к трансформаторам напряжения на стороне ВН подстанции и токовые блоки питания, подключаемые ко вторичным цепям отдельностоящих трансформаторов тока на стороне ВН ПС.

Для питания цепей сигнализации могут применяться нестабилизированные блоки напряжения, которые должны быть подключены к секциям щита собственных нужд. Блоки должны работать параллельно на шинки сигнализации.

Для питания оперативных цепей защиты, управления и автоматики на ПС все блоки питания тока и стабилизированного напряжения должны работать параллельно на шинки оперативного тока.

Должны быть организованы шинки несглаженного и сглаженного напряжения. Шинки сглаженного напряжения должны питаться через фильтры, установленные в блоках стабилизированного напряжения и предназначаться для питания устройств на микропроцессорной (микроэлектронной) базе с требованиями к пульсации напряжения соответствующими допустимому уровню для указанных устройств.

Должно быть предусмотрено секционирование рубильником шинок питания выпрямленным оперативным током.

Согласно /8/ для питания цепей релейной защиты, автоматики, дистанционного управления используются стабилизированные блоки питания типа БПНС вместе с токовыми БПТ - 1002.

Стабилизаторы напряжения БПНС - 2, БПНС - 2T предназначен для питания выпрямленным стабилизированным напряжением аппаратуры релейной защиты, сигнализации и управления на номинальное напряжение 220 В. Может функционировать как самостоятельный источник стабилизированного напряжения, допускает параллельную работу со стороны выпрямленного напряжения с аналогичными устройствами. Блок обеспечивает надежную защиту от перегрузки и токов короткого замыкания на стороне выпрямленного напряжения.

Для установки выберем блок питания типа БПНС - 2Т (блок питания напряжением стабилизированным тиристорный).

Технические характеристики приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Технические характеристики блока питания БПСТ-2Т

Тип	Напряжение питания, В	Частота, Гц	Номинальное напряжение выхода, В	Номинальная мощность выхода, Вт	Масса, кг
БПСТ-2Т	100	50	220	1500	125

Блоки питания БПТ - 1002 предназначаются для питания выпрямленным током аппаратуры релейной защиты, сигнализации управления. Блоки питания типа БПТ - 1002 включаются на комплекты трансформаторов тока.

Технические характеристики приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Технические характеристики блока питания БПТ - 1002

Тип	Уставка на ток наступления феррорезонанса, А	Частота, Гц	Номинальное напряжение выхода, В	Номинальная мощность выхода, Вт	Масса, кг
БПТ-1002	от 5 до 40	50	220	1500	не более 32

5. Расчет токов КЗ

Расчет токов короткого замыкания (к. з.) необходим для выбора аппаратуры и проверки элементов электроустановок, проектирования и наладки релейной защиты, выбора средств и схем грозозащиты, выбора и расчета токоограничивающих и заземляющих устройств. /1/

Изобразим схему электроснабжения ГПП рисунок 5.1.

Рисунок 5.1 - схему электроснабжения ГПП

По расчетной схеме составляем схему замещения для максимального режима рисунок 5.2 и определяем значения сопротивлений входящих в эту схему.

Рисунок 5.2 - схема замещения для максимального режима

Составляем схему замещения для минимального режима рисунок 5.3.

Рисунок 5.3 - схема замещения для минимального режима

Где Х1 - сопротивление системы

Х2 - сопротивление стороны 110 кВ на тяговой подстанции "ст. Симская"

Х3 - сопротивление стороны 35 кВ на тяговой подстанции "ст. Симская"

Х4, Х5 - сопротивление линии 35 кВ

Х6 - сопротивление трансформатора ГПП 35/6

X7 - сопротивление кабельной линии

X8 - сопротивление трансформатора ТМ-6/0,4

Допущения при расчете токов КЗ:

1) Номинальная мощность системы считается бесконечной, не учитывается изменение тока во времени

2) Удельное реактивное сопротивление воздушных ЛЭП х₀=0,4 Ом/км, r₀=0 Ом/км.

3) Для КЛ 10кВ x₀, r₀ по справочнику.

4) Сопротивление шин и соединений между шинами и потребителями не учитывается

5) Для трансформаторов r₀=0, x считается по U_K %.

Выполняем расчет в относительных единицах при базисной мощности S_б=1000 МВА.

