Внешнее электроснабжение промышленного района

На ОРУ 110 кВ непосредственно у трансформаторов напряжения и у выводов обмотки ВН трансформаторов устанавливаем ОПН-110/80-10(II)-УХЛ1.

На стороне НН, а именно у выводов трансформаторов напряжения для защиты шин устанавливаем ОПН-10/12-10(II)-УХЛ2.

5.9 Расчет заземляющего устройства подстанции

Все металлические части электроустановок, нормально не находящиеся под напряжением, но могущие оказаться под напряжением из-за повреждения изоляции, должны надежно соединяться с землей. Такое заземление называется защитным, так как его целью является защита обслуживающего персонала от опасных напряжений прикосновения. Заземление, предназначенное для создания нормальных условий работы аппарата или электроустановки, называется рабочим заземлением. Для защиты оборудования от повреждения ударом молнии применяется грозозащита с помощь разрядников, искровых промежутков, стержневых и тросовых молниеотводов, которые присоединяются к заземлителям. Такое заземление называется грозозащитным.

Обычно для выполнения всех трех типов заземления используют одно заземляющее устройство.

Проведем расчет заземляющего устройства для ОРУ-110 кВ. Расчет будем производить с учетом допустимого напряжения прикосновения [8, с. 514].

Определим расчетную длительность воздействия

с,

где - общее время отключения выключателя, = 0,08 с.

С учетом длительности воздействия, по /8/ находим наибольшее допустимое напряжение прикосновения

В реальных условиях удельное сопротивление грунта неодинаково по глубине. В расчетах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний толщиной h с удельным сопротивлением , нижний с удельным сопротивлением. Величины , , h определяются на основе замеров. По /8/ примем

= 500 Ом/м,

= 60 Ом/м,

h = 2 м.

Определим коэффициент прикосновения

где M - параметр, зависящий от отношения , М = 0,806 при

,

S - площадь, м²,

L_В - длина вертикальных заземлителей, L_В = 5м,

L_Г - суммарная длина всех горизонтальных заземлителей, определяется по плану подстанции, ,

а - расстояние между вертикальными заземлителями, а = 6,5 м,

- коэффициент, определяемый по сопротивлению тела и сопротивлению растекания тока от ступней

,

где = 1000 Ом, = 1,5.

Определим размеры подстанции по /8, с. 488/. Длинна ОРУ, м,

где а, б, в, г, к, л - размеры типового ОРУ выбранные по /8, с. 514/;

- расстояние от оборудования до забора;

- расстояние необходимое для размещения трансформатора напряжения и разрядника выбранное по /8, с. 511/.

Определим ширину ОРУ, м,

,

где - размер типового ОРУ выбранный по /8, с. 514/;

- количество ячеек;

- ширина дороги.

С учетом найденных размеров можем представить план заземления подстанций на рисунке 5.5

Рисунок 5.5 - План заземления подстанции

Итак,

Определяем напряжение на заземлителе

В,

Допустимое сопротивление заземляющего устройства можно определить по выражению, Ом,

,

где - ток, стекающий с заземлителя при однофазном коротком замыкании на землю.

Для дальнейшего расчета заменяется сложный действительный заземлитель подстанции на более простую квадратную расчетную модель. Замена производится из условия равенства площадей реального заземляющего устройства и его модели. Длина стороны модели определится из следующего выражения, м,

Определим число ячеек расчетной модели

,

принимаем m = 11.

Длина полос, м,

.

Длина сторон ячейки, м,

.

Число вертикальных заземлителей по периметру контура:

.

Общая длина вертикальных заземлителей, м,

.

Относительная глубина

,

0<0,075<0,1 ,

тогда

.

По таблице /8, с.600/ для условий

= 8,3 ,

= 1 ,

,

находим = 1,4, тогда

Омм.

Найдем общее сопротивление заземлителя, Ом,

.

Общее сопротивление заземлителя должно быть меньше допустимого

0,461 Ом 1,24 Ом.

Так как необходимое условие выполняется, то делаем вывод о пригодности заземляющего устройства.

Найдем напряжение прикосновения, В,

В,

Проверим по напряжению прикосновения

,

121 В 400 В.

5.10 Расчет грозозащиты подстанции

Грозозащита оборудования, установленного на ОРУ 110 кВ, выполняется путем установки молниеотводов на линейных и трансформаторных порталах. Причем на на ОРУ 110 кВ через три. Принимаем высоту молниеотвода 42 м.

Зона защиты из четырех молниеотводов показана на рисунке 5.10.

Рисунок 5.4 - Система из четырех молниеотводов

Найдем длину диагонали Д, м,

,

где а₁ - ширина двух ячеек, равная 9 · 2 = 18,0 м;

а₂ - расстояние между молниеотводами по длине ячейки, равное 40,5 м

.

Внутренняя часть зоны на высоте h_х системы из четырех молниеотводов будет защищена в том случае, если

,

где h - высота молниеотвода, м

h_x - высота защищаемого объекта, м

h_a=h - h_x - активная высота молниеотвода, м

р - коэффициент, зависящий от высоты молниеотвода, если h30 м, р=1;

Таким образом

, т.е.

32,2<108

Зона защиты одиночного стержневого молниеотвода представляет собой пространство вблизи молниеотвода, ограниченное поверхностью вращения, радиус которой на любой высоте рассчитывается, м,

.

Фактический радиус r_ф = 15 м

т. е. 13,9 м 15 .

Ширина зоны защиты

.

где i =1,2 - индексы, соответствующие разным сторонам прямоугольника, образованного молниеотводами.

,

.

6. Полный электрический расчет сети

Полный электрический расчет предполагает рассмотрение максимального, минимального и аварийного режимов. Максимальный режим соответствует состоянию сети с максимальными нагрузками, которые предложены в задании. Минимальный режим будем рассматривать как снижение потребляемой нагрузки ПС до 70 % от максимальных. Аварийный режим соответствует отключению одной цепи двухцепной линии 110 кВ, которая питает ПС и отключению одного из трансформатора на подстанции.

