Микропроцессорные защиты элементов подстанции

Размещено на http://www.allbest.ru/

ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет - УПИ»

Электротехнический факультет

Кафедра: «Автоматизированные электрические системы»

МИКРОПРОЦЕССОРНЫЕ ЗАЩИТЫ ЭЛЕМЕНТОВ ПОДСТАНЦИИ

Руководитель: Е.Г. Воротилова

Нормоконтролёр: А.О. Егоров

Студент гр. Э-53012: А.С. Хомутинина

Екатеринбург 2008

СОДЕРЖАНИЕ

РЕФЕРАТ

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ И СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОПИСАНИЕ ПОДСТАНЦИИ И ПРИНЦИП ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАЩИТ

1.1 Описание оборудования на подстанции

1.2 Назначение релейной защиты и основные требования, предъявляемые к ней

2 ОПИСАНИЕ ЗАЩИТ И АВТОМАТИКИ УСТАНОВЛЕННЫХ НА ПОДСТАНЦИИ «МОНАСТЫРСКАЯ»

2.1 Защита и автоматика присоединений 110 кВ

2.2 Защита и автоматика трансформаторов мощностью 40 МВА

2.3 Защита шин 110 и 35 кВ

2.4 Защита и автоматика присоединений 35 и 6 кВ

2.5 Автоматика, управление, измерения, сигнализация, учет электроэнергии и регистрация аварийных режимов

3 ШКАФЫ ЗАЩИТ И УПРАВЛЕНИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕМ ДЛЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ 110(220) Кв ТИПА ШЭЛС 0113

3.1 Назначение

3.2 Основные технические характеристики

3.3 Конструкция и принцип действия

4 ТЕРМИНАЛ ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ (REL 511)

4.1 Краткая характеристика

5 ТЕРМИНАЛ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (REL501)

5.1 Особенности

5.2 Применение

5.3 Конструкция

6 ШКАФЫ ЗАЩИТЫ ШИН НАПРЯЖЕНИЕМ 110(220) Кв ТИПА ШЭЗШ 1222

6.1 Назначение

6.2 Основные технические характеристики

6.3 Констуркция и принцип действия

7 ЦИФРОВОЙ ТЕРМИНАЛ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ (RED 521)

7.1 Общее

7.2 Требования

7.3 Дифференциальная защита шин

7.4 Дифференциальная функция защиты

8 ШКАФЫ ЗАЩИТ ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ С ВЫСШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 (220) Кв ТИПА ШЭЗТ 2221

8.1 Назначение

8.2 Основные технические характеристики

8.3 Конструкция и принцип действия

9 ТЕРМИНАЛ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА RET 521

9.1 Общие положения

9.2 Дифференциальная защита (DIFP)

9.3 Трехфазная максимальная токовая защита с выдержкой времени (ТОС)

9.4 Функции защиты широкого назначения (GF)

10 РЕГУЛЯТОР НАПРЯЖЕНИЯ SPAU 341 C

10.1 Применение

10.2 Описание функций

10.3 Характеристики

11 ШКАФЫ ЗАЩИТЫ И УПРАВЛЕНИЯ СЕКЦИОННЫМИ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМИ НАПРЯЖЕНИЕМ 110 (220) кВ ТИПА ШЭСВ 1220

11.1 Назначение

11.2 Основные технические характеристики

11.3

11.4 Конструкция и принцип действия

12 КОМПЛЕКТНОЕ УСРОЙСТВО ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ РАБОЧЕГО ВВОДА 6-35 кВ SPAC-810 B

12.1 Общие сведения о серии устройств SPAC 810

12.2 Назначение и особенности устройств SPAC-810 B

12.3 Описание работы защит

12.4 Уров

12.5 АПВ

13 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

14 РАСЧЕТ УСТАВОК

14.1 Принцип расчета уставок ВЧ- защит воздушных линий 110 кВ

14.2 Расчет уставок дистанционной защиты воздущных линий 110 кВ

14.3 Выбор уставок токовых защит воздушных линий 110 кВ

14.4 Выбор уставок дифференциальной защиты трансформатора

14.5 Выбор уставок дифференциальной защиты шин

14.6 Выбор уставок токовых защит элементов подстанции

15 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

16 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

РЕФЕРАТ

Объектом проектирования является подстанция 110/35/6 кВ «Монастырская».

Цель работы -- выбор устройств РЗ для защиты элементов данной подстанции, определение уставок и оценка эффективности применения микропроцессорной релейной защиты элементов подстанции.

В процессе работы производился расчёт уставок релейной защиты воздушных линий электропередачи на микропроцессорной элементной базе, ошиновки и силового трансформатора.

В экономической части проекта произведён расчёт сметной стоимости установки рассмотренного в дипломе оборудования на подстанции и приведены основные технико-экономические показатели по проектируемому объекту.

В ходе работы рассматривались вопросы безопасности и экологичности, в том числе: шум, вибрация, освещенность, электробезопасность и пожаробезопасность, а также возникновение чрезвычайных ситуаций и действия персонала в данных обстоятельствах.

Пояснительная записка 121 с., 10 рис., 32 табл., 13 источников, 1 приложение.

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ

№	Наименование документа	Обозначение документа	Формат
1	Главная электрическая схема подстанции	140203 000000 018 ЭЗ	А1
2	Схема электрических сетей 110 кВ и выше района размещения подстанции 110/35/6 кВ Монастырская	140203 000000 018 ЭЗ	А1
3	Схема размещения устройств релейной защиты и автоматики	140203 000000 018 ЭЗ	А1
4	Схема распределения защит по трансформаторам тока	140203 000000 018 ЭЗ	А1
5	Шкаф защиты ввода 35 кВ. Схема электрическая принципиальная	140203 000000 018 ЭЗ	А1
6	Функциональная схема устройства SPAC 810-B	140203 000000 018 ЭЗ	А1

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ, СИМВОЛЫ И СОКРАЩЕНИЯ

ЭЭС - электроэнергетическая система

ЛЭП - линии электропередач

АВР - автоматическое включение резерва

АПВ - автоматическое повторное включение

АЧР - автоматическая частотная разгрузка

ВЛ - воздушная линия электропередачи

ВЧ - высокочастотные

ДЗО - дифференциальная защита ошиновки

ЗДЗ - защита от дуговых замыканий

ЗЗЗ - защита от замыканий на землю

КЗ - короткое замыкание

КРУ - комплектное распределительное устройство

КТПБ - комплектная трансформаторная блочная подстанция

ЛЗШ - логическая защита шин

МТЗ - максимальная токовая защита

НПП - научно-производственное предприятие

ОРУ - открытое распределительное устройство

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

ОПУ - общеподстанционный пункт управления

ПС - подстанция

РЗА - релейная защита и автоматика

РЗ - релейная защита

СВ - секционный выключатель

ТН - трансформатор напряжения

ТСН - трансформатор собственных нужд

УРОВ - устройство резервирования при отказе выключателя

ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение

ЗОФ - защита от обрыва фаз

РПО - реле положения отключено

АСКУЭ - автоматизированная система контроля и учёта электроэнергии.

