Усиление надёжности схемы электроснабжения ПС "Северная"

9.3Микропроцессорное устройство автоматической частотной разгрузки "Сириус-АЧР"

Устройство "Сириус-АЧР" предназначено для формирования сигналов отключения фидеров при падении частоты в системе ниже предельно допустимой, а также последующего включения отключившихся фидеров после ликвидации аварии и повышения частоты.

Устройство имеет три очереди АЧР, в каждой из которых предусмотрены две категории - АЧР-I и АЧР-II, работающие на одно общее выходное реле (совмещенная АЧР-II). Для обратного включения отключенной нагрузки после восстановления частоты в каждой очереди предусмотрено своё ЧАПВ. Частота возврата ступени АЧР-II задается отдельной уставкой.

9.3.1 Основные технические данные

Количество групп каналов (очередей) АЧР-I - АЧР-II - ЧАПВ 3;

Диапазон частот установок по частоте5-51 Гц;

Диапазон установок по времени АЧР (категория АЧР-I) 0,1-99,9 с;

(категория АЧР-II) 0,1-99,9 с;

Диапазон установок по входному линейному напряжению20-100 В;

Диапазон установок по времени ЧАПВ0,2-99,9 с.

9.3.2 Работа и устройство изделия

Устройство имеет два режима работы - импульсный и непрерывный. При импульсном режиме выходные сигналы формируются отдельными выходными реле для АЧР и ЧАПВ каждой очереди, а при непрерывном - сигнал АЧР удерживается до срабатывания ЧАПВ, то есть снятие сигнала АЧР и есть наличие команды на ЧАПВ выключателей (выходные реле ЧАПВ при этом совсем не используется).

Устройство имеет два входных канала измерения частоты - основной и контрольный, предназначенный для предотвращения ложных срабатываний. Установка контрольного канала по частоте обычно задается выше основного, и без получения от нее разрешающего сигнала каналы АЧР не срабатывают. Контрольный канал имеет свои независимые органы измерения напряжения и частоты, аналогичные основному каналу. Особенностью устройства является функция автоматического переключения вышедшего из строя канала измерения напряжения и частоты с поврежденного на работающий с выдачей сигнала неисправности. Время выявления такой ситуации и переключения составляет 10 с, в течение этого времени функции АЧР и ЧАПВ в устройстве блокируются.

Устройство имеет на передней панели переключатель выбора основной секции, по которой осуществляется измерение частоты (с контролем напряжения). При этом функцию контрольной секции выполняет второй вход устройства. При переключении переключателя секции меняются местами.

В обычном режиме работы на подсвеченном дисплее высвечивается измеренное значение частоты в сети, а также текущие время и дата. Вся информация о текущем состоянии очередей и их срабатывании отображается на светодиодах. В случае появления неисправностей, кроме общего светодиода "Неисправность", на экране выводится подробная расшифровка причины.

Устройство имеет режим "Установки", в котором можно просмотреть ранее введенные установки и, при необходимости, их изменить. Корректировка установок разрешена только при вводе пароля. Предусмотрено две группы установок, переключающиеся по внешнему сигналу. Ввод установок в работу происходит только всей группой одновременно, что позволяет изменять установки на работающем и следящем устройстве.

Устройство имеет режим "Контроль", в котором можно посмотреть все измеряемые величины: входные частоты по обоим входам, входные напряжения по обоим входам, текущие время и дату, положение тумблеров управления и состояние дискретных входов.

В устройстве имеется возможность задать блокировку работы ступеней АЧР-I при превышении скорости изменения частоты выше значения уставки (защита от срабатывания АЧР при отключении ввода и подпитки секции от останавливающихся двигателей).

По линии связи можно в любой момент запросить текущее состояние устройства - что в данный момент сработало, считать и изменить уставки устройства, запросить текущие входные параметры - частоту и напряжения обоих входных каналов. Линия связи имеет два интерфейса - RS232C на передней панели устройства для непосредственного подключения к компьютеру и RS485 или токовая петля - для работы в составе локальной многоточечной сети связи на подстанции. Скорость передачи по линии связи задается установкой.

Для оперативной проверки непосредственно на объекте в устройстве предусмотрен встроенный цифровой генератор частоты с выходом на внешний эталонный частотомер. Генератор подключается к частотным входам устройства внутри схемы устройства в специальном тестовом режиме. С помощью тестового режима можно проверить все уставки по частоте устройства, время срабатывания ступеней, а также убедиться в правильности измерения частоты с помощью внешнего частотомера.