Для анализа состояния сети проведем расчет только максимального режима, приложение Б. При заданных нагрузках подстанций и выдаваемой ТЭЦ мощности режим по напряжениям в узлах не удовлетворительный, т.е имеются узлы с низкими значениями напряжения. Это относится к узлам 110 и 10 кВ. В общем, по сети, в узлах 110 кВ напряжение находится в допустимых пределах ±15 %. Длительные нагрузочные токи в линиях электропередачи не превышают допустимого значения.

Проведем оптимизацию режимов, которую будем осуществлять поддержанием желаемых уровней напряжения. Первоначально оптимизацию проводим в нагрузочных узлах 10 кВ. Желаемые уровни напряжения поддерживаем в пределах (1,05 - 1,08)?U_c.

Поддерживать уровень напряжения встречным регулированием с помощью устройства РПН удастся только на стороне 110 кВ.

Другой кардинальный способ регулирования напряжения это установка устройств компенсации реактивной мощности. Наиболее простым и дешевым устройством является батарея статических конденсаторов (БСК). Установка БСК в узлах 10 кВ позволит поддерживать уровни напряжения не только на стороне НН. Возможность не предавать часть реактивной мощности по линиям электропередачи за счет установки БСК, также влияет на поддержание уровней напряжения на стороне ВН.

Учитывая топологию сети, установка БСК на отдельных подстанциях приводит к поддержанию напряжения непосредственно на них же, а влияние на другие подстанции проявляется очень слабо.

Уровни напряжения во всех узлах находятся в допустимых пределах. Желаемые напряжения в узлах 110 и 10 кВ поддерживаются во всех режимах. Токи, протекающие по линиям электропередачи не превышают допустимых.

7. Микропроцессорная РЗ SPAC

Характеристика традиционных РЗ

В настоящее время определяющим исходным условием технического перевооружения устройств РЗА следует считать наличие в эксплуатации 35%, или 500 тыс. устаревших устройств, подлежащих реконструкции или замене. При этом их количество увеличивается с каждым годом, так как замена выработавших ресурс и устаревших устройств происходит в недостаточном объеме из-за ограниченных финансовых возможностей эксплуатирующих организаций.

Анализ статистических данных показывает величину количества случаев неправильной работы устройств РЗА из-за старения. Вместе с тем каких-либо отраслевых документов по вопросам реконструкции и замены устаревших устройств в настоящее время нет.

Ориентировочные оценки по выборочному обследованию ряда энергосистем показывают, что около 10% всех устройств эксплуатируется более 35 лет, 20% -- 25-30 лет, 50% -- 15 -- 25 лет и 20% -- менее 15 лет.

В среднем в настоящее время в энергосистемах в эксплуатации находится более 35% электромеханических устройств, которые эксплуатируются не менее 25 лет, превысив более чем в два раза средний срок службы 12 лет, установленный техническими условиями на электромеханические устройства и релейную аппаратуру. Как показывает опыт эксплуатации, фактический средний срок службы электромеханических устройств составляет примерно 25 лет. Это подтверждается, с частности, практически постоянным процентом правильной работы устройств РЗА в течение многих лет. Так взять, например, защиту трансформатора собственных нужд, системы шин 6-10 кВ, высоковольтные электродвигатели, кабельные линии 6-10 кВ релейная защита выполняется с помощью индукционных и электромагнитных реле, таких как РТ-40, РТ-80, РНТ-565 и др.

Для поддержание в работоспособном состоянии электромеханических устройств, проработавших 25 лет и более, обеспечивается за счет повышения затрат на их техническое обслуживание из-за необходимости проведения дополнительных регулировок, ремонта или замены отдельных реле и другой аппаратуры, контрольных и высокочастотных кабелей. По мере имеющихся возможностей производится и замена выработавших ресурс и устаревших устройств РЗА, аппаратуры ВЧ каналов, контрольных кабелей.

Вопрос замены устройств РЗА, выработавших срок службы, будет обостряться с каждым годом, если уже сейчас не начать их планомерную замену или реконструкцию. Тем более, что наблюдается рост доли случаев неправильной работы устройств из-за старения в общем количестве случаев неправильной работы, не связанных с действиями или ошибками эксплуатационного персонала, персонала проектных или наладочных организаций и с любыми внешними воздействиями.

Около 12 лет назад началось внедрение в эксплуатацию микроэлектронных и около пяти лет -- микропроцессорных устройств РЗА. Доля их пока еще невелика и составляет на начало 2000 г. около 1,2%.

Особенности внедрения МПРЗ

В технике РЗ произошла подлинная революция: на смену электромеханическим и статическим аналоговым реле пришли цифровые (микропроцессорные) реле -- терминалы управления и защиты электроустановок.

Основным направлением технического перевооружения устройств РЗА в энергетике должно являться внедрение микропроцессорных устройств, обладающих существенными преимуществами перед электромеханическими и микроэлектронными аналогами.

Однако из-за финансовых ограничений, высокой стоимости микропроцессорных устройств, особенно импортных, большого количества подлежащих замене устройств в течение ряда лет наряду с внедрением микропроцессорных устройств взамен устаревших нельзя будет исключить применение, для их замены или модернизации выпускаемых в настоящее время электромеханических и микроэлектронных устройств и аппаратуры.

Кроме того, опыт внедрения импортных микропроцессорных устройств РЗА показывает, что отличие в технической идеологии этих устройств от принятой в России, невысокое качество перевода технической документации, ошибки в тексте и схемах функций вызывают определенные трудности при их внедрении и требуют в ряде случаев внесения изменений в их конфигурацию.

Целесообразно на каждом предприятии иметь периодически пересматриваемый перечень подлежащих замене устройств РЗА в порядке очередности замены с учетом срока их эксплуатации, защищаемого оборудования, возможных последствий отказа или ложной работы, наличия отечественных микро электронных аналогов и др.

Внедрение микропроцессорных устройств РЗА требует как повышения квалификации релейного персонала, так и оснащения служб РЗА современными автоматизированными устройствами для их технического обслуживания.