ВВЕДЕНИЕ

В современных энергетических системах значение релейной защиты особенно возрастает в связи с бурным ростом мощности энергосистем, объединением их в единые электрически связанные системы в пределах нескольких областей, всей страны, и даже нескольких государств.

Релейная защита осуществляет автоматическую ликвидацию повреждений и ненормальных режимов в электрической части энергосистем и является важнейшей автоматикой, обеспечивающей их надёжную и устойчивую работу.

Рост нагрузок, увеличение протяжённости линий электропередачи, ужесточение требований к устойчивости энергосистем осложняют условия работы релейной защиты и повышает требования к ее быстродействию, чувствительности и надёжности. В связи с этим идет непрерывный процесс развития и совершенствования техники релейной защиты, направленной на создание все более совершенных защит, отвечающих требованиям современной энергетики.

В настоящее время широко применяются защиты с использованием микропроцессорных устройств. Данная техника полностью отвечает специфическим требованиям российской энергетики, доступны в обслуживании и легко интегрируются в автоматизированные системы РЗА, управления и контроля подстанций и электрической части станций любого уровня.

1 ОПИСАНИЕ ПОДСТАНЦИИ И ПРИНЦИП ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАЩИТ

Проектируемая подстанция 110/35/6 кВ «Монастырская» размещается в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и предназначается для усиления электроснабжения потребителей Приобского месторождения нефти.

1.1 Описание оборудования на подстанции

На ПС 110/35/6 кВ «Монастырская» предусматривается ОРУ 110 и 35 кВ, а также КРУН-6 кВ.

На подстанции устанавливаются два трансформатора напряжением 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА типа ТДТН-40000/110 У1 .

Подстанция 110 кВ «Монастырская» присоединяется к энергосистеме двумя двухцепными ВЛ 110 кВ от ПС «Росляковская» и от ПС «Правобережная - 2». К шинам 110 кВ ПС «Монастырская» также присоединены две двухцепные тупиковые ВЛ на ПС 110 кВ Муратовскую и ПС 110 кВ Восточную.

ОРУ 110 кВ подстанции выполняется на восемь линейных ячеек по схеме “Две рабочие системы шин с обходной” (110-13Н).

ОРУ 35 кВ выполняется на десять линейных ячеек по схеме "Одна рабочая секционированная выключателем система шин" (35-9). К шинам 35 кВ подключаются существующие и проектируемые линии 35 кВ.

На стороне 6 кВ предусматривается КРУН-6 кВ в объеме собственных нужд.

На напряжениях 35 и 6 кВ принята раздельная работа трансформаторов.

Суммарная электрическая нагрузка потребителей нефтедобычи, подключаемых к подстанции 110 кВ Монастырская, по напряжениям и по годам приведена в таблице 1.1.1.

Таблица 1.1.1 - Электрические нагрузки потребителей ПС 110/35/6 кВ «Монастырская», МВт/МВА

Наименование	Пусковой этап 2007 г	Расчетный срок 2012 г	Полное развитие 2017 г
Шины 6 кВ	-	-	-
Шины 35 кВ	11,1/11,3	31,9/32,1	35,2/35,3
Итого по ПС	11,1/11,3	31,9/32,1	35,2/35,3

Полная загрузка двух трансформаторов подстанции «Монастырская» на расчетный срок составит 32,1 МВ.А.

Принимая во внимание перспективный рост нагрузок, учитывая требования к качеству электроэнергии и надежности электроснабжения потребителей , , категории, на подстанции устанавливаются два трансформатора напряжением 110/35/6 кВ мощностью по 40 МВ.А. Загрузка трансформаторов подстанции Монастырская в нормальном режиме на расчетный срок составит 40 % от номинальной мощности. При отключении одного трансформатора загрузка оставшегося в работе составит 80 % от номинальной мощности.

1.2 Назначение релейной защиты и основные требования, предъявляемые к ней

Нормальная работа электроустановок и потребителей электроэнергии нарушается при возникновении повреждений и ненормальных режимов, которые сопровождаются возрастанием тока, снижением или повышением напряжения и частоты. В этом случае возможны повреждения оборудования и нарушения синхронизма в электроэнергетической системе (ЭЭС). В связи с этим возникает необходимость в создании и применении различных автоматических устройств, защищающих ЭЭС и ее элементы от опасных последствий повреждений и ненормальных режимов. Большинство повреждений в ЭЭС приводит к возникновению различного вида коротких замыкания (КЗ) - наиболее опасных и тяжелых видов повреждений, которые сопровождаются значительным возрастанием тока, снижением напряжения и сопротивления. Ток короткого замыкания, протекая по элементам ЭЭС, может вызвать разрушения, размеры которых тем больше, чем больше величина тока и время его протекания.

Снижение напряжения при КЗ нарушает работу потребителей и может вызвать остановку асинхронных двигателей, что приводит к расстройству технологического процесса на предприятиях. Снижение напряжения может вызвать нарушение устойчивости в ЭЭС и привести к дальнейшему тяжелому развитию аварии.

Релейная защита (РЗ) представляет собой автоматическое устройство, предназначенное для защиты ЭЭС и ее элементов от опасных последствий повреждений и ненормальных режимов. РЗ производит автоматическую ликвидацию аварии (при возникновении ненормальных режимов) или ее локализацию (отключение поврежденного элемента). В настоящее время к части защит неприменим термин «релейная», так как защиты выполняются не на реле, а на микропроцессорной базе, но пока этот термин используется как обобщающий для всех типов защит.

Защита должна удовлетворять следующим требованиям.

- Селективность (избирательность) - основное требование к РЗ. Заключается в способности РЗ отключать при КЗ только поврежденный элемент, хотя ток КЗ протекает и по другим неповрежденным элементам ЭЭС. При селективной работе РЗ не происходит излишних отключений оборудования и потребителей, тем самым минимизируется ущерб от аварийной ситуации.