Осуществим приведение параметров элементов схемы замещения к одной ступени напряжения.

ЭДС ЭЭС принимаем равным 1 в о. е.: E=1.

Приводим сопротивления.

1) Для системы С.

Данные для расчета тяговой подстанции "ст. Симская" предоставлены региональным диспетчерским управлением

Е_экв=125,99 кВ

Х₁=6,561 Ом

I_{к. з.} =10,598 кА

2) Для трансформатора ТДТН 25000/110/35/10.

U_{к В-С}=10,5 %

U_{к В-Н}=17,5 %

U_{к С-Н}=6,5 %

Определяем напряжение короткого замыкания на высокой стороне:

U_кВ=0,5 (U_{к В-Н}+ U_{к В-С} - U_{к С-Н}) (5.1)

U_кВ=0,5 (17,5+10,5 - 6,5) =10,75 %

Определяем индуктивное сопротивление высокой стороны трансформатора:

(5.2)

Ом

Определяем напряжение короткого замыкания на стороне среднего напряжения:

U_кС=0,5 (U_{к В-С}+ U_{к С-Н -} U_{к В-Н}) (5.3)

U_кС=0,5 (10,5+6,5 - 17,5) = - 0,25 %

Определяем индуктивное сопротивление средней стороны трансформатора:

(5.4)

Ом

3) Для линий W1 и W2.

(5.5)

Ом

4) Для трансформатора ТДНС - 10000/35/6, U_к = 8 %.

(5.6)

Ом

5) Для кабельной линии А-185 /6/.

x₀ = 0,077 Ом/км;

r₀ = 0.167 Ом/км;

z₀ = 0,167+j0,077 Ом/км.

для максимального режима:

(5.7)

для минимального режима:

(5.8)

Для трансформатора ТМ 630 6/0,4, U_к = 5,5 %

(5.9)

Ом

Рассчитываем токи КЗ в максимальном режиме

Схема замещения максимального режима показана на рисунке 5.4.

Рисунок 5.4 - Схема замещения для максимального режима

Определяем токи КЗ в именованных единицах.

(5.10)

кА

(5.11)

кА

кА (5.12)

кА (5.13)

кА (5.14)

кА (5.15)

кА (5.16)

Рассчитываем токи КЗ в минимальном режиме.

Схема замещения минимального режима показана на рисунке 5.5.

Рисунок 5.5 - Схема замещения для минимального режима

кА (5.17)

кА (5.18)

кА (5.19)

кА (5.20)

кА (5.21)

6. Выбор коммутационной аппаратуры

6.1 Распределительное устройство высшего напряжения

Произведем расчет таков нагрузок на присоединениях на стороне ВН распределительных устройств в нормальном режиме работы:

А (6.1)

При отключении одного трансформатора:

А (6.2)

Выберем для ОРУ 35 кВ вакуумные выключатели типа ВБЭТ-35III-25/630. со следующими параметрами:

Время отключения выключателя:

сек. (6.3)

Данные по выключателю приведены в таблице 6.1 Необходимые пояснения приведены ниже.

Ток питающих линий на стороне ВН:

А (6.4)

Максимальные токи продолжительного режима для линии определим из условия, что нагрузка идет по одной линии, другая отключена:

А (6.5)

Проверка на термическую стойкость:

кА²•с (6.6)

Таблица 6.1 - Выключатели и разъединители для РУ ВН

Виды проверки	Условия выбора и проверки	Расчетные данные	Каталожные данные
			ВБЭТ-35	РВЗ-1-35/630
По напряжению установки, кВ	Uуст ?Uном	35	35	35
По длительному току, А	Imax ?Iном	168	630	630
По возможности отключения периодической составляющей тока КЗ, кА	IП,ф ?Iотк. ном	1,51	25	-
Проверка по включающей способности, кА	iу ? iвкл	3,67	63	-
	IП,0 ? Iвкл	1,51	25
Проверка на электродинамич. стойкость, кА	IП,0 ? Iдин	1,51	25	40
	iу ? iдин	3,67	63	51
Проверка на термическую стойкость, кА2·с	Вк ? Iтер2tтер	-	1875	1600

Ток на данном участке цепи в утяжеленном режиме, а также действующее значение периодической составляющей и ударный ток короткого замыкания, равны.