Следует отметить, что внедрению микропроцессорных устройств должны предшествовать специальные испытания для оценки электромагнитной обстановки (ЭМО) на энергообъекте и проведения при необходимости мероприятий, обеспечивающих ее совместимость с уровнем помехозащищенности устройств. Необходимость таких испытаний вызывается тем, что до последнего времени при проектировании энергообъектов, в частности, их заземляющих устройств вопросы электромагнитной совместимости не учитывались.

Цифровые реле обладают многими новыми свойствами, в том числе непрерывной самодиагностикой, памятью, высокой точностью, малыми габаритами при больших функциональных возможностях.

Однако и для самых современных цифровых РЗ сохраняется необходимость выбора характеристик и параметров срабатывания, чтобы затем установить на реле соответствующие "уставки" по току, времени, напряжению и т.д. При этом сохраняются традиционные требования к РЗ:

- селективность, обеспечивающая отключение только поврежденной части электроустановки;

- быстродействие, не допускающее серьезных повреждений электрооборудования и обеспечивающее устойчивость параллельной работы синхронных электрических машин;

- надежность, предотвращающая излишние срабатывания РЗ -- например при неопасных перегрузках);

- чувствительность в основной и резервных зонах, обеспечивающая действие РЗ при любых коротких замыканиях, когда имеется необходимость отключения электроустановки.

Выбранные в результате расчетов характеристики и параметры срабатывания РЗ должны обеспечить выполнение этих требований. Однако очень часто эти требования вступают в противоречие друг с другом, как например, селективность и быстродействие, надежность несрабатывания при допустимых перегрузках и чувствительность при удаленных КЗ. Расчетчик уставок должен уметь находить разумный компромисс.

Преимущества цифровых реле

Для производителей изготовление цифровых реле значительно проще, чем аналоговых, особенно электромеханических, поскольку производство и контроль качества цифровых реле максимально автоматизированы. Для потребителей цифровые реле также привлекательны, так как обладают рядом уникальных достоинств. В первую очередь надо отметить уже упоминавшуюся непрерывную самодиагностику, которая обеспечивает высокую надежность срабатывания и несрабатывания этих реле и позволяет существенно сократить объемы и сроки периодических профилактических проверок защитных устройств.

Цифровые РЗ при умелом использовании их характеристик обеспечивают отключение КЗ более быстрое, чем это могут сделать электромеханические зашиты. Для электрических машин цифровые реле позволяют дополнительно осуществить так называемые "профилактические" защиты от опасных ненормальных режимов, предотвращающие возникновение КЗ. Вместе с высокой надежностью срабатывания эти возможности цифровых реле помогают снизить величину ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям и затраты на обслуживание и ремонт электрооборудования.

Цифровые реле, выполненные на компьютерной элементной базе, органично входят в современную цифровую АСУ электроустановок, как ее нижний уровень. Эти реле-терминалы обеспечивают не только защиту от КЗ и ненормальных режимов, но и управление коммутационными аппаратами, регистрацию параметров нормальных и аварийных режимов, учет электроэнергии, передачу данных на верхний уровень АСУ и прием приходящих команд.

Производство микропроцессорных устройств серии SPAC

Наиболее широкое распространение на энергопредприятиях России получила МПРЗ SPAC.

Элементная база устройств серии SPAC, в основном, состоит из высоконадежных компонентов ведущих западных фирм. Каждый используемый элемент проходит обязательный входной контроль. По каждой позиции комплектации, для обеспечения своевременных качественных поставок по минимальным ценам, обязательно наличие нескольких поставщиков.

Изделия собираются с применением двойной системы контроля:

- обычная - операции контроля по техпроцессу;

- дополнительная - каждая операция проверяется исполнителем последующей операции (в некоторых случаях - перекрестно) с указанием замечаний в сопроводительном листе.

Вся информация о производственном процессе и выявленных дефектах собирается и анализируется на основании листов сопровождения выполнения технологических операций. По результатам анализа принимаются меры по улучшению качества выполнения как отдельных операций, так и изделий в целом.

Автоматизирована пайка печатных блоков. Качество пайки электронных компонентов на печатных платах, обеспечивается с помощью автоматизированной, оснащенной компьютером, установки пайки "волной" фирмы "Seho" (Германия), Основные оптимальные параметры режима пайки - скорость подачи и температуру, в зависимости от плотности печатного монтажа, выбирает компьютер установки. При пайке используются расходные материалы (припой, безпромывочный флюс, защитная паста) производства фирмы "Multicore".

Одна из ключевых операций по выявлению качества применяемых компонентов, монтажа и сборки - 18-тичасовой термопрогон (+55°С) изделия. Операции наладки изделия осуществляются с применением устройства SPACONT, предназначенного для автоматизированного, без участия оператора, контроля всех основных параметров терминалов SPAC-800 в объеме приемо-сдаточных испытаний. В необходимых случаях применяются устройства для автоматизированного, без участия оператора, контроля исправности функциональных блоков терминалов SPAC-800 после их сборки, а так же для проведения испытаний опытных, вновь разрабатываемых терминалов.

Контроль производится с помощью программы тестирования, которая определяет в какой последовательности проводить тесты, с какими начениями сравнивать результаты измерений и какова логика оценки результатов сравнений, Устройство SPACONT, в сочетании с новой испытательной системой "Реле - Томограф - 41" и персональным компьютером, обеспечивают качественно новые возможности проверок характеристик нашей продукции - устройств релейной защиты и автоматики - как при проведении приемо-сдаточных испытаний, так и при выполнении операций калибровки и регулировки.

Управление выключателем и диагностика

Предусмотрено три режима управления выключателем: кнопками на лицевой панели устройства, внешними ключами управления и от АСУ. Выбор режима управления (внешними ключами или от АСУ) производится ключом "М/Д" или настройкой программируемых переключателей. Управление с лицевой панели может быть разрешено/запрещено из "меню" при задании уставок релейным персоналом.

Терминалы производят вычисления остаточного коммутационного и механического ресурса выключателя по известным заводским параметрам. Износ выключателя определяется для каждой фазы в отдельности по регистрируемым величинам токов аварийных режимов, остаточный ресурс выводится в % от нормируемого заводского ресурса. Ресурс выключателя задаётся в виде кривой с указанием нормируемого количества циклов отключений в диапазоне токов (10 диапазонов).