- Быстродействие - способность работать с минимально допустимой выдержкой времени.

- Чувствительность - способность РЗ реагировать на те отклонения от нормального режима, которые возникают в результате повреждения.

- Надежность - способность защиты безотказно действовать в пределах установленной для нее зоны и не работать ложно в режимах, при которых действие РЗ не предусматривается.

Токовые защиты

Одним из признаков возникновения КЗ является увеличение значения тока. Этот признак используется для выполнения защит, называемых токовыми. Токовые защиты приходят в действие при увеличении тока в фазах линии сверх определённого значения. Токовые защиты подразделяются на максимальные токовые защиты и токовые отсечки. Главное различие между этими защитами заключается в способе обеспечения селективности.

Токовую отсечку используют в качестве первых ступеней токовых защит. Это защиты, позволяющие мгновенно, без выдержек времени, отключать короткое замыкание в сети. Селективность действия токовых отсечек обеспечивается соответствующим выбором тока срабатывания.

Принцип действия максимальной токовой защиты основан на том, что при возникновении короткого замыкания или ненормального режима работы ток увеличивается и начинает превышать ток нагрузочного режима. Селективность действия достигается выбором выдержек времени.

Токовая защита нулевой последовательности (ТЗНП)

Для защиты линий от КЗ на землю (однофазных и двухфазных) применяется защита, реагирующая на ток и мощность нулевой последовательности. Необходимость специальной защиты от КЗ на землю вызывается тем, что этот вид повреждений является преобладающим, а защита, включаемая на ток и напряжение нулевой последовательности, осуществляется более просто и имеет ряд преимуществ по сравнению с рассмотренной выше токовой защитой, реагирующей на полные токи фаз. Защиты нулевой последовательности выполняются в виде токовых максимальных защит и отсечек, как простых, так и направленных.

Пусковой орган защиты нулевой последовательности имеет высокую чувствительность, поскольку его не нужно отстраивать от токов нагрузки.

Благодаря наличию трансформаторов с заземлённой нейтралью на каждой подстанции 110-500 кВ, являющихся источниками тока нулевой последовательности, имеется широкая возможность применения отсечек нулевой последовательности.

К недостаткам, свойственным принципу действия защиты, следует отнести то, что она реагирует на токи в неполнофазном режиме и может работать ложно при обрыве фазного провода во вторичной цепи трансформаторов тока.

Дифференциальная защита шин и трансформаторов

Очень часто по соображениям сохранения устойчивости, снижения возможных последствий к.з. требуется отключать оборудование без выдержки времени при к.з. в любой точке данного электрооборудования. Защита, позволяющая выполнить отключение без выдержки времени, является дифференциальная защита. Принцип действия защит основан на сравнении величин и фаз токов в начале и конце защищаемого элемента.

В качестве основной защиты трансформаторов от всех видов к.з. внутри бака и на его выводах применяется продольная дифференциальная защита. Трансформаторы тока устанавливаются с обеих сторон трансформатора: зона действия охватывает весь трансформатор и его выводы. Дифзащита действует на отключение трансформатора со всех сторон без выдержки времени.

Дифференциальная защита шин основывается на том же принципе, что и рассмотренная ранее дифзащита трансформатора. Защита обеспечивает селективность, быстродействие и высокую чувствительность.

Высокочастотная дифференциально-фазная защита ЛЭП

Защита основана на сравнении фаз тока по концам защищаемой линии. Считая положительными токи, направленные из шин в линию. При внешних КЗ, токи по концам защищаемой линии имеют различные знаки и, следовательно, их можно считать сдвинутыми по фазе на 180°. В случае КЗ на защищаемой линии токи на её концах имеют одинаковые знаки и их можно принять совпадающими по фазе, если учесть сдвиг векторов ЭДС по концам электропередачи и углы полных сопротивлений. По принципу своего действия защита не реагирует на нагрузку и качания, так как в этих режимах токи на обоих концах линии имеют разные знаки.

Защита от перегрузки трансформаторов

На трансформаторах, находящихся под наблюдением персонала, защита от перегрузки выполняется действующей на сигнал посредством токового реле. Токовое реле устанавливается в одной фазе, поскольку перегрузка трансформатора возникает одновременно во всех трех фазах. Чтобы избежать излишних сигналов при коротких замыканиях и кратковременных перегрузках, предусматривается реле времени, обмотки которого должны быть рассчитаны на длительное прохождение тока. Ток срабатывания выбирается из условия возврата токового реле при номинальном токе трансформатора. Время действия защиты от перегрузки выбирается на ступень больше времени максимальной защиты трансформатора:

На подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузок выполняется трехступенчатой. Первая ступень работает при малых перегрузках и действует на сигнал, передаваемый с помощью телемеханики на дежурный пункт. Вторая ступень действует при больших перегрузках, когда требуется быстрая разгрузка. Эта ступень действует на отключение части потребителей, разгружая трансформатор до допустимого значения. Вторую ступень желательно выполнять с зависимой от тока характеристикой, соответствующей перегрузочной характеристике трансформатора. Третья ступень -- страховочная, она действует на отключение трансформатора, если по каким-либо причинам вторая ступень не осуществит разгрузки. На трехобмоточных трансформаторах защита от перегрузки должна устанавливаться таким образом, чтобы она, во-первых, реагировала на перегрузку любой из трех обмоток и, во-вторых, обеспечивала защиту при работе трансформатора в режиме, когда одна из обмоток отключена. Руководствуясь этими соображениями, на трехобмоточных трансформаторах с одинаковой мощностью обмоток и односторонним питанием перегрузочную защиту устанавливают только на питающей обмотке. При неравной мощности обмоток или двусторонним и трехсторонним питанием трансформаторов защиту следует ставить на всех обмотках.

Газовая защита

а) принцип действия и устройство газового реле

Газовая защита получила широкое распространение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. Повреждения трансформатора, возникающие внутри его кожуха, сопровождаются электрической дугой или нагревом деталей, что приводит к разложению масла и изоляционных материалов и образования летучих газов. Будучи легче масла, газы поднимаются в расширитель, который является самой высокой частью трансформатора и имеет сообщение с атмосферой (Рисунок 1.1.)

При интенсивном газообразовании, имеющем место при значительных повреждениях, бурно расширяющиеся газы создают сильное давление, под влиянием которого масло в кожухе трансформатора приходит в движение, перемещаясь в сторону расширителя.