Выбираем разъединители РВЗ-1-35/630 со следующими параметрами:

I_{пред. скв.} = 51 кА, I_тер. •t_тер. =20²•4=1600 кА²•с (6.7)

Оборудование со стороны ВН однотипное, поэтому все выключатели одинаковые, разъединители различаются лишь наличием одного или двух заземляющих ножей по необходимости. Результаты расчетов сведем в таблицу 6.1.

6.2 Выбор выключателей и разъединителей в РУ НН

Выбор выключателей и разъединителей на стороне низшего напряжения производится аналогично выбору на стороне высшего и среднего напряжений.

А (6.8)

При отключении одного автотрансформатора:

А (6.9)

Для отходящих линий НН:

А (6.10)

Максимальные токи продолжительного режима для линий определим из условия, что каждому потребителю идет по две линии и одна из которых отключена (потребители первой категории)

А (6.11)

Уровень максимальных токов длительных режимов, периодической составляющей тока КЗ в начальный момент времени и значения ударного тока таковы, что к установке следует применять вакуумные выключатели унифицированные типа ВВУ-СЭЩ-Э5-10-20/1600. Данные по выключателю приведены в таблицу 6.2, где также приведены расчетные данные и выражения для расчета. Необходимые пояснения к расчету приведены ниже.

На отходящих линиях установим вакуумные выключатели ВВУ-СЭЩ-Э5-10-20/1000.

Таблица 6.2 - Выключатели и разъединители для РУ НН

Виды проверки	Условия выбора и проверки	Расчетные данные	Каталожные данные
			ВВУ-СЭЩ-10
По напряжению установки, кВ	Uуст ?Uном	6	6-10
По длительному току, А	Imax ?Iном	1372,5	1600
По возможности отключения периодической составляющей тока КЗ, кА	IП,ф ?Iотк. ном	5,12	20
Проверка на электродинамич. стойкость, кА	IП,0 ? Iдин	5,12	50
	iу ? iдин	12,76	50
Проверка на термическую стойкость, кА2·с	Вк ? Iтер2tтер	-	1200

Проверка на термическую стойкость:

I_тер. •t_тер. =20²•3=1200 кА²•с (6.12)

На низкой стороне нашей подстанции мы установим новое КРУ серии "КРУ СЭЩ-66" произведенное компанией "Стройсервис" г. Самара.

КРУ СЭЩ-66 предназначено для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока частотой 50 Гц напряжением 6 (10) кВ. КРУ серии СЭЩ-66 на напряжение 6 (10) кВ одностороннего обслуживания применяются в качестве распредустройств, в т. ч. пунктов городских и промышленных и других объектов народного хозяйства. КРУ серии СЭЩ-66 предназначены для работы внутри помещения (климатическое исполнения У3 по ГОСТ 15150-69). Основной коммутационный аппарат выключатель ВВУ-СЭЩ-Э (П) - 10 установлен на выкатном элементе. КРУ серии СЭЩ-66 поставляются отдельными шкафами с элементами стыковки шкафов в распредустройство, по желанию заказчика шкафы КРУ могут поставляться транспортными блоками до трех шкафов в блоке со смонтированными в пределах блока соединениями главных и вспомогательных цепей. Основной отличительной особенностью конструкции шкафов КРУ серии СЭЩ-66 является нетрадиционное расположение фаз по глубине шкафа. При необходимости шкафы КРУ серии СЭЩ-66 могут применяться в составе распредустройства из шкафов КСО-3СЭЩ с выключателями нагрузки. Стыковка шкафов КСО-3СЭЩ со шкафами КРУ серии СЭЩ-66 производится с помощью переходного шкафа шириной 400мм, входящим в состав поставки КРУ серии СЭЩ-66. Характеристики КРУ приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Характеристики КРУ 6 кВ

Технические характеристики СЭЩ-66
Номин. напряжение, кВ	6; 10
Номин. ток главных цепей, А	630; 1000
Номин. ток сборных шин, А	1000; 1600; 2000; 2500; 3150
Номинальный ток отключения выключателя, кА	20
Номин. ток электродинамической стойкости шкафа, кА	50
Ток термической стойкости в течение 3с, кА	20
Вид изоляции	Воздушная
Типы выключателей	ВВУ-СЭЩ-Э (П) - 10
Вид поставки	1-3 ячейки
Дуговая защита	Фототиристор - одноступенчатая
Освещение отсеков КРУ	Стационарное освещение отсеков
Установка приборов	В релейном шкафу
Габаритные размеры, мм, (высота х глубина х ширина)	2000 х 800 х 600
Масса одного шкафа, кг	450

7. Релейная защита и автоматика всех объектов

7.1 Выбор режима работы нейтрали

Выберем режим работы нейтрали на стороне 6 кВ.