Производится постоянный контроль целостности цепей управления, а также дополнительно контролируются времена включения и отключения выключателя. Для элегазовых выключателей предусмотрены цепи сигнализации и блокирования действия выключателя при снижении давления элегаза, а также контроль цепей управления вторым электромагнитом отключения.

Индикация и регистрация

Устройство производит постоянный контроль целостности цепей управления, а также дополнительно контролируются времена включения и отключения выключателя. Для элегазовых выключателей предусмотрены цепи сигнализациии блокирования действия выключателя при снижении давления элегаза, а также контроль цепей управления вторым электромагнитом отключения. Индикация токов и напряжений производится в первичных величинах, для чего при задании уставок вводятся коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Реализованные в устройстве токовые защиты имеют расширенный диапазон уставок от 0,1I_ном. Также есть независимый высокочувствительный орган тока УРОВ.

В устройство включен аварийный осциллограф с возможностью записи 8 аналоговых (4 тока и 4 напряжения) и до 64 дискретных сигналов. Информация о событиях, аварийные значения токов, напряжений и осциллограммы имеют метку времени с полной датой. Устройства сохраняют сигнализацию, события, уставки и осциллограммы при потере питания.

Устройства могут применяться на объектах с переменным или выпрямленным оперативным током без резервирования. Устройство обеспечивает время готовности не более 0,3 с. Устройства позволяют реализовать защиту секции шин, для чего предусмотрены функции индивидуального УРОВ и "логическая защита шин". Такие меры позволяют отключать секцию при отказе выключателя или наличии на ней повреждения с временем действия не более 0,25 с. Устройства имеют низкое входное сопротивление входных дискретных цепей, благодаря чему обеспечивается сигнализация замыканий на землю в цепях оперативного тока общестанционной системой контроля изоляции, а также повышается надёжность работы приёмных цепей вследствие гарантированного пробоя оксидной плёнки на контактах промежуточных реле.

Вся информация об уставках, событиях, а также дополнительных параметрах выводится на 4-х строчный (по 16 символов в строке) ЖКИ дисплей с русским "меню". Сигнализация пуска, срабатывания ступеней защит и автоматики выводится на 16 свободно программируемых светодиодов. Сигнализация положения выключателя производится лампами красного и зелёного цвета, которые располагаются рядом с кнопками "Включить", "Отключить".

Индикация токов и напряжений производится в первичных величинах, для чего при задании уставок вводятся коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов тока и напряжения. Информация о событиях, аварийные значения токов и напряжений содержит метку времени с полной датой. Устройства сохраняют сигнализацию, события, уставки и осциллограммы при потере питания.

Интеграция в АСУ технологического процесса

Одним из недостатков устройств SPAC 800 было наличие всего одного порта связи, что создавало неудобства при обслуживании устройств. В новой серии предусмотрено до 3-х портов связи. Расширены возможности по интеграции устройств SPAC 810 в новые и существующие системы АСУ за счёт применения стандартного международного протокола обмена IEC 870-5-103 и традиционно используемого протокола SPA.

Конструктивное исполнение

Терминалы серии SPAC 800 выполнены в виде двухяpусной 19" кассеты европейского стандарта. Гибкая конфигурация по аппаратной части позволяет оптимизировать ценовые показатели для реализации систем РЗА на различных объектах. В минимальной конфигурации устройство выполняет все необходимые функции по управлению выключателем, функциям защит, сигнализации, автоматики. Для выполнения более сложных схем (вводной выключатель, секционный выключатель, мощные двигатели и т.п.) используются терминалы с большим количеством входных и выходных цепей и, соответственно, более сложные схемы в части автоматики, блокировок, управления.

Устройствами серии SPAC 800 защищаются присоединения секций собственных нужд. Ячейки трансформаторов 6/0,4 кВ оснащаются терминалами SPAC 801-111, защита двигателей выполняется с использованием терминалов SPAC 802. Защиту питательных насосов обеспечивают устройства SPAC 803 с использованием основной дифференциальной защиты и комплекта резервных защит. Защита и автоматика двухскоростных двигателей выполняется на устройствах SPAC 802-104. Для защиты рабочих и резервных вводов в дополнение к устройствам SPAC800 предусматриваются комплекты дистанционной защиты на базе терминалов REL511. Защита рабочих и резервных ТСН выполняется с использованием дифференциальных реле RET 316*4 и комплекта резервных зашит.

Основные достоинства МПРЗ серии SPAC:

- многофункциональность;

- местное и дистанционное управление.

Возможность интегрирования в систему управления верхнего уровня. Прием сигналов от внешних защит с последующим действием на отключение.

Назначение

Комплектные устройства защиты, управления и автоматики распределительных сетей серии SPAC 800 (терминалы) выполнены на микропроцессорной элементной базе и предназначены для защиты и автоматики присоединений комплектных распределительных устройств (КPУ). Терминалы выполняют функции местного или дистанционного управления, защиты, автоматики, измерения, сигнализации, а также необходимые блокировки. Фидерные терминалы являются интерфейсными устройствами нижнего уровня для построения системы управления энергообъектов (АСУ ТП). Терминалы входят в семейство SPACOM и совместимы с комплексной системой защиты и управления концерна АВВ.

Рисунок 1 - Вид сзади и расположение клемм на терминале SPAC 800

Индикация и регистрация

Терминалы осуществляют индикацию текущих и аварийных значений токов, уставок и сработавших каналов на цифровом дисплее и индикаторах.

В памяти сохраняются параметры пяти последних аварийных событий, позволяющие анализировать и оценивать повреждения, а также учитывать ресурс оборудования

Терминалы сохраняют сигнализацию при потере питания.