Таким образом, образование газов в кожухе трансформатора и движение масла в сторону расширителя могут служить признаком повреждения внутри трансформатора. Эти признаки используются для выполнения специальной защиты при помощи газовых реле, реагирующих на появление газа и движения масла. Газовое реле устанавливается в трубе, соединяющей кожух трансформатора с расширителем так, чтобы через него проходили газ и поток масла, устремляющиеся в расширитель при повреждениях в трансформаторе.

Конструкции газовых реле имеют три разновидности, различающиеся принципом исполнения реагирующих элементов. Первоначально применялись реле с реагирующим элементом в виде поплавка, затем появились реле, у которых реагирующим элементом служит лопасть, в последнее время применяются реле с реагирующим элементом имеющим вид чашки.

Рисунок 1.1 - Установка газового реле на трансформаторе:

1-ввод высокого напряжения; 2-ввод низкого напряжения;3-бак трансформатора; 4-бак расширитель; 5-место установки газового реле. б) требования к монтажу защиты.

На трансформаторах, снабжённых газовым реле, бак трансформатора должен устанавливаться наклонно, так, чтобы край трансформатора, связанный с расширителем, и сама труба к расширителю имели подъём на 1,6-2%. Этим обеспечивается беспрепятственный проход газов в расширитель при повреждениях и предотвращается возможность скопления пузырьков воздуха под крышкой кожуха трансформатора, которое может повлечь за собой ложное действие защиты.

На открытых подстанциях следует обеспечить надёжную защиту выводов на крышке газовых реле от попадания на них влаги.

в) оценка газовой защиты.

Основными достоинствами газовой защиты являются: простота её устройства, высокая чувствительность, малое время действия при значительных повреждениях, действие на сигнал или отключение в зависимости от размеров повреждения.

Газовая защита является наиболее чувствительной защитой трансформатора от повреждений его обмоток и особенно при витковых замыканиях, на которые дифференциальная защита реагирует только при замыканиях большого числа витков, а максимальная защита и отсечка не реагируют совсем. В настоящее время все трансформаторы мощностью 1000 кВА и выше поставляются с газовой защитой.

После ремонта трансформатора, доливки масла, а также при включении в работу нового трансформатора газовая защита должна включатся (2-3 дня) только на сигнал. В противном случае выделяющийся из масла воздух может вызвать ложное отключение трансформатора.

Газовая защита - единственная защита, реагирующая на утечку масла из бака трансформатора. При утечке масла опускается нижний поплавок, защита срабатывает и отключает трансформатор от сети. Газовая защита не действует при к.з. на выводах трансформатора, поэтому она дополняется дифференциальной защитой.

2 ОПИСАНИЕ ЗАЩИТ И АВТОМАТИКИ УСТАНОВЛЕННЫХ НА ПОДСТАНЦИИ «МОНАСТЫРСКАЯ»

2.1 Защита и автоматика присоединений 110 кВ

Для защиты ВЛ 110 кВ Росляковская - Монастырская и Правобережная-2 -Монастырская, используются шкаф защит ШЭЛС 0113 производства ООО “АББ-Автоматизация” и панель защиты линии ПДЭ2802 производства ОАО “ЧЭАЗ”.

В качестве основной быстродействующей ВЧ защиты линий используется панель ПДЭ2802. Защита действует при всех видах коротких замыканий: при несимметричных КЗ - как направленная фильтровая ВЧ защита, при трехфазных КЗ - как направленная дистанционная защита с блокировкой при качаниях.

Резервная защита линий выполняется с помощью терминала REL511 производства ООО “АББ-Автоматизация”, установленного в шкафу ШЭЛС 0113.

Терминал REL511 выполняет функции защит:

- токовая отсечка;

- четырехступенчатая дистанционная защита;

- четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности токовая отсечка;

Кроме того, на втором терминале защиты выполнена логика управлением выключателя, с функциями:

- двойного АПВ с контролем синхронизма;

- УРОВ;

- включение и отключение выключателя 110 кВ через АСУ или через ключ управления;

- контроль цепей включения и отключения.

Основная и резервная защиты подключаются к различным ТТ для обеспечения резервирования при отказе одного из терминалов или разрыв токовых цепей защиты. Токовые цепи основной защиты имеют возможность переключения на обходной, при этом с помощью переключателя переключаются и входные, и выходные цепи на обходной.

Функции измерения и регистрации REL511:

- измерение напряжений (линейных, фазных, нулевой последовательности);

- измерение тока (фазных и нулевой последовательности);

- измерение мощности (активной, реактивной);

- осциллографирование;

- регистрация событий.

Терминал REL511 реализует управление выключателем через катушку включения и две катушки отключения. Питание терминала, соленоида включения и первого соленоида отключения, второго соленоида отключения осуществляется через различные автоматы постоянного оперативного тока. Автоматы установлены в шкафу защиты. Предусмотрено 2 различных пути прокладки кабелей от терминалов защит до шкафов управления выключателями.

2.2 Защита и автоматика трансформаторов мощностью 40 МВА

Для защиты трансформаторов напряжением 110/35/6 кВ мощностью 40 МВА предусматривается шкаф цифровых защит типа ШЭЗТ 2221.

Шкаф типа ШЭЗТ 2221 выполнен с использованием терминалов типа RET 521, SPAC 810, SPAU 341С.

В терминалах шкафа ШЭЗТ 2221 реализуются следующие функции:

- дифференциальная защита трансформатора с торможением (с действием на отключение);

- дифференциальная токовая отсечка трансформатора без торможения (для быстрого отключения при больших кратностях дифференциального тока);

- две максимальных токовых защиты стороны 110 кВ. Одна реализована в терминале типа RET 521, вторая в терминале типа SPAC 810 (с действием на отключение);

- максимальная токовая защита от перегрузки (с действием на сигнал);

- пуск системы охлаждения по току;

- контроль тока стороны 110 кВ для защиты от дуговых замыканий;

- реализация входов сигналов газовой защиты трансформатора (с действием на отключение и на сигнал);

-реализация входов сигналов газовой защиты устройства РПН (с действием на отключение);

- реализация входов технологических сигналов трансформатора от датчиков температуры, уровня масла трансформатора;

- прием сигналов отключения от ЗДЗ;

- устройство резервирования отказа выключателя трансформатора со стороны 110 кВ (УРОВ), действует на останов ВЧ передатчика ;

- автоматика и управление выключателем 110 кВ.