Устройство питается от сети постоянного или переменного оперативного тока напряжением 220 В. Предусмотрена возможность работы устройства с сигналами как постоянного, так и переменного тока. Устройство выполнено в стальном корпусе и имеет заднее присоединение. Рабочий температурный диапазон - от -20 до +55°С.

Подключение устройства осуществляется с помощью клеммных соединителей, установленных на задней панели устройства. В качестве соединителей выходных реле и входных оптронов блока применены разъемные клеммные блоки, позволяющие сохранять проводной монтаж при замене устройства, а также выполнять его еще до установки устройства на панель.

10. Релейная защита понижающих трансформаторов

Согласно ПУЭ на трансформаторах должны быть предусмотрены следующие защиты:

Газовая;

Дифференциальная;

Максимальная токовая защита;

Защита от перегрузки;

Защита от понижения уровня масла.

10.1 Защита трансформаторов от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах

Для защиты от повреждений в обмотках и на выводах должны быть предусмотрены следующие виды защит.

Продольная дифференциальная защита на трансформаторах, или токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

В данном случае предусмотрена продольная дифференциальная защита.

10.2 Продольная дифференциальная защита с реле типа ДЗТ-11

Первичные токи для всех обмоток защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности:

Первичный номинальный ток со стороны ВН трансформатора,

 (10.1)

 (10.2)

Первичный номинальный ток со стороны НН трансформатора,

Выбор типа трансформатора тока, их коэффициенты трансформации и схемы соединений для всех сторон защищаемого трансформатора. Коэффициенты трансформации целесообразно выбирать такими, чтобы вторичные токи в плечах не превышали 5А.

Выбираем трансформатор тока с коэффициентом трансформации:

 (10.3)

где  - вторичный ток трансформатора тока.

для трансформатора тока, соединенных в треугольник.

принимаем

где для трансформаторов тока, соединенных в неполную звезду.

принимаем

Трансформаторы выбираем типа ТГФ-110-200/5 на высокой стороне, и на низкой стороне ТЛМ-10-1-1500/5.

Определение вторичных токов в плечах защиты:

 (10.4)

Выбор основной стороны защищаемого трансформатора. За основную принимают сторону, которая соответствует наибольший из вторичных токов в плечах защиты.

Выбираем низкую сторону. Ток срабатывания защиты:

 (10.5)

где коэффициент отстройки от броска намагничивающего тока.

Ток срабатывания реле:

 (10.6)

Число витков обмоток защищаемого трансформатора.

Число витков обмоток основной стороны трансформатора

 (10.6)

где А. витков - магнитодвижущая сила для срабатывания реле принимаем  витков.

Число витков обмоток не основной стороны трансформатора

 (10.7)

Принимаем  витков.

Ток небаланса максимальный

 (10.8)

где составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью

трансформатора тока;

составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием

напряжения защищаемого трансформатора;

составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью

установки на реле расчётных чисел витков для не основной

стороны.

 (10.9)

 (10.10)

где  периодическая составляющая тока, проходящего через

трансформатор при расчётном внешнем КЗ, приведённого к

основной стороне;

 коэффициент, учитывающий влияние на быстродействующие

защиты переходных процессов при КЗ, которые сопровождаются

прохождением апериодической составляющей в точке КЗ;

 коэффициент однотипности ТА;

 погрешность ТА;

 половина регулировочного диапазона устройства РПН в о. е.

Выбор стороны, к трансформаторам тока которой присоединяется тормозная обмотка НТТ реле . Тормозную обмотку целесообразно присоединять: на двухобмоточных трансформаторах к ТА, установленным на стороне низшего напряжения.

Определение необходимого числа витков тормозной обмотки НТТ реле:

 (10.11)

где число витков рабочей обмотки НТТ реле на стороне, к которой присоединена тормозная обмотка.

При этом учитывается принятое число витков, если рассматриваемая сторона является основной , расчётное число витков, если - не основной ;

ипервичный ток небаланса, и первичный тормозной ток при

внешнем КЗ, приведённый к одной ступени напряжения;

коэффициент отстройки;

тангенс угла наклона к углу оси абсцисс касательной, проведённой

из начала координат к характеристике срабатывания реле (тормозной), соответствующей минимальному торможению (кривые 2 рисунок 10.1), для реле ДЗТ - 11 применяется 0,75-0,8.