Общие технические характеристики терминалов

Напряжение оперативного постоянного или выпрямленного переменного тока	(88...242) В
Потребляемая мощность	не более 25 Вт
Потребляемая мощность по цепям переменного тока:	цепи МТЗ

Параметры соответствующие МЭК

Электрическое сопротивление изоляции	100 Мом при пост. напряжении 500 В
Испытательное напряжение между входными и выходными цепями и между цепями и корпусом:	для проверки сопротивления изоляции
импульсное испытательное напряжение	2000 В, 50 Гц, 1 мин

Климатические условия

Диапазон рабочей температуры	(-25...+55)°С
Диапазон температуры хранения	(-40...+70)°С
Влажность	95%
Масса устройства	не более 8,5 кг

Функциональная схема терминала SPAC 800

Измерительно-вычислительная функциональная часть терминала содержит измерительные преобразователи ИП (Чертёж - 4,рисунок - 1) -- вторичные (входные) измерительные трансформаторы фазных токов TAL и тока нулевой последовательности TALo, нагруженные на балластные резисторы R_б, и вычислительный модуль SPCJ 4D28, выполняющий функции программных устройств защитного отключения.

Логическая часть реализуется программным блоком управления L2210 (Чертёж - 4, рисунок - 2). Он формирует алгоритмы функционирования автоматики повторного включения выключателей АПВ и резервирования отказов их действия на отключение УРОВ, обеспечивает взаимодействие токовой защиты и АПВ, а именно ускорение ее действия УСК, до и после АПВ осуществляет самодиагностику терминала, выполняет функции управления выключателем внешними воздействиями, от ключа оператора, от АСУ и автоматики ограничений изменений режимных параметров.

Исполнительная часть представляет собой релейно-контактный блок выходов, цепи от контактов электромагнитных реле (герконов) которого выведены на штепсельные разъемы Х15-Х17. Обмотки реле подключаются к выходам блока управления логическими операциями И (DX2, DX5-DXN) с ключом SG1.8 готовности цепей управления. Цепи входных дискретных сигналов заведены на разъемы X18-X19 (Чертёж - 4, рисунок - 1).

К контактам разъема ХО проводятся вторичные токи первичных измерительных трансформаторов фазных токов и тока нулевой последовательности (на схеме не обозначены). К соответствующим контактам разъемов ХО подключены указанные вторичные (входные) измерительные преобразователи токов в напряжения.

Через макси-селектор max наибольшее по амплитуде напряжение на резисторах R_б, пропорциональное соответствующему фазному току, и напряжение, пропорциональное току нулевой последовательности, поступают в вычислительный модуль.

По соответствующим программам вычислительный модуль производит сравнение преобразованных АЦП (па схеме не обозначен) указанных напряжений с установленными значениями, определяемыми уставками токов срабатывания трехступенчатой токовой защиты ТЗ (программные измерительные реле максимального тока KAl-KА3) от междуфазных КЗ, двухступенчатой (реле КА5, КА6) -- от замыканий на землю и защиты (реле КА4) от несимметричных режимов работы и обрывов фаз.

Задержки срабатывания первых ступеней, выдержки времени второй ступени защиты от КЗ создаются таймерами микропроцессоров DT1, DT2, DT4, DT5, а обратнозависимых от токов выдержек времени третьей ступени защиты от КЗ и второй ступени защиты от однофазных замыканий на землю вычисляются но заданным аналитическим соотношениям: вычислительные операции условно обозначены на схеме элементами времени DТ3 и DT6.

Выходные сигналы SS1-SS3 и ТS1, TS2 (рис. 1) вычислительного модуля о срабатывании указанных защит поступают в блок управления (рис. 2). По цепям дискретных входных сигналов в блок управления поступают сигналы от фототиристорного датчика электродуговой защиты КРУ и газового реле защиты трансформатора, автоматической частотной разгрузки АЧР, ключа ввода в действие АПВ, команды от ключа управления включением РКВ и отключением РКО, сигналы от вспомогательных сигнальных контактов выключателя для релейного фиксирования его включенного РПВ и отключенного РПО состояний, сигнального контакта автоматического выключателя шин питания ШП, команды переключения управления выключателем с местного на дистанционное и сигнал запрета действия (блокировки).

Блок управления программными логическими операциями, зафиксированными в ПЗУ микроЭВМ и условно обозначенными на рис. 2 соответствующими логическими элементами, формирует сигналы управления выключателем, воздействующие на выходные герконы KLl.2, KLl.3, KL2.3 и KL2.4. Сигналы информации поступают на светодиоды VD1-VD8, четырехразрядный цифровой индикатор (на схеме не показан), электромагнитные реле дискретных выходных сигналов и на оптоэлектрический преобразователь (рис. 1) волоконно-оптической линии связи ВОЛС с вышестоящими уровнями АСУ.

Блок управления осуществляет автоматическое тестирование и самодиагностику терминала с выдачей сигналов о неисправностях.

Логические алгоритмы устанавливаются набором ключей SG1-SG4 (рис. 2), расположенных, как и ключи уставок SG1-SG10 программных измерительных реле, на передней панели терминала.

Воздействие на отключение выключателя выдается возбуждением геркона KL1.2 сигналом, формируемым логическими операциями DW1, DX1 (рис. 1), DW2-DW5 и -- операция ЗАПРЕТ (рис. 2). Через DW2 проходят сигнал ТS2 от первой (KА1) и второй (KА2) ступеней токовой защиты (цепь 2), сигналы от газовой зашиты (цепь 6) и цепи 10 внешнего отключения. При необходимости (ключ SG1.7) они запоминаются по обратной связи DW4 (для отключения с "защелкой"): память снимается кнопкой SB.

Сигналы отключения через DW5 также с запоминанием по обратной связи через (при отсутствии логической единицы в цепи 25 от РПО -- выключатель отключен) и операцию DX2 блока выходов, контролирующую готовность выходных цепей (ключ SG1.8), воздействуют на электромагнитное реле KL1.2 отключения.

