1. Выбор по номинальному напряжению по формуле (2.1).

2. Выбор по номинальному длительному току по формуле (2.2).

,

где – мощность трансформатора собственных нужд.

Паспортные данные трансформатора собственных нужд:

3. Выбор по номинальному току отключения по формуле (2.5).

4. Выбор по номинальной мощности отключения по формуле:

,

где – номинальная мощность отключения; – мощность КЗ.

Выбираем предохранитель на трансформатор собственных нужд типа ПКН11-10-5-31,5 УЗ, по таблице 23-18 [2].

3.1.4 Многофункциональный счетчик электрической энергии ЕВРО-Альфа

Техническим заданием предусмотрено установка многофункциональных электронных счётчиков ЕВРО- Альфа по учёту расхода электроэнергии.

Счетчик предназначен для учета активной и реактивной энергии и мощности в цепях переменного тока в многотарифном или однотарифном режимах, для использования в составе автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ), для передачи измерительных или вычислительных параметров на диспетчерский пункт по контролю, учету и распределению электрической энергии.

Счетчики ЕВРО-Альфа предназначены для применения на перетоках, генерации, высоковольтных подстанциях, в распределительных сетях и у промышленного потребителя. Технические характеристики счётчика указаны в таблице 3.10.

Таблица 3.10 Технические характеристики счётчика ЕВРО-Альфа

Пример записи счетчика EA02-RA-LX-P3-B-N-4:

EA – ЕвроАльфа; 02 – класс точности ( 02 – класс точности 0,2S, 05 – класс точности 0,5S); RA – измерение активной или активной и реактивной энергии (R – до 2-х величин, RA – до 2-х величин); LX – (LX – расширенная память для хранения данных графика электрической нагрузки, Т – режим многотарифности, L – многотарифность и хранение данных графика нигрузки); P3 – телеметрические выходы ( Р1 – плата с одним полупроводниковых реле, Р2 – плата с двумя группами по 2 полупроводниковых реле, Р3 – плата с тремя полупроводниковых реле, Р4 – плата с двумя группами по 4 полупроводниковых реле); B – цифровые интерфейсы (С – ИРПС «токовая петля», В – RS 485, S1 – RS 232); N – реле ( N – управление нагрузкой, F – переключение тарифов других счетчиков); 4 – число элементов (3 – двухэлементный счетчик (3-х проводная линия), 4 – трехэлементный счетчик (4-х проводная линия)).

На ПС «Гежская» 110/6 кВ в систему АСКУЭ включаются расчетные счетчики и счётчики технического учёта, установленные:

- на вводах 6 кВ силовых трансформаторов -2 сч;

- на вводах 0,4 кВ трансформаторов собственных нужд -2 сч;

- на отходящих линиях 6 кВ -8 сч;

Данные по местам установки счетчиков, типам применяемых счётчиков, их связным номерам, данные трансформаторов тока и напряжения приведены в таблице 3.11 и соответствуют схеме установки приборов учёта электроэнергии на подстанции «Гежская», утверждённой Главным энергетиком ООО «УралОйл».

Таблица 3.11 Таблица счётчиков

3.2 Выводы по главе 3

Данная глава была посвящена выбору и проверке оборудования: силовых трансформаторов, питающих линии, разъединителей, выключателей, трансформаторов тока, предохранителей, КРУ.

На стороне 110 кВ приняли комплектную блочную трансформаторную подстанцию КТПБР-110/6 производства ЗАО «Высоковольтный союз» с трансформаторами мощностью 6,3 МВА укомплектованную элегазовыми выключателями ВГТ-110-40/2500, производства «Уралэлектротяжмаш».

ЗРУ-6 кВ выполнили в виде металлического сооружения КРПЗ-10, блоки КРПЗ-10 укомплектованы КРУ серии КУ-10ц. В ячейках КРУ установили вакуумные выключатели ВР-1 производства ОАО РЗВА, трансформаторы тока типа ТЛК.

Всё установленной на ПС оборудование выбрано по условиям длительного режима работы и проверено по условиям коротких замыканий. При этом для всех аппаратов производилось:

1. выбор по напряжению;

2. выбор по нагреву при длительных токах;

3. проверка на электродинамискую стойкость;

4. проверка на термическую стойкость.

Глава 4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

4.1 Анализ и выбор микропроцессорных средств защиты систем электроснабжения

В настоящее время большинство фирм производителей прекращают выпуск электромеханических реле и устройств и переходят на цифровую элементную базу.

Переход на новую элементную базу не приводит к изменению принципов релейной защиты и электроавтоматики, а только расширяет её функциональные возможности, упрощает эксплуатацию и снижает стоимость. Именно по этим причинам микропроцессорные реле очень быстро занимают место электромеханических и микроэлектронных.

Основными характеристиками микропроцессорных защит значительно выше микроэлектронных, а тем более электромеханических. Так, мощность, потребляемая от измерительных трансформаторов тока и напряжения, находится на уровне 0,1- 0,5 ВА, аппаратная погрешность в приделах 2-5 %, коэффициент возврата измерительных органов составляет 0,96-0,97.