Дифференциальная защита трансформатора, газовая защита трансформатора и газовая защита РПН предусматриваются в качестве основных защит трансформатора, максимальная токовая защита на стороне 110 кВ - в качестве резервной, при переключении трансформатора на обходной выключатель, резервная защита осуществляется функциями терминала REL511, установленного в шкафу защиты обходного выключателя ШЭЛС 0113.

2.3 Защита шин 110 и 35 кВ

На ПС 110/35/6 кВ «Монастырская» предусматриваются дифференциальная защита шин 110 и 35 кВ, выполненные с использованием цифровых терминалов типа RED521. Защита шин 110 кВ выполнена с использованием типового шкафа защиты шин ШЭЗШ1222, в котором установлено три терминала защиты шин RED521, по одному на фазу. Для защиты шин 35 кВ устанавливается шкаф защит, включающий два терминала защиты шин RED521 на фазу A и на фазу С; в фазе B установка терминала не предусмотрена, т.к. однофазный ток короткого замыкания мал, а двухфазное короткое замыкание в любом случае вызовет увеличение тока в одной из защищаемых фаз. Терминалы имеют по две зоны защиты, которые пересекаются секционным выключателем.

Гибкая и настраиваемая логика терминала RED521 позволяет без переключения токовых цепей переводить нагрузку с одной секции шин 110 кВ на другую.

Терминалы RED521 имеют высокое быстродействие (до 10 мс), достаточную точность измерения и обеспечивают функцию обнаружения разрыва цепей между трансформаторами тока и терминалом.

2.4 Защита и автоматика присоединений 35 и 6 кВ

Защита, автоматика и управление присоединений 35 кВ подстанции, за исключением ВЛ 35 кВ, выполнены с применением устройств серии SPAC 810.

Защиты ВЛ 35 кВ выполнены на терминалах REL 501.

Устройство защиты ТН 6 кВ SPAC 810Н располагается в ячейке ТН К-59, защиты ТН 35 кВ установлено в ОПУ.

В SPAC810Н реализуется защита от пониженного напряжения, защита на появление 3U0 действующая на отключение вводного выключателя, а также контроль исправности ТН. Также в SPAC810Н встроена функция АЧР (4 ступени, 2 используются).

Для защиты и автоматики линий 35 кВ и ввода 6 кВ предусматривается использование комплектных устройств типа REL 501 и SPAC 810-В соответственно.

В SPAC 810-В реализуются функции защиты:

- трехступенчатая ненаправленная защита от междуфазных КЗ (МТЗ) с пуском по напряжению;

- токовая отсечка.

В REL 501 реализуются функции защиты:

- двухступенчатая направленная защита от междуфазных КЗ (МТЗ);

- токовая отсечка.

Функции управления SPAC 810-В (REL 501):

- оперативное включение и отключение выключателя;

- двукратное АПВ;

- отключение от АЧР с последующим АПВ(только для SPAC810);

- автоматическое ускорение второй ступени МТЗ при включении (только для SPAC810);

- устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ);

- блокировка действия защиты шин (защиты ввода) при пуске МТЗ (только для стороны 35 кВ).

Функции измерения и регистрации SPAC 810В (REL 501):

- измерение тока (фазных и нулевой последовательности);

-измерение мощности (активной и реактивной);

- измерение коэффициента мощности;

- осциллографирование;

- регистрация событий;

- определение места повреждения.

Для защиты секционного выключателя 35 кВ предусматривается комплектные устройства SPAC 810-С.

Функции управления SPAC 810-С:

- оперативное включение и отключение выключателя;

- автоматический ввод резерва;

- автоматическое ускорение второй ступени МТЗ при включении;

- устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ);

- логическая защита шин с блокировкой от пусковых органов МТЗ линий.

Для защиты вводов 35 кВ трансформаторов предусматриваются защиты с использованием комплектного устройства SPAC 810-В.

В SPAC 810-В реализуется ненаправленная защита от междуфазных КЗ (МТЗ) с пуском по напряжению и токовая отсечка.

Функции управления:

- оперативное включение и отключение выключателя;

- автоматическое повторное включение (АПВ);

- отключение от внешних устройств (защита трансформатора, защита от потери питания) с пуском АВР;

- автоматическое ускорение второй ступени МТЗ при включении;

- устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ).

АПВ ввода 35 кВ осуществляется при работе МТЗ или логической защиты шин. При отказе выключателя линий 35 кВ в REL 501 работает функция УРОВ и действует на отключение ввода или секционного выключателя. УРОВ секционного выключателя 35 кВ в SPAC 810-С действует на отключение вводов 35 кВ трансформатора, УРОВ ввода 35 (6) кВ - через ДЗТ 110 кВ (RET521) на отключение трансформатора.

Также предусмотрена защита минимального напряжения и защита трансформатора напряжения на устройстве SPAC810Н

В шкафах присоединений 6 кВ предусматривается защита от дуговых замыканий (ЗДЗ) на фототиристорах.

На трансформаторах собственных нужд мощностью 630 кВА предусматривается защита от замыканий на землю в сети 0,4 кВ, которая действует на отключение автомата 0,4 кВ, и защита на предохранителе, в качестве резервной, на стороне 6 кВ.

2.5 Автоматика, управление, измерения, сигнализация , учёт электроэнергии и регистрация аварийных режимов

Управление выключателями 110, 35 кВ и выключателями вводов и КРУН - 6 кВ осуществляется с панелей управления, расположенных в контуре управления ОПУ, и посредством АСУТП.

Управление главными ножами разъединителей 110 кВ с двигательными приводами типа МТ50 осуществляется постами управления, установленными в ящиках зажимов ЯЗ-60М (для разъединителей с трехфазным приводом) или из шкафов ШУР-2 (для разъединителей с пофазным приводом), и посредством АСУТП.

Управление заземляющими ножами разъединителей 110 кВ - ручное из шкафов приводов разъединителей типа НА31-80.

Управление разъединителями 35 кВ - ручное из шкафов приводов разъединителей.

Питание цепей оперативного тока осуществляется постоянным током 220В от аккумуляторной батареи АБ.

Измерение напряжения выполнено на шинах 110, 35 кВ и на стороне 6 кВ силового трансформатора (трансформатор напряжения установлен в шкафу К-59 КРУН 6 кВ), а также на шинах 0,4 кВ с.н. На шинах 110 кВ предусматриваются регистрирующие вольтметры.