Операциями DX1, DW3 и DW5 разрешается прохождение сигналов отключения SS1 (цепь 4):

- от второй (KА2) ступени токовой защиты с ускорением (с небольшой задержкой DT8) логической единицей цепи 13 инверсного выхода элемента памяти DS1 сигнала от РПО, снимающего ускорение через t_уск = 1 с после отключения выключателя -- логическая единица ключа SG1.2 цепи 18: ускорение вводится при включении выключателя от ключа управления (на случай его включения на КЗ);

- от ключа управления -- реле команды отключения РКО (цепь 1) при отсутствии логической единицы на инверсном входе от ключа "местное/дистанционное" управление;

- от противоаварийной автоматики (цепь 7 с ключом 5(71.5), в частности от АЧР (цепь 3);

- от фототиристорного датчика электродуговой защиты (цепь 8), проходящего через (цепь 9) на вход DW3 (при замкнутом SG1.6) при условиях срабатывания второй ступени (КА2) токовой защиты (единица SS1 в цепи 4 с инверсией DU1 (НЕ) и замкнутым SG3.2, -- операция DW7): логический нуль, обусловленный инверсией на входе DW7, снимает запрещающую единицу с инверсного входа ) при отсутствии логической единицы на инверсном выходе контакта X19 : 7 входного разъема (цепь 19, замкнут SG3.1); первое из указанных условий -- это пуск электродуговой защиты по току, а второе -- отсутствие ее блокировки внешним сигналом (и блокировки других защит -- инверсные входы элементов времени DT1-DT6).

При этом по цепи 9 через DW10 выдается сигнал (светодиод VD5) о действии электродуговой защиты; светодиод зажигается и при неисправности (пробое) фототиристориого датчика операцией DX3 (цепь 24, элемент времени DT14) при длительном (свыше 10 с) единичном сигнале в цепи 8 в нормальном режиме, когда сигнал SS1 от токовой защиты соответствует логическому нулю (на выходе DU1 и DW7 логическая единица); при этом через DW8, DT12, DW9 и ключ SG3.6 возбуждается выходное реле KL1.6 предупредительной сигнализации.

Третья (KA3) ступень токовой зашиты от междуфазных КЗ с обратно зависимой от тока выдержкой времени DT3 (сигнал ТS1, цепь 23) действует на сигнализацию о перегрузке и на отключение, возбуждая выходные электромагнитные реле KL1.6 -- через DW9 длительно или (ключ SG2.6) в течение импульсного сигнала формирователя F2, и соответственно KL2.3, при этом через DW13 возбуждается и реле KL1.7 общей сигнализации о срабатывании защит.

Вторая ступень (KА5, DT5) защиты от однофазных замыканий на землю (сигнал SS2, цепь 5) может действовать на отключение (в положении 1 ключа SG3.7) с дополнительной задержкой DT15, возбуждая выходное реле KL2.4, или на предупредительный сигнал: возбуждается репе KLl.6 и загорается светодиод VD4.

При отказе выключателя в действии на отключение КЗ формируется воздействие на отключение предыдущего неповрежденного присоединения УРОВ: возбуждается выходное электромагнитное реле KL1.4 через DW1, DT7 и ключ SG1.1 (цепь 17) или сигналом TS2 (цепь 2) первой и второй ступеней токовой защиты, или при введенном ускорении действия защиты (цепь 18), или при внешнем отключении (цепь 10, ключ SG1.3).

Автоматика повторного включения выключателя, отключенного защитой, АПВ или автоматической частотной разгрузкой -- частотное повторное включение ЧАПВ, действует при отсутствии сигнала ЗАПРЕТ (операция DX5) от DW6 (ИЛИ) на отключение от:

- первой ступени (KА1) токовой защиты (сигнал SS3 цепи 16);

- цепи 17 УРОВ;

- реле РКО команды на отключение ключом управления (цепь 1);

- газовой защиты трансформатора (цепь 6 при включенном SG2.4);

- электродуговой защиты (цепь 9 при включенном SG2.2);

- внешней противоаварийной автоматики (цепь 7 при включен ном SG2.1);

- цепи внешнего отключения (цепь 10 при включенном SG2.3).

Автоматическое повторное включение производится по сигналу Пуск, формируемому при несоответствии состояния выключателя -- отключен: логические единицы от РПО и положения ключа управления -- зафиксирована команда на включение выключателя. Сигнал Пуск формируется операцией DX8 при наличии логических единиц:

- на выходе элемента DS1 (цепь 13) в течение обозначенного на схеме времени (t_уск = 1 с) запоминания им логической единицы от сигнального контакта выключателя, поступающей при его отключении на РПО;

- от реле фиксации команды включения выключателя ключом управления РФК (цепь 21) -- сигнал готовности Гот;

- на выходе DWII от ключа управления АПВ (цепь 14) -- сигналразрешения Разр.

Ключом SG2.6 через DW11 может разрешаться повторное включение внешней противоаварийной автоматикой (цепь 7), в частности ключом SG2.5 -- автоматикой частотной разгрузки (цепь 3).

Программное реле AKS повторного включения двукратного действия. Второй цикл АПВ2 вводится ключом SG2.7. Повторные включения выключателя производятся с выдержками времени таймеров DT1 (АПВ1), DT2 (АПВ2) и DT3 (ЧАПВ) -- через DW12. Время готовности АПВ к новому действию 20 с.

Прохождение сигнала АПВ или (операция DW12) сигнала дистанционного управления включением (цепь 15) контролируется операцией DX6 наличия питания (цепь 11) и отсутствия на инверсном входе DX6 логической единицы от реле блокировки от многократных включений РБМВ выключателя. Формирователем F3 и операцией DX9 сигналов по цепям 21 (от РФК) и 25 (от РПО) возбуждается реле KL2.5 сигнализации об аварийном отключении выключателя в цикле АПВ.

Воздействие на включение выключателя выдается электромагнитным реле KL1.3, возбуждаемым на достаточное для включения время формирователем импульса F1 при готовности цепей управления (операция DX5 и включенный ключ SG1.8).

На схеме (рис. 2) показаны светодиоды VD1-VD8, расположенные на лицевой панели терминала, местной индикации и электромагнитные реле блока выходов, формирующие внешние (обозначенные на схеме) сигналы информации о функционировании терминала. Условно обозначен и программный контроль его исправности.

Применение

Терминалы применяются в схемах вторичной коммутации для использования в качестве основных и резервных защит энергообъектов напряжением 6 (10) кВ. Используются для защиты и автоматики кабельных и воздушных линий, трансформаторов малой и средней мощности, синхронных и асинхронных двигателей различной мощности, реакторов и других присоединений.