Компенсация емкостного тока замыкания на землю дугогасящими реакторами должна применяться при ёмкостных токах, превышающих 30 А для сети 6 кВ согласно ПТЭ.

Для этого посчитаем примерный ёмкостной ток:

А (7.1)

Из этого следует, что можно работать с изолированной нейтралью.

Для сети 0,4кВ выбираем глухозаземленную нейтраль.

Такие сети применяются на напряжения до 1 кВ для одновременного питания трехфазных и однофазных нагрузок, включаемых на однофазные напряжения. В них нейтраль трансформатора или генератора присоединяется к заземляющему устройству непосредственно или через малое сопротивление (например, через трансформатор тока). Для фиксации фазного напряжения при наличии однофазных нагрузок, применяют нулевой проводник, связанный с нейтралью трансформатора. Этот проводник служит для выполнения также функции зануления т.е. к нему преднамеренно присоединяют металлические части электроустановок нормально не находящиеся под напряжением. При наличия зануления пробой изоляции на корпус вызовет однофазное КЗ и срабатывание защиты с отключением установки от сети. При отсутствии зануления корпуса повреждение изоляции вызовет опасный потенциал на корпусе. Целостность нулевого провода необходимо контролировать, чтобы не допустить перекоса напряжения по фазам.

Однофазное КЗ связано здесь с большими токами - десятки килоампер, такое повреждение должно быть аннулировано практически мгновенно с использованием автоматических устройств, а потребители лишаются электроэнергии.

Напряжения здоровых фаз сохраняют фазные значения. Это позволяет выполнить конструкцию опор и изоляцию на фазное напряжение.

7.2КЛ - 6 кВ

Рисунок 7.1 - Схема защищаемого объекта

В соответствии с ПУЭ (Раздел 3. Глава 3.2 параграф - "защита воздушных и кабельных линий в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью") к защите кабельных линий предъявляют следующие требования.

3.2.91 Для линий в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

3.2.92 Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Защита должна быть выполнена одно-, двух - или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности.

3.2.93 На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

3.2.96 Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде:

селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал;

селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности; защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети;

устройства контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента должно осуществляться специальными устройствами; допускается отыскание поврежденного элемента поочередным отключением присоединений.

3.2.97 Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена, как правило, с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся замыкания на землю; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные замыкания, без обеспечения повторности действия.

Защита от однофазных замыканий на землю, действующая на отключение без выдержки времени по требованиям безопасности (см.3.2.96), должна отключать только элемент, питающий поврежденный участок; при этом в качестве резервной должна быть предусмотрена защита, выполняемая в виде защиты нулевой последовательности с выдержкой времени около 0,5 с, действующая на отключение всей электрически связанной сети - системы (секции) шин или питающего трансформатора.

Согласно нормам технического проектирования для кабельных линий применяется следующая защита и автоматика:

9.14.4 На отходящих линиях необходимо предусматривать:

максимальную токовую защиту;

токовую отсечку;

защиту от перегрузки (на ТСН);

защиту от замыканий на землю;

дуговую защиту;

АПВ (для воздушных линий);

УРОВ.

9.14.5 Защита от дуговых замыканий должна выполняться с контролем тока.

9.14.6 На линиях, питающих внешних потребителей, должна предусматриваться селективная сигнализация при однофазных замыканиях на землю.

Требования к УРОВ по ПУЭ (глава 3.2 Параграф "Общие требования"):

3.2.18 Устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ) должны предусматриваться в электроустановках 110-500 кВ.

При отказе одного из выключателей поврежденного элемента (линия, трансформатор, шины) электроустановки УРОВ должно действовать на отключение выключателей, смежных с отказавшим.