В одной из фаз всех присоединений 110, 35 кВ, 6 кВ, а также на вводах ТСН предусмотрено измерение тока.

Для коммерческого учета активной и реактивной энергии на линиях 110 кВ и обходном выключателе 110 кВ предусмотрена установка счетчиков типа "АЛЬФА +" с цифровым интерфейсом RS 485. На линиях 35 кВ, силовых трансформаторах со стороны 110, 35 кВ, на стороне 0,4 кВ ТСН, в шкафах вводов КРУН 6 кВ предусмотрена установка счетчиков типа "АЛЬФА +" с цифровым интерфейсом RS 485 для технического учета.

На линиях 110, 35 кВ, обходном выключателе, трансформаторах со стороны 35 кВ предусмотрено измерение активной и реактивной мощности.

На подстанции предусмотрен следующий объем автоматики:

- релейная защита и противоаварийная автоматика;

- регулирование коэффициентов трансформации трансформаторов под нагрузкой;

- АВР на шинах 35 кВ;

- автоматика обогрева шкафов наружной установки и приводов выключателей 110 и 35 кВ. Управление обогревом осуществляется автоматически путем подачи сигналов по факту снижения температуры окружающего воздуха параллельно цепям ручного управления из шкафов с.н.

При возникновении пожарной опасности (срабатывании прибора пожарной сигнализации) предусмотрено автоматическое отключение систем вентиляции, электроотопления и сплит - систем ОПУ.

Измерительный комплекс средств учета электроэнергии представляет собой совокупность устройств одного присоединения, предназначенных для измерения и учета электроэнергии (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики электрической энергии, датчики импульсов, сумматоры и их линии связи) и соединенных между собой по установленной схеме.

Данные, предоставляемые системой сбора информации АСКУЭ для расчетного учета электроэнергии, подлежат Государственному метрологическому контролю и надзору. Достоверность предоставляемых данных должна обеспечиваться соответствием средств измерений требованиям Госстандарта, то есть применением:

- серийно выпускаемых измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, поставляемых с метрологическими характеристиками в соответствии с ГОСТ 7746-89Е и ГОСТ 1983-89Е;

- счетчиков и УСПД, имеющих сертификат об утверждении типа средств измерений.

Классы точности трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и электросчетчиков установлены "Правилами устройства электроустановок", "Типовыми техническими требованиями к средствам автоматизации контроля и учета электроэнергии и мощности" для АСКУЭ энергосистем", утвержденным РАО "ЕЭС России", и рекомендациями РД 153-34.0-11.209-99 и должны быть:

- для трансформаторов тока и напряжения для присоединения расчетных счетчиков не хуже 0,5;

- для расчетных счетчиков не хуже 0,5.

На ПС Монастырская в качестве осциллографа аварийных процессов предусматривается установка двух цифровых осциллографов АУРА - 128, по одному на каждую систему шин 110 кВ. В осциллограф вводятся следующие аналоговые величины:

- фазные напряжения и напряжение 3U0 стороны 110 кВ в количестве 9 шт;

- токи стороны 110 кВ в количестве 36 шт;

- ток нулевого вывода 110 кВ силовых трансформаторов в количестве 2 шт;

- фазные напряжения и напряжение 3U0 стороны 35 кВ в количестве 8 шт;

- токи стороны 35 кВ в количестве 28 шт;

- фазные напряжения и напряжение 3U0 стороны 6 кВ в количестве 8 шт;

- токи стороны 6 кВ в количестве 6 шт;

- фазные напряжения 0,4 кВ в количестве 6 шт;

- токи вводов стороны 0,4 кВ в количестве 6 шт;

- напряжение постоянного оперативного тока 2 шт.

Также в регистратор вводятся положения всех выключателей 110, 35, 6 кВ и положение секционного и вводных выключателей 0.4 кВ, общее количество 29 шт. Помимо положения всех выключателей в регистратор заводятся контакты цифровых защит подстанции. Т. к. цифровые защиты имеют собственный внутренний осциллограф, то контактов под внешний осциллограф не предусмотрено. В связи с этим необходимо переконфигурировать отдельные свободные контакты под осциллограф, в большинстве случаев были взяты по 2 контакта. Эти контакты были переконфигурированы на факт срабатывания защиты и отказ защиты.

3 ШКАФЫ ЗАЩИТ И УПРАВЛЕНИЯ ВЫКЛЮЧАТЕЛЕМ ДЛЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ 110(220) кВ ТИПА ШЭЛС 0113

3.1 Назначение

Шкафы типа ШЭЛС 0113 (далее шкафы) предназначены для выполнения дистанционной и токовой защит и управления выключателем линий напряжением 110(220) кВ.

В зависимости от исполнений шкафы могут содержать один или два комплекта.

Шкафы выполняются из следующих комплектов защит:

- Комплект защит линии с логикой связи (разрешающие сигналы);

- Комплект защит линии с логикой связи (блокирующий сигнал);

- Комплект защит линии, автоматики и управления выключателем типа LTB-145 (ВМТ-110);

- Комплект защит линии, автоматики и управления выключателем типа ВМТ-220.

Шкафы могут быть использованы в качестве устройства нижнего уровня АСУ ТП электростанции или подстанции.

3.2 Основные технические характеристики

Основные технические характеристики шкафов приведены в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1 - Технические характеристики шкафов

Параметр	Нормируемое значение
Номинальное напряжение переменного тока, UN	100 В
Номинальная частота переменного тока, fN	50 Гц
Исполнение по номинальному току, IN	1 или 5 А (определяется заказной спецификацией)
Напряжение оперативного постоянного тока, Uпит	110 или 220 В (определяется заказной спецификацией)
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150	УХЛ4

Характеристики электрической изоляции шкафов.

Показатели прочности и сопротивления изоляции в соответствии с ГОСТ Р 50514-93 (МЭК 60255-5) приведены в таблице 3.2.2.

Таблица 3.2.2 - Показатели прочности и сопротивления изоляции

Параметр	Нормируемое значение
Диэлектрическая прочность	2,0 кВ переменного тока, 1 мин
Сопротивление изоляции	Не менее 10 МОм при 500 В постоянного тока
Ток утечки в холодном состоянии	Не более 10 мА
Импульсная прочность изоляции	5 кВ; 1,2/50 мкс; 0,5 Дж

Устройства шкафов не должны ложно срабатывать при снятии и подаче постоянного оперативного тока, а также при однократных перерывах питания с последующим его восстановлением.