Один терминал заменяет большое количество электрических аппаратов (измерительные, сигнальные, выходные и другие электромеханические реле).

Область применения:

- электрические станции и подстанции;

- промышленные предприятия;

- предприятия нефтегазового комплекса;

- предприятия коммунального хозяйства и др.

Объекты применения:

- комплектные трансформаторные подстанции;

- ячейки КРУ 6 (10) кВ (в т.ч. и модернизируемые);

- камеры КСО 6 (10) кВ;

- распределительные устройства;

- низковольтные комплектные устройства и др.

Современные технологии SPAC-800. Уже хорошо известны специалистам и пользуются растущим спросом у ведущих отечественных энергетических и нефтегазовых компаний. В эксплуатации находится более 7 000 устройств SPAC 800 для сетей 6-35 кВ, а также около 1000 шкафов РЗА для сетей 110…750 кВ. Только за этот год предприятие выпустит более 2000 устройств SPAC 800 и более 300 шкафов со сложными защитами. Такой спрос свидетельствует о качестве выпускаемой продукции и наличии спроса на микропроцессорную (МП) технику.

Наиболее массовая продукция - терминалы защиты и управления SPAC 800 выпускаются уже более 7 лет. За эти годы потребители МП техники убедились в её преимуществах по сравнению с традиционной электромеханической техникой РЗА, несмотря на сравнительно высокие цены. Опыт показывает, что качественно проведённые работы по проектированию, наладке и соблюдение условий эксплуатации устройств являются гарантией надёжной и долговременной работы МП устройств SPAC 800.

Следует признать, что в целом отношение к МП технике положительное, о чём свидетельствует ряд решений РАО "ЕЭС России" по применению на вновь строящихся объектах новой техники взамен традиционных устройств РЗА. Конечно, первые годы эксплуатации выявили некоторые упущения и недоработки, которые в целом не испортили положительного впечатления от МП устройств РЗА. Актуальная потребность в МП устройствах РЗА привела скорее не к количественному, а качественному росту техники, что послужило толчком для коренной модернизации устройств SPAC 800, проводимой в настоящее время.

Безопасность и экологичность

Электрическая энергия является главной из всех видов энергии, которая используется во всех сферах производства. Причем с ростом уровня научно - технического прогресса она все более глубже проникает в жизнь человека, становясь не заменимой как в производстве, так и в быту. Поэтому жизнь без электрической энергии на сегодняшний день просто не мыслима.

Электрическая энергия является наиболее универсальным видом энергии. Она очень просто и экономично преобразуется в другие виды энергии - тепловую, механическую, световую и т.д. она находит значительное применение в устройствах автоматики, электроники, без которых немыслимы современные аппараты и технические сооружения.

Всё вызывает необходимость опережающих темпов развития энергетики и электрификации, непрерывного роста производства электроэнергии и тепла.

Главная задача данной работы является обеспечение непрерывной и высокого качества электроэнергии. В данном проекте рассматриваются следующие вопросы безопасности.

1 Идентификация и анализ опасных и вредных факторов условий и причин их проявления в электроустановках

Работы, выполняемые на подстанции, относятся к категории работ с повышенной опасностью, требующих больших физических и нервно-психических затрат в связи с повышенной ответственностью обслуживающего персонала за надежность электроснабжения и сохранность сложного и дорогостоящего оборудования. Кроме того, персонал, обслуживающий электроустановки, особенно ремонтный и оперативный (дежурный), в процессе осмотров, ремонтов и монтажа электрооборудования подвергается опасностям поражения электрическим током, падения с большой высоты, вредного воздействия электрических полей, электромагнитных излучений, различных химических веществ, неблагоприятных климатических условий и др.

Самым опасным фактором, связанным с опасностью поражения электрическим током является то, что наличие напряжения на токоведущих частях не обнаруживается органами чувств человека на расстоянии без применения специальных приборов.

Территория ОРУ-110 кВ согласно ПУЭ относится к категории особо опасных территорий из-за наличия двух условий повышенной опасности это: первое - наличие земляных (токопроводящих) полов на территории распределительного устройства; второе - возможность одновременного прикосновения человека к имеющим соединение с землей металлоконструкциям зданий, механизмам, с одной стороны и к металлическим корпусам электрооборудования - с другой.

Электропитание подстанции осуществляется переменным током частотой 50 Гц, по линиям 110 и 10 кВ. Электрические сети напряжением 110 кВ и выше выполняются только с глухозаземленными нейтралями. Сеть напряжением 10 кВ с изолированной или компенсированной нейтралями, данные сети являются более опасными в отношении поражения электрическим током.

Опасная зона, обусловленная радиусом воздушного промежутка вокруг токоведущих частей находящихся под напряжением, согласно Правилам техники безопасности (ПТБ) /22/ регламентируется в зависимости от класса напряжения следующими допустимыми расстояниями (таблица 1).

При несоблюдении указанных расстояний возникнет опасность поражения электрическим током, электрическая дуга может пробить оставшийся промежуток и это послужит либо причиной аварии и неисправностью электрооборудования, либо, если допустимое расстояние человек нарушил частью тела, это будет причиной его травмирования или смерти.

Таблица 1 - Допустимые расстояния до токоведущих частей, находящихся под напряжением

В метрах

Напряжение, кВ	Расстояние от людей и применяемых ими инструментов и приспособлений, от временных ограждений	Расстояние от механизмов и грузоподъемных машин в рабочем и транспортном положении, от стропов, грузозахватных приспособлений и грузов
До 1	На ВЛ	0,6	1,0
	В остальных электроустановках	Не нормируется (без прикосновения)	1,0
10	0,6	1,0
110	1,0	1,5

Исход поражения в таких случаях зависит от различных факторов. Причиной поражения человека может оказаться также нарушение расстояния до токоведущих частей от механизмов и грузоподъемных машин.