Рисунок 10.1. Тормозные характеристики реле ДЗТ - 11.

Принимаем витка.

Чувствительность защиты: (10.12)

защита чувствительна.

10.3 Максимальная токовая защита

МТЗ выполняем на реле РТ – 40. Ток срабатывания защиты:

 (10.13)

где значение максимального рабочего тока в месте установки

защиты;

 коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска электродвигателей;

 коэффициент отстройки;

 коэффициент возврата.

Значение коэффициента чувствительности для МТЗ должно быть не менее 1,5 при КЗ в основной зоне и примерно 1,2 при КЗ в зоне резервирования.

Время срабатывания МТЗ трансформатора ():

 (10.14)

где - ступень времени срабатывания;

- время срабатывания МТЗ фидера;

 время срабатывания МТЗ секционного выключателя;

коэффициент самозапуска определяется по формуле:

 (10.15)

Ток срабатывания реле:

где коэффициент схемы,

коэффициент трансформации (200/5)

Чувствительность защиты:

защита чувствительна.

10.4 Защита от перегрузки

Защита от перегрузки устанавливается в одном месте и действует на сигнал.

Ток срабатывания защиты:

 (10.16)

где номинальный ток обмотки трансформатора с учётом регулирования

напряжения, на стороне которого установлено реле.

Время срабатывания защиты от перегрузки:

 (10.17)

10.5 Газовая защита

Защита выполняется на реле РГЧЗ-66. Реагирует на газообразование внутри трансформатора, возникающего в ходе разложения масла или разрушения изоляции под действием повышений температуры.

При значительном повреждении, вызывающем бурное выделения газа, повышается давление внутри бака и создаётся перетёк масла в сторону расширителя, воздействующий на отключающий элемент. Последний срабатывает при повышении заданной скорости масла. При этом газ из бака трансформатора попадает в газовое реле и вызывает срабатывание сигнального элемента, а затем действия срабатывающего элемента.

Оба элемента газового реле могут также подействовать при снижении уровня масла ниже газового реле.

Сигнальный орган газовой защиты срабатывает, когда объём газа в реле достигает .

Чувствительность отключающего элемента, может изменяться в зависимости от скорости патока масла 0,6 м/сек - 1,2 м/сек.

Выдержка времени отключающего элемента составляет 0,1 - 0,15 сек при скорости патока масла, превышающей его уставку в 1,5 раза.

11. Экономическая часть

11.1 Определение ежегодных издержек на эксплуатацию подстанции 110/10 кВ

В экономической части дипломного проекта произведен расчет сметной стоимости на приобретение оборудования для монтажа на модернизируемой подстанции, определен баланс рабочего времени, численности эксплуатационного и ремонтного персонала, произведен расчет фонда заработной платы, стоимости материалов и, в конечном итоге, суммарные ежегодные издержки.

Капитальные затраты на приобретение оборудования определены по формуле:

 (11.1)

где Куд - капиталовложения в единицу оборудования, т. руб;

n - количество единиц оборудования.

Результаты подсчета капитальных затрат приведены в таблице 11.1

Таблица 11.1 Результаты подсчета капитальных затрат на приобретение

оборудования для реконструкции.

Результаты подсчета капитальных затрат на оставшееся оборудование приведены в таблице 11.2

Таблица 11.2 Результаты подсчета капитальных затрат на оставшееся оборудование.

Стоимость всего оборудования подстанции при этом составляет 12 812 588 руб.

11.2 Баланс рабочего времени

Баланс рабочего времени на 2008год приведен в таблице 11.3

Таблица 11.3 Баланс рабочего времени.

11.3 Расчет численности эксплуатационного и ремонтного персонала

Трудоемкость текущих ремонтов определяется по формуле:

Где Ni - количество единиц i-го оборудования;

ЕРСi - единица ремонтной сложности i-ой единицы оборудования;

nТi - количество текущих ремонтов для i-ой единицы оборудования за год;

tТ - количество времени, приходящееся на одну ЕРС для текущего ремонта.

Трудоемкость текущих ремонтов:

 (11.2)

На основании общей ремонтной сложности оборудования по объекту и нормы обслуживания в ЕРС, определяется число рабочих мест по формуле:

 (11.3)

где SЕРС - суммарные единицы ремонтной сложности;

800 - норма обслуживания.

Расчет ЕРС приведен в таблице 11.4

Таблица 11.4 Расчет ЕРС.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5