Время готовности терминалов после подачи напряжения оперативного питания не превышает 100 с.

Устройства шкафов сохраняют работоспособность при перерывах питания оперативным постоянным током на время до 0,4 с.

3.3 Конструкция и принцип действия

Шкафы представляют собой металлоконструкцию с размещенными на ней элементами схемы. Шкафы предназначены для двухстороннего обслуживания. На передней двери шкафов расположены аппараты оперативного управления и сигнальные элементы. Терминалы расположены на плите за передней дверью. Для контроля состояния сигнальных элементов терминалов на передней двери шкафов предусмотрено окно. С задней стороны шкафов расположены ряды зажимов, доступ к которым возможен при открытой задней двери. Ряды зажимов выполнены индивидуально для каждого комплекта и располагаются на левой или правой боковинах.

Металлоконструкция шкафов должна быть надежно заземлена. Внутри шкафов предусмотрена заземляющая пластина, к которой крепится шлейф заземления длиной 250-300 мм.

Свободный конец шлейфа должен быть присоединен к контуру заземления объекта с помощью винта.

Подвод кабелей предусмотрен снизу через отверстия в днище шкафов. Присоединение шкафов к внешним цепям осуществляется на рядах зажимов, которые устанавливаются вертикально и расположены с задней стороны шкафов. Для шкафов, состоящих из одного комплекта защит, ряды зажимов располагаются на левой боковине. Для шкафов, состоящих из двух комплектов защит, ряды зажимов располагаются на обеих боковинах. Ряды контактных наборных зажимов предназначены для присоединения одного или двух медных проводников с суммарным сечением до 6 мм2 включительно с помощью винта М4. Контактные соединения шкафов соответствуют 2 классу по ГОСТ 10434. Ряды зажимов шкафов выполнены с учетом требований «Правил устройства электроустановок», раздел III-4-15.

В зависимости от исполнения шкафы состоят из одного или двух комплектов. Каждый комплект выполнен с использованием микропроцессорного устройства автоматики и управления (терминала) типа REL 511RU1. Комплекты имеют возможность независимого обслуживания.

Комплект защит линии с логикой связи (разрешающие сигналы) и комплект защит линии с логикой связи (блокирующие сигналы) выполняют следующие функции.

- Дистанционная защита (ДЗ). Для целей защиты используются три зоны ДЗ.

Предусмотрены блокировка при неисправностях цепей переменного напряжения и блокировка при качаниях. Срабатывание ДЗ разрешается, если годограф Z находится в зоне срабатывания функции общего критерия повреждения.

- Четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности (ТЗНП).

-Логика связи для ДЗ и ТЗНП с использованием разрешающих или блокирующего сигналов.

- Оперативное и автоматическое ускорение ДЗ и ТЗНП.

- Максимальная токовая отсечка (МТО) от близких междуфазных замыканий.

- Устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ).

- Регистратор анормальных режимов (аварийный осциллограф) и регистратор событий.

- Определитель места повреждения (ОМП).

В дополнение к перечисленным, комплект защит линии, автоматики и управления выключателем типа LTB-145 (ВМТ-110) и комплект защит линии:

- Логика связи (разрешающие сигналы).

- Автоматическое повторное включение (АПВ) линии и АПВ шин.

- Контроль синхронизма, контроль отсутствия напряжения на линии и/или на шине.

- Управление выключателем.

4 ТЕРМИНАЛ ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ (REL 511)

4.1 Краткая характеристика

* Функциональные возможности дистанционной защиты:

- одновременное измерение различных полных сопротивлений фаза-фаза и фаза-земля в цифровых органах измерения, отдельно для каждого типа повреждения и каждой дистанционной зоны для быстрого и надежного обнаружения повреждения;

- пять зон защиты с полностью независимыми уставками;

- отдельные и независимые органы измерения полного сопротивления для общего критерия повреждения с улучшенными характеристиками и логикой предпочтения фазы;

- логика схемы связи с логикой, учитывающей реверс тока и конца со слабым питанием;

- обнаружение качаний мощности;

* Дополнительные функциональные возможности, такие как:

- Функция МТЗ, тока и напряжения нулевой последовательности;

- УРОВ;

- Обнаружение неисправности цепей переменного напряжения и контроль цепей трансформатора тока;

- Быстрая передача дискретных сигналов между ячейками;

- Однофазное или многофазное отключение;

* Управление

- Команды управления;

- АПВ и контроль синхронизма с фазированием и контролем подачи напряжения;

* Мониторинг

- Регистратор событий;

- Регистратор анормальных режимов;

- Регистратор повреждений;

- Регистратор значений срабатывания;

- Индикация о состоянии всех входных и внутренних дискретных сигналов;

- Представление измеренных средних значений тока, напряжения, активной мощности, реактивной мощности и частоты линии с точностью до 0.25%;

* Выполнение измерений

- Логика счетчика импульсов;

* Варианты передачи данных на удаленный конец линии

- Мультиплексный, выделенный волоконный и гальванический канал;

- Позволяет передавать дискретные сигналы на удаленный конец линии;

- Контроль цепей связи;

* Последовательная связь

- SPA или IEC 870-5-103 порт (мониторинг);

- Порт LON (управление);

* Расширенные возможности конфигурации путем использования внутренних логических элементов, таймеров и конфигурируемых пользователем присоединений между различными функциями, дискретными входами и выходами;

* Несколько входных/выходных модулей, включая мА входной модуль измерения (для преобразователей);

* Расширенный инструментарий программного обеспечения для мониторинга, оценки и конфигурации пользователя терминала;

* Гибкое программное и аппаратное обеспечение;

* Выбранная конструкция процессора обеспечивает готовность, а также отличные возможности комбинирования различных функций без увеличения времени срабатывания;

* Цифровая фильтрация и технология измерения, обеспечивающая эффективность в условиях переходного процесса;

* Всесторонний местный интерфейс человек-машина (ИЧМ) на передней панели;

* Различные варианты выбора языка на местном ИЧМ;

* Расширенный самоконтроль с диагностикой повреждения.

5 ТЕРМИНАЛ ЗАЩИТЫ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (REL 501)

5.1 Особенности

*Открытая структура, расширенные возможности конфигурирования и улучшенное аппаратное обеспечение. Терминал спроектирован с учетом специфических требований российских пользователей.