Факторами, усугубляющими исход электропоражения являются: продолжительность воздействия тока на тело человека (по мере увеличения времени воздействия повышается степень тяжести травмы и риск летального исхода); повышенная температура окружающей среды, влажность воздуха, сырые полы в помещении; играет значительную роль фактор внезапности действия тока; индивидуальные свойства человека, квалификация человека также сказывается на результатах воздействия тока, опыт и умение правильно оценить степень возникшей опасности и применить рациональные приемы освобождения себя от действия тока часто оказываются решающими аргументами, опытный электротехник быстрее сориентируется в ситуации и сможет свести опасность поражения к минимуму или устранить ее заблаговременно.

Повышенной восприимчивостью к электрическому току обладают лица, страдающие рядом заболеваний, в первую очередь болезнями кожи, сердечнососудистой системы, органов внутренней секреции, легких, нервными болезнями и др. В связи с этим Правила техники безопасности предусматривают обязательное медицинское освидетельствование персонала, обслуживающего действующие электроустановки, как при поступлении на работу, так и периодически 1 раз в 2 года.

Электрический ток, проходя через организм человека, производит термическое, электролитическое и биологическое действия:

- термическое действие тока проявляется в ожогах отдельных участков тела, нагреве до высокой температуры кровеносных сосудов, нервов, сердца, мозга и других органов, что вызывает в них серьезные функциональные расстройства.

- электролитическое действие тока выражается в разложении органической жидкости, в том числе и крови, что вызывает в них серьезные функциональные расстройства.

- биологическое действие тока проявляется в раздражении и возбуждении живых тканей организма, а также в нарушении внутренних биоэлектрических процессов, протекающих в нормально действующем организме и теснейшим образом связанных с его жизненными функциями.

Кроме того, при поражении электрическим током он вызывает следующие электрические травмы:

- металлизация кожи - проникновение в верхние слои кожи мельчайших частичек металла, расплавившегося под действием электрической дуги.

- электрические знаки, представляют собой резко очерненные пятна серого или бледно-желтого цвета на поверхности тела человека, подвергшегося действию электрического тока. Обычно знаки имеют круглую или овальную форму и размеры 1 - 5 мм с углублением в центре.

- электроофгальмия - это поражение глаз вследствие воздействия ультрафиолетового излучения электрической дуги или ожогов.

- электрический шок - своеобразная тяжелая нервно рефлекторная реакция организма в ответ на чрезмерное раздражение электрическим током, сопровождающаяся глубокими расстройствами кровообращения, дыхания, обмена веществ и тому подобное. Шоковое состояние длится от нескольких десятков минут до суток.

Основными условиями поражения электрическим током в электроустановках являются:

- доступ к открытым токоведущим частям (нарушение изоляции, отсутствие ограждения) и приближение на опасное расстояние;

- случайное появление напряжения на металлических корпусах и кожухах электрооборудования (нарушение изоляции);

- случайное появление силового напряжения (в результате короткого замыкания на землю);

- случайное появление напряжения на отключенных токоведущих частях (в следствии ошибочных действий персонала, обратной трансформации, остаточных емкостных токов).

Причины поражения можно разделить на:

- технические причины (проектные), ошибки при проектировании и конструировании;

- технологические причины - связаны с нарушением технологии эксплуатации;

- санитарно-технические причины;

- организационно-технические - неправильная организация работы, неквалифицированное обучение;

- психологические причины - несовместимости человека и машины, несовместимости членов бригады.

Согласно ГОСТ 12.1.038 - 83 ССБТ наибольшие предельно допустимые уровни напряжения прикосновения и тока, продолжительность их воздействия на организм человека составляют:

- в нормальном режиме напряжение прикосновения U_пр = 2 в, I = 0,3 мА;

- в аварийном режиме - в соответствии с таблицей 2.

Таблица 2 - Предельно допустимые уровни напряжения прикосновения в аварийном режиме

Продолжительность воздействия тока тв , с	0,1	0,2	0,5	0,7	1,0	3,0
Наибольшее допустимое напряжение прикосновении Uпр , В	500	400	200	130	100	65

2 Защитные меры и средства, обеспечивающие недоступность токоведущих частей под напряжением

Для предупреждения случайного приближения человека, машин и механизмов на опасные расстояния к открытым токоведущим частям при проектировании подстанции выполняются мероприятия:

Безопасная планировка и компоновка электрооборудования, которая обеспечивает безопасность проходов, проездов, рабочих площадок на территориях и в помещениях подстанции; это выполняется по типовым проектам и государственным стандартам, (ПУЭ, СНиП) /чертёж 4/.

Ограждения и изоляция открытых токоведущих частей под напряжением, их расположение на недоступной и безопасной высоте. Внешнее ограждение подстанции, для предотвращения попадания посторонних лиц, выполнено железобетонными плитами высотой 2,3 м. Кроме внешнего ограждения территории подстанции, предусмотрены внутренние ограждения территорий ОРУ (высотой 1,6 м), а также в целях безопасности выполнения работ используются ограждения рабочего места и вывешиваются предупредительные плакаты.

На входных воротах (выездах с подстанции), установлены системы оптической электронной сигнализации, оповещающая персонал о проникновении на территорию. Кроме того, предусмотрены механические и электрические замки на всех воротах и калитках. На дверях зданий и помещений установлены устройства, автоматически отключающие напряжение при вскрытии опасных зон и проникновении в них человека.

3 Средства и меры безопасности при случайном появлении напряжения на металлических корпусах электрооборудования и шагового напряжения

С целью предупреждения вероятности случайного появления напряжения на металлических нетоковедущих частях, корпусах, кожухах электрооборудования и шагового напряжения, а также для снижения степени поражения электрическим током применяются:

Рисунок 1 - Контурное заземление:

а - график распределения напряжения прикосновения и напряжения шага в продольном направлении; б - план размещения заземлителей; в - график распределения напряжения прикосновения и напряжения шага в поперечном направлении.

- защитное заземление, расчет приведен в разделе 5. Заземляются металлические корпуса трансформаторов, приводов разъединителей и выключателей, фундаменты на которых устанавливается электрооборудование и др.;

- релейная защита, которая установлена на автотрансформаторах данной подстанции, в частности (дифференциальная защита, максимальная токовая защита с пуском минимального напряжения направленная, токовая защита нулевой последовательности), расчет данных защит представлен в разделе 6, которая срабатывает при различных видах короткого замыкания и перегрузках;