Составим итоговую таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Защита и автоматика КЛ - 6 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	ТО	2-х фазная, 3-х релейная
2	МТЗ	2-х фазная, 3-х релейная	?t=var
3	УРОВ	откл. ВВ и СВ

7.3 Секционный выключатель 6 кВ

Рисунок 7.2 - Схема защищаемого объекта

Согласно нормам технического проектирования для секционного выключателя применяется следующая защита и автоматика:

9.14.2 На секционном выключателе необходимо предусматривать:

максимальную токовую защиту;

дуговую защиту;

автоматическое включение резерва (АВР).

Требования к АВР по ПУЭ (глава 3.3 Параграф "Автоматическое включение резервного питания и оборудования"):

3.3.30 Устройства АВР должны предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточению электроустановок потребителя. Устройства АВР должны предусматриваться также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

Устройства АВР могут устанавливаться на трансформаторах, линиях, секционных и шиносоединительных выключателях, электродвигателях и т.п.

3.3.31 Устройство АВР, как правило, должно обеспечивать возможность его действия при исчезновении напряжения на шинах питаемого элемента, вызванном любой причиной.

3.3.32 Устройство АВР при отключении выключателя рабочего источника питания должно включать, как правило, без дополнительной выдержки времени, выключатель резервного источника питания. При этом должна быть обеспечена однократность действия устройства.

3.3.33 Для обеспечения действия АВР при обесточении питаемого элемента в связи с исчезновением напряжения со стороны питания рабочего источника, а также при отключении выключателя с приемной стороны (например, для случаев, когда релейная защита рабочего элемента действует только на отключение выключателей со стороны питания) в схеме АВР в дополнение к указанному в 3.3.32 должен предусматриваться пусковой орган напряжения. Указанный пусковой орган при исчезновении напряжения на питаемом элементе и при наличии напряжения со стороны питания резервного источника должен действовать с выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника питания с приемной стороны.

3.3.35 Минимальный элемент напряжения пускового органа АВР, реагирующий на исчезновение напряжения рабочего источника, должен быть отстроен от режима самозапуска электродвигателей и от снижения напряжения при удаленных КЗ. Напряжение срабатывания элемента контроля напряжения на шинах резервного источника пускового органа АВР должно выбираться по возможности, исходя из условия самозапуска электродвигателей. Время действия пускового органа АВР должно быть больше времени отключения внешних КЗ, при которых снижение напряжения вызывает срабатывание элемента минимального напряжения пускового органа, и, как правило, больше времени действия АПВ со стороны питания.

3.3.38 При выполнении устройств АВР следует проверять условия перегрузки резервного источника питания и самозапуска электродвигателей и, если имеет место чрезмерная перегрузка или не обеспечивается самозапуск, выполнять разгрузку при действии АВР (например, отключение неответственных, а в некоторых случаях и части ответственных электродвигателей; для последних рекомендуется применение АПВ).

3.3.40 При действии устройства АВР, когда возможно включение выключателя на КЗ, как правило, должно предусматриваться ускорение действия защиты этого выключателя. При этом должны быть приняты меры для предотвращения отключений резервного питания по цепи ускорения защиты за счет бросков тока включения. Составим итоговую таблицу 7.2.

Таблица 7.2 - Защита и автоматика СВ - 6 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	МТЗ	2-х фазная, 3-х релейная	?t=const
2	АВР	С пуском по напряжению	на ТН секции
3	УРОВ	откл. ВВ

7.4 Вводной выключатель 6 кВ

Рисунок 7.3 - схема защищаемого объекта

Согласно нормам технического проектирования для вводных выключателей применяется следующая защита и автоматика:

9.14.1 На вводных выключателях необходимо предусматривать:

максимальную токовую защиту с комбинированным пуском по напряжению;

дуговую защиту;

защиту минимального напряжения;

УРОВ.

9.14.5 Защита от дуговых замыканий должна выполняться с контролем тока.

Составим итоговую таблицу 7.3.