* Терминал защиты линий электропередачи включает:

- Дистанционную защиту от междуфазных замыканий с общим критерием повреждения и пятью независимыми ступенями для отключения многофазных замыканий;

- Чувствительную защиту от замыканий на землю;

- Расширенную библиотеку базовых функций защиты, автоматики, блокировок и конфигурируемых логических схем.

* Четыре группы уставок для всех функций защиты и автоматики.

* Наличие блока сигнализации, включающего 18 программируемых светодиодов.

* Наличие регистратора анормальных режимов, обеспечивающего исчерпывающий отчет об анормальных режимах:

- память на 10 осциллограмм;

- емкость памяти - 60 секунд.

* Наличие функции определения места повреждения.

* Набор функций управления.

* Возможность использования нескольких протоколов связи (одновременно можно использовать три порта связи).

* Улучшенный самоконтроль и регистратор событий.

* Синхронизация времени с точностью 1 мс.

* Мощное специализированное программное обеспечение для контроля, мониторинга и конфигурирования пользователем.

5.2 Применение

Основное назначение терминала - защита, управление и мониторинг кабельных и воздушных линий электропередачи с изолированной или компенсированной нейтралью. Логика защиты предусматривает трехфазное отключение.

Терминал может использоваться также в качестве резервной защиты силовых трансформаторов, шин и т.д. Широкие возможности и гибкость в применении терминала позволяют использовать его как для новых, так и для реконструируемых объектов.

5.3 Конструкция

Тщательно отлаженное программное обеспечение, удовлетворяющее жестким требованиям АВВ в сфере проектирования, совместно с исчерпывающей функцией самоконтроля обеспечивает высокую надежность терминала в целом.

Терминал защищен стальным сварным корпусом, что наряду со специальными мерами, принятыми при проектировании, позволяет обеспечить высокие требования по электромагнитной совместимости.

Большая библиотека функций и гибкая аппаратная конструкция позволяют учесть специфические требования пользователя.

Последовательная связь с терминалом осуществляется через оптические порты связи, которые не восприимчивы к помехам во вторичных цепях.

6 ШКАФЫ ЗАЩИТЫ ШИН НАПРЯЖЕНИЕМ 110(220) кВ ТИПА ШЭЗШ 1222

6.1 Назначение

Шкафы типа ШЭЗШ 12ХХ (далее шкафы) предназначены для защиты ошиновок и сборных шин, выполненных в виде одиночной системы шин, одиночной секционированной системы шин, а также двойной системы шин, двойной системы шин с обходной напряжением 110 (220) кВ.

В зависимости от исполнений шкафы выполняются из одного или двух комплектов защиты шин (секции или ошиновки) или одного комплекта защиты шин и комплекта устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ).

Шкафы могут быть использованы в качестве устройства нижнего уровня АСУ ТП электростанции или подстанции.

6.2 Основные технические характеристики

Основные технические характеристики шкафов приведены в таблице 6.2.1.

Таблица 6.2.1 - Технические характеристики шкафов

Параметр	Нормируемое значение
Номинальное напряжение переменного тока, UN	100 В
Номинальная частота переменного тока, fN	50 Гц
Исполнение по номинальному току, IN	1 или 5 А (определяется заказной спецификацией)
Напряжение оперативного постоянного тока, Uпит	110 или 220 В (определяется заказной спецификацией)
Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150	УХЛ4

Характеристики электрической изоляции шкафов.

Показатели прочности и сопротивления изоляции в соответствии с ГОСТ Р 50514-93

(МЭК 60255-5) приведены в таблице 6.2.2.

Таблица 6.2.2 - Показатели прочности и сопротивления изоляции

Параметр	Нормируемое значение
Диэлектрическая прочность	2,0 кВ переменного тока, 1 мин
Сопротивление изоляции	Не менее 10 МОм при 500 В постоянного тока
Ток утечки в холодном состоянии	Не более 10 мА
Импульсная прочность изоляции	5 кВ; 1,2/50 мкс; 0,5 Дж

Устройства шкафов не срабатывают ложно при снятии и подаче постоянного оперативного тока, а также при однократных перерывах питания с последующим его восстановлением.

Время готовности терминалов после подачи напряжения оперативного питания не превышает 100 с.

Устройства шкафов сохраняют работоспособность при перерывах питания на время не более 0,4 с.

6.3 Конструкция и принцип действия

Шкафы представляют собой металлоконструкцию с размещенными на ней элементами схемы. Шкафы предназначены для двухстороннего обслуживания. На передней двери шкафов расположены аппараты оперативного управления и сигнальные элементы. Терминалы расположены на плите за передней дверью. С задней стороны шкафов расположены ряды зажимов, доступ к которым возможен при открытой задней двери.

Металлоконструкция шкафов должна быть надежно заземлена. Внутри шкафов предусмотрена заземляющая пластина, к которой крепится шлейф заземления длиной 250-300 мм.

Свободный конец шлейфа должен быть присоединен к контуру заземления объекта с помощью винта .

Подвод кабелей предусмотрен снизу через отверстия в днище шкафов. Присоединение шкафов к внешним цепям осуществляется на рядах зажимов, которые устанавливаются вертикально и расположены с задней стороны шкафов.

Комплекты защиты шин изготовляются с использованием микропроцессорных устройств защиты и управления (терминалов) типа RED 521 RU.

Шкафы выполняют следующие функции:

-Дифференциальная защита шин с торможением и отстройкой от насыщения ТТ. Предусмотрена блокировка при обрыве цепей переменного тока. Конфигурация шин и число присоединений определяется типоисполнением шкафов.

-Прием сигналов отключения шин от устройств резервирования при отказе выключателя (УРОВ) присоединений.

7 ЦИФРОВОЙ ТЕРМИНАЛ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ (RED 521)

7.1 Общее

RED 521 представляет собой защитное устройство, обеспечивающее защиту шин при коротких замыканиях и замыканиях на землю. На первых этапах развития энергетики не было никакого специального устройства защиты шин. Защиты удаленного (противоположного) конца линии использовались в качестве основной защиты при повреждениях на шинах.

При увеличенной мощности короткого замыкания в сетях возникает необходимость установки специальных дифференциальных реле для защиты шин с тем, чтобы ограничить повреждение, вызываемое первичными токами повреждения. Кроме того, эта мера также вызвана необходимостью обеспечения стабильности, поскольку замедленное отключение при повреждениях на шине может привести к нарушению устойчивости энергосистемы, выпадению из синхронизма соседних генераторов, а также к полному развалу системы.