Релейная защита основного электрооборудования электростанций и подстанций. Вопросы проектирования


СОДЕРЖАНИЕ:

Раздел 6. Релейная защита и автоматизация

Типы автоматических устройств релейной защиты и их функции. Повреждения и ненормальные режимы, возникающие в элементах сети. Релейная защита основного оборудования станций: синхронных генераторов, трансформаторов и блоков генератор-трансформатор. Защита сборных шин станций и подстанций. Противоаварийная автоматика: автоматическое включение резервного питания; автоматическое включение синхронных генераторов на параллельную работу; автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности, частоты и активной мощности; противоаварийная автоматика, автоматический контроль и телемеханика в энергосистемах.

Методические указания

Релейная защита (РЗ) представляет собой часть системной автоматики. Основное назначение РЗ – выявление повреждений (как правило, КЗ) и действие на отключение выключателей для отделения поврежденного элемента от системы.

Дополнительным назначением РЗ является выявление ненормальных режимов работы, не требующих принятия мер для их ликвидации (однофазное КЗ в сетях с изолированной нейтралью, перегрузка и др.), в этом случае защита действует на сигнал.

Студентам необходимо ознакомиться с такими требованиями к РЗ как: селективность (избирательность) действия; быстродействие защиты; чувствительность защиты.

Релейная защита выполняется с помощью различных типов реле, реагирующих на отклонение соответствующего контрольного параметра. При аварийных и ненормальных режимах в энергосистеме изменяются токи цепей и их фазы, напряжения в различных точках сети, направления потоков мощности, частоты и пр.

КЗ сопровождается резким увеличением тока, поэтому наиболее распространенными являются защиты, реагирующие на увеличение тока в защищаемом элементе. К таким защитам относятся: максимальная токовая; токовая отсечка; дифференциальная токовая. Также используются защиты, реагирующие на изменение напряжения, к ним относятся защиты минимального и максимального напряжения.

Релейная защита элементов станции рассматривается в следующей последовательности: от непосредственных потребителей электроэнергии (приемники с.н.) к источникам электроэнергии (генераторы). Основные виды защит элементов электростанции приведены в [ 2].

Для защиты генераторов нужно знать, какие повреждения могут возникнуть в генераторах. К ним относятся: аварийные режимы — междуфазные КЗ, замыкание между витками одной фазы, замыкание одной или двух фаз на корпус (землю) и ненормальные режимы – сверхтоки, перегрузка по току (возникает при отключении части параллельно работающих генераторов), несимметрия токов статора (при несимметричных КЗ), повышения напряжения (при резких сбросах нагрузки).

Для обеспечения надежной работы электростанции при повреждении в электрической сети и аппаратах широко применяются устройства противоаварийной автоматики. Устройства противоаварийной автоматики можно разделить на две группы: устройства станционной автоматики и устройства системной автоматики. Студентам рекомендуется познакомиться с некоторыми из них: автоматическое включение резервного питания; автоматическое включение синхронных генераторов на параллельную работу; автоматическое регулирование напряжения и реактивной мощности, частоты и активной мощности.

Автоматическое повторное включение (АПВ). Значительное число КЗ в линиях имеет неустойчивый характер, и самоликвидируется при снятии напряжения на время. Наиболее частым видом проходящего повреждения является однофазное КЗ в воздушных линиях, возникающих в результате атмосферных перенапряжений. АПВ как правило приводит к восстановлению работы линий.

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) состоит в отключении части неответственных нагрузок, если в результате аварии уменьшается генерирующая мощность в системе и частота начинает уменьшаться.

Автоматический ввод резерва (АВР) заключается в том, что при исчезновении или значительном снижении напряжения на секциях с.н. или в случае повреждения рабочего трансформатора отключить его и подключить резервный трансформатор с.н.

Контрольные вопросы

1. Перечислить требования, предъявляемые к релейной защите?

2. Что является достоинством дифференциальной токовой защиты?

3. Какой вид релейной защиты получил применение для защиты секций сборных шин?

4. Когда используется автоматический ввод резерва?

Раздел 7. Изоляция и перенапряжения

Виды электрической изоляции оборудования высокого напряжения. Изоляция электрооборудования станций и подстанций, закрытых и открытых распределительных устройств. Элегазовая изоляция. Молниезащита оборудования станций и подстанций. Защита изоляции электрооборудования от внутренних перенапряжений. Экологические аспекты электроустановок высокого напряжения.

Методические указания

Изоляция электроустановок должна надежно работать как при длительно приложенных рабочих напряжениях промышленной частоты, так и при возникающих в эксплуатации кратковременных перенапряжениях атмосферного (грозового) и коммутационного характера. Перенапряжения – опасные для изоляции электроустановок повышения напряжения.

Атмосферные (внешние) перенапряжения возникают при прямом ударе молнии в электроустановку или вблизи нее. Характерной чертой этих перенапряжений является их кратковременность. Главный разряд молнии длится несколько десятков микросекунд, а повышение напряжения носит импульсный характер.

Коммутационные (внутренние) перенапряжения возникают при коммутациях цепей в нормальных эксплуатационных и аварийных режимах. Эти перенапряжения имеют характер периодических колебаний длительностью от сотен микросекунд до нескольких секунд.