Таблица 7.3 - Защита и автоматика ВВ - 6 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	МТЗ	2-х фазная, 3-х релейная	?t=const, с пуском по напряжению
2	УРОВ	откл. Выключателя ВН

7.5 Шины 6 кВ

Рисунок 7.4 - Схема защищаемого объекта

В соответствии с ПУЭ (Раздел 3. Глава 3.2 Параграф - "Защита шин, защита на обходном, шиносоединительном и секционном выключателях "). К защите шин 6 кВ предъявляются следующие требования:

3.2.126 Специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной и двойной систем шин 6-10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе.

3.2.128 Защиту шин следует выполнять так, чтобы при опробовании поврежденной системы или секции шин обеспечивалось селективное отключение системы (секции) без выдержки времени.

Согласно нормам технического проектирования для шин 6 кВ применяется следующая защита и автоматика:

9.14.3 На каждой секции шин должна быть предусмотрена:

дуговая защита шин;

логическая защита шин;

сигнализация замыканий на землю.

ЛЗШ представляет собой отсечку, устанавливаемую на вводных и секционном выключателях. При КЗ на шинах поврежденная секция отключается без выдержки времени. При КЗ на любом отходящем присоединении сработавшая защита поврежденного присоединения блокирует действие отсечки ввода или секционного выключателя.

Составим итоговую таблицу 7.4.

Таблица 7.4 - Защита и автоматика шин - 6 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	Дуговая защита	с контролем тока	Отдельная защита
2	УКИ		на ТН секции
3	ЛЗШ		на вводе секции и СВ
4	ЗМН		на ТН секции

7.6 Трансформатор 35/6 кВ

В соответствии с ПУЭ (Раздел 3. Глава 3.2 Параграф - "Защита трансформаторов (автотрансформаторов) с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше и шунтирующих реакторов 500 кВ"). К защите трансформаторов 35/6 кВ предъявляются следующие требования:

3.2.5 Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла.

Рисунок 7.5 - Схема защищаемого объекта

3.2.53 Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена для трансформаторов мощностью 6,3 МВ·А и более.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающих элементов газового реле (различающейся характером сигнала).

3.2.54 Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более.

Указанная зашита должна действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

3.2.55 Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса (например, насыщающиеся трансформаторы тока, тормозные обмотки).

Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.

3.2.56 На дифференциальную и газовую защиты трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов не должны возлагаться функции датчиков пуска установки пожаротушения. Пуск схемы пожаротушения указанных элементов должен осуществляться от специального устройства обнаружения пожара.

3.2.59 На трансформаторах мощностью 1 МВ·А и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение:

На понижающих трансформаторах - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него.

При выборе тока срабатывания максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов и ток самозапуска электродвигателей, питающихся от трансформаторов.

3.2.61 Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции, - со стороны питания и со стороны каждой секции.

3.2.69 На трансформаторах мощностью 0,4 МВ·А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Согласно нормам технического проектирования для трансформаторов 35/6 кВ применяется следующая защита и автоматика:

9.7 Релейная защита трансформаторов 35-220 кВ

9.7.1 На трансформаторе должны быть предусмотрены следующие защиты:

один комплект дифференциальной токовой защиты;

газовая защита;

резервные защиты на сторонах высшего и низшего напряжения;

дифференциальная токовая защита ошиновки НН;

защита от перегрузки.

9.7.2 Газовые (струйные) реле должны действовать через терминал дифференциальной защиты и через терминал резервной защиты стороны ВН (необходимо оснащение трансформатора реле с двумя отключающими контактами).

Составим итоговую таблицу 7.5.

Таблица 7.5 - Защита и автоматика трансформатора 35/6 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	ДЗТ	3-х фазная
2	Газовая защита
3	МТЗ
4	Защита от перегрузки	3-х фазная	на сигнал
5	ТНЗНП

7.7 Трансформатор 6/0,4

Рисунок 7.6 - Схема защищаемого объекта

В соответствии с ПУЭ (Раздел 3. Глава 3.2 Параграф - "Защита трансформаторов (автотрансформаторов) с обмоткой высшего напряжения 3 кВ и выше и шунтирующих реакторов 500 кВ").

К защите трансформаторов 6/0,4 кВ предъявляются следующие требования:

3.2.51 Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла.

3.2.53 Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВ·А и более. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающих элементов газового реле (различающейся характером сигнала).

3.2.54 Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

Защита должна задействовать на отключение всех выключателей трансформатора.