Мировыми лидерами в производстве релейной защиты и автоматики являются европейские концерны ALSTOM, ABB и SIMENS. Общим является всё больший переход на цифровую технику. Цифровые защиты, выпускаемые этими фирмами, имеют высокую стоимость, которая впрочем, окупается их высокими техническими характеристиками и многофункциональностью.

Современные цифровые устройства РЗА интегрированы в рамках единого информационного комплекса функций релейной защиты, измерения, регулирования и управления электроустановкой. Такие устройства в структуре автоматизированной системы управления технологическим процессом энергетического объекта являются оконечными устройствами сбора информации. В интегрированных цифровых комплексах РЗА появляется возможность перехода к новым нетрадиционным измерительным преобразователям тока и напряжения – на основе оптоэлектронных датчиков, трансформаторов без ферромагнитных сердечников и т.д. Эти преобразователи технологичнее при производстве, обладают очень высокими метрологическими характеристиками, но имеют алую выходную мощность и непригодны для работы с традиционной аппаратурой.

Цифровые микропроцессорные комплексы РЗ являются интеллектуальными техническими средствами. Им присущи:

а) многофункциональность и малые размеры (одно цифровое измерительное реле заменяет десятки аналоговых);

б) дистанционные изменения и проверка уставок с пульта управления;

в) ускорение противоаварийных отключений и включений;

г) непрерывная самодиагностика и высокая надёжность;

д) регистрация и запоминание параметров аварийных режимов;

е) дистанционная передача оператору информации о состоянии и срабатываниях устройств РЗ;

ж) возможность вхождения в состав вышестоящих иерархических уровней автоматизированного управления;

з) отсутствие специального технического обслуживания – периодических проверок настройки и исправности.

В условиях конкуренции, фирмы часто выпускают рекламные проспекты на еще разрабатывающиеся устройства и, когда дело доходит до заказа, то выясняется, что ряд функций в этом устройстве еще не доработано или совсем не разработано. Хотя с другой стороны, жизнь не стоит на месте, и чтобы выжить, фирмы постоянно совершенствуют свои устройства, часто перехватывая, а то и "заимствуя" друг у друга новинки или удачные решения, и поэтому тяжело поспевать за их разработками. Плохо, если приобретешь такую промежуточную разработку, которая быстро снимается с производства, и потом в дальнейшем будут трудности с ремонтом, т.к. замена чипов или полных блоков не всегда возможна, потому что технология производства тоже не стоит на месте и изменяются конструктивы элементов и комплектующих.

Для выбора необходимых нам устройств защиты проведём сравнительный анализ разработок различных фирм производителей. В основном все подходы по функциональному признаку тесно переплетаются во всех разработках в сети 110-220 кВ. Основными характерными моментами являются:

1. не менее 5 зон дистанционной защиты от всех видов КЗ, с возможностью их блокирования при качаниях и при неисправности цепей напряжения;

2. возможность телеускорения в дистанционной защите, определенных ее зон (по выбору) с использованием различных (по выбору) схем связи, определенные схемы телеускорения могут иметь свой ВЧ канал также для телеускорения токовой направленной защиты нулевой последовательности от КЗ на землю;

3. возможность автоматического ускорения определенных ступеней дистанционной защиты при ручном включении и АПВ;

4. возможность ввода удлиненной зоны до АПВ;

5. наличие аварийных токовых защит, вводимых автоматически при неисправности цепей напряжения и блокировании дистанционной защиты;

6. наличие отдельных токовых защит вводимых автоматически на время опробования линии при ручном включении линии или АПВ;

7. наличие токовых защит, используемых как МТЗ для различных режимов, например: междуфазной токовой отсечки, защиты ошиновки ВЛ при полуторной схеме, резервных токовых защит линии, в том числе с различной степенью инверсности токозависимых по времени характеристик срабатывания;

8. наличие токовых защит нулевой последовательности с использованием направленности (по выбору), телеускорения и автоматического ускорения отдельных ступеней;

9. наличие токовых защит обратной последовательности, для работы при несимметричных КЗ, особенно за обмотками трансформаторов "звезда"/"треугольник";

10. функции УРОВ;

11. функции АПВ, включающие в себя ОАПВ, УТАПВ, ТАПВ, причем последние могут выполняться с контролями напряжений и контролем синхронизма;

12. функции определения места повреждения на линии;

13. функции регистрации аварийных параметров и сигналов;

14. контроль цепей тока и напряжения;

15. измерение рабочих значений токов, напряжения, мощности, частоты, в амплитудных и средних значениях;

16. контроль цепей отключения и включения выключателя;

17. контроль числа коммутаций выключателя, с регистрацией суммы токов отключения;

18. переключение наборов уставок (4 набора).

Подробнее рассмотрим защиты, которые в настоящее время производятся серийно и уже находятся в эксплуатации во многих странах мира. Это защиты SPAC801 фирмы «ABB » и защита Micom фирмы «ALSTOM » . Ввиду большого числа функций и возможных вариантов использования характеристик в терминалах, сравнение производится по основным из них. Второстепенные характеристики и параметры настройки следует смотреть в заводской (фирменной) документации на изделия. Сравнение будем вести по техническим и функциональным признакам. Сравнительная характеристика представлена в таблице 4.1