3.2.60 На трансформаторах мощностью менее 1 МВ·А (повышающих и понижающих) в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена действующая на отключение максимальная токовая защита.

3.2.61 Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать на двухобмоточных трансформаторах - со стороны основного питания.

3.2.66 На понижающих трансформаторах и блоках трансформатор - магистраль с высшим напряжением до 35 кВ и соединением обмотки низшего напряжения в звезду с заземленной нейтралью следует предусматривать защиту от однофазных замыканий на землю в сети низшего напряжения, осуществляемую применением:

1) максимальной токовой защиты от внешних КЗ, устанавливаемой на стороне высшего напряжения, и, если это требуется по условию чувствительности, в трехрелейном исполнении;

2) автоматических выключателей или предохранителей на выводах низшего напряжения.

3) специальной защиты нулевой последовательности, устанавливаемой в нулевом проводе трансформатора (при недостаточной чувствительности защит по п.1 и 2).

3.2.69. На трансформаторах мощностью 0,4 МВ·А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Составим итоговую таблицу 7.6.

Таблица 7.6 - Защита и автоматика трансформатора 6/0,4 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	МТЗ	2-х фазная 3-х релейная
2	ТО	2-х фазная 3-х релейная
3	Газовая защита
4	ТЗНП	TT в нулевом проводе
5	Защита от перегрузки
6	УРОВ	откл. ВВ	с контролем тока

7.8 Защита вводного выключателя ЦРУ 6 кВ

Рисунок 7.7 - Схема защищаемого объекта

Согласно нормам технического проектирования для вводных выключателей применяется следующая защита и автоматика:

9.14.1 На вводных ячейках необходимо предусматривать:

максимальную токовую защиту с комбинированным пуском по напряжению;

дуговую защиту;

защиту минимального напряжения;

УРОВ.

9.14.5 Защита от дуговых замыканий должна выполняться с контролем тока. Составим итоговую таблицу 7.7.

Таблица 7.7 - Защита и автоматика ВВ - 6 кВ

№ п/п	Вид защиты (автоматики)	Исполнение	Примечание
1	МТЗ	2-х фазная 3-х релейная	?t=const
2	ДЗ	с контролем тока
3	УРОВ	2-х фазная 3-х релейная	?t=const

7.9 Защита шин ЦРУ 6 кВ

Рисунок 7.8 - Схема защищаемого объекта

В соответствии с ПУЭ (Раздел 3. Глава 3.2 Параграф - "Защита шин, защита на обходном, шиносоединительном и секционном выключателях"). К защите шин 6 кВ предъявляются следующие требования:

3.2.126 Специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной и двойной систем шин 6-10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе.

3.2.128 Защиту шин следует выполнять так, чтобы при опробовании поврежденной системы или секции шин обеспечивалось селективное отключение системы (секции) без выдержки времени.

Согласно нормам технического проектирования для шин 6 кВ применяется следующая защита и автоматика:

9.14.3 На каждой секции шин должна быть предусмотрена:

дуговая защита шин;

логическая защита шин;

сигнализация замыканий на землю.

Также в КРУ - 6 кВ устанавливается АЧР и ЧАПВ. Согласно ПУЭ к АЧР и ЧАПВ предъявляются следующие требования (Раздел 3. Глава 3.3 Параграф - "автоматическое ограничение снижения частоты"):

3.3.76 Автоматическое ограничение снижения частоты должно выполняться с таким расчетом, чтобы при любом возможном дефиците мощности в энергообъединении, энергосистеме, энергоузле возможность снижения частоты ниже уровня 45 Гц была исключена полностью, время работы с частотой ниже 47 Гц не превышало 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц - 60 с.

3.3.79 Автоматическая частотная разгрузка предусматривает отключение потребителей небольшими долями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной частоты (AЧPII).

Устройства АЧР должны устанавливаться, как правило, на подстанциях энергосистемы. Допускается их установка непосредственно у потребителей под контролем энергосистемы.

Объемы отключения нагрузки устанавливаются, исходя из обеспечения эффективности при любых возможных дефицитах мощности; очередность отключения выбирается так, чтобы уменьшить ущерб от перерыва электроснабжения, в частности должно применяться большее число устройств и очередей АЧР, более ответственные потребители должны подключаться к более дальним по вероятности срабатывания очередям.