Каждому номинальному напряжению соответствует свой уровень изоляции, который устанавливается величинами испытательных напряжений, характеризующих электрическую прочность изоляции. Повышение уровня изоляции увеличивает размеры, массу и стоимость электроустановки, а снижение уровня изоляции может привести к аварии. Поэтому уровень изоляции для каждого напряжения устанавливается в соответствии с характером и величинами возможных перенапряжений и характеристиками устройств, применяемых для ограничения этих перенапряжений.

Изоляция электрооборудования подразделяют на внешнюю (работающую на открытом воздухе) и внутреннюю (работающей в масляной, газовой средах, защищенной от воздействия внешних атмосферных условий).

Уровень коммутационных (внутренних) перенапряжений может быть снижен путем выбора: режима заземления нейтралей; схем электрических станций и сетей; применением в выключателях сопротивлений, шунтирующих контакты.

Уровень атмосферных перенапряжений не зависит от номинального напряжения сети, а коммутационных – зависит. Поэтому уровень изоляции оборудования до 220 кВ лимитируется атмосферными перенапряжениями, а 330 кВ и выше – уровнем коммутационных перенапряжений.

Удар молнии в провод линии электропередачи приводит к возникновению наиболее опасных перенапряжений. От прямых ударов молнии электроустановки защищают стержневыми (ОРУ и зданий) и тросовыми (воздушные линии) молниеотводами.

Для защиты изоляции электрооборудования от волн атмосферных перенапряжений, набегающих со стороны линий, необходимо искусственно снизить амплитуду этих волн. Это достигается при помощи разрядников. Материал по способам защиты электроустановок от перенапряжений приведен в [2].

Контрольные вопросы

1. Какие типы молниеотводов используются для защиты электроустановок?

2. Перечислите причины возникновения коммутационных перенапряжений.

3. Какие методы защиты изоляции используются при атмосферных перенапряжениях?

Контрольные работы

Контрольные работы посвящены отдельным вопросам проектирования электрической части станций типа ТЭЦ. В табл. 1 приведены основные исходные данные для проектирования.

Таблица 1
Исходные данные
Параметры Варианты
Генераторы ТЭЦ
Количество
Номинальная мощность, МВт
Номинальное напряжение, кВ 6,3 10,5 10,5 6,3 10,5 10,5 6,3 10,5 10,5 10,5
Номинальный коэффициент мощности 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8
Сверхпереходное сопротивление 0,203 0,153 0,192 0,143 0,153 0,136 0,143 0,192 0,136 0,192
Потребители на генераторном напряжении
Максимальная нагрузка, МВт
Количество кабельных линий
Минимальное сечение кабелей, мм 2
Время отключения КЗ на кабеле, с 0,20 0,25 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,25 0,20 0,25
Система
Напряжение, кВ
Количество линий связи
Длина, ,км
Мощность трехфазного КЗ, МВА

На станциях устанавливаются генераторы различных типов (в зависимости от номера варианта): ТВС-32У3, ТВФ -63-2, ТВФ-120-2У3. Графики выработки мощности генераторов постоянные. В течение суток (в течение всего года) генераторы работают с выдачей номинальной мощности.

С шин генераторного напряжения по кабельным линиям питается местная нагрузка. Кабели прокладываются от шин генераторного напряжения до распределительных пунктов (РП). Каждый РП питается по двум независимым кабелям, подключенным к разным секциям шин генераторного напряжения. Соответственно число РП в два раза меньше числа кабелей.

График местной нагрузки принимается равным 100% от максимальной нагрузки с 8 до 24 ч и 55% в остальное время суток (в течение всего года).

В местной нагрузке не учитывается расход электроэнергии на собственные нужды станции. Максимальная нагрузка собственных нужд станции принимается равной 8% от суммарной мощности генераторов. Вид графика собственных нужд аналогичен графику выработки мощности генераторов.

Коэффициенты мощности нагрузки и собственных нужд принимаются равными номинальному коэффициенту мощности генераторов.

1. Введение

Настоящий стандарт разработан в соответствии с требованиями Федерального закона № 184-ФЗ «О техническом регулировании», учитывает принятые в практике обслуживания систем и устройств релейной защиты и автоматики основные понятия по организации эксплуатации и оперативно-технического обслуживания устройств релейной защиты и автоматики.

Стандарт направлен на обеспечение:

— безопасного функционирования электроэнергетики;

— научно-технического прогресса в совершенствовании систем и устройств релейной защиты и автоматики ЕЭС России, а также технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем;

— технической и информационной совместимости в системах и устройствах релейной защиты и автоматики.

Стандарт содержит актуализированные действующие, а также новые нормы взаимодействия служб релейной защиты и автоматики.

2. Область применения

Стандарт устанавливает принципы организации взаимодействия между службами (подразделениями) РЗА при выполнении ими функций по централизованному управлению системами и устройствами РЗА в иерархической структуре управления и при выполнении ими функций по нецентрализованному управлению системами и устройствами РЗА в хозяйственной структуре управления и эксплуатации устройств РЗА, установленных на электростанциях и подстанциях субъектов электроэнергетики ЕЭС России, а также субъектов технологически изолированных региональных энергетических систем.

— разделение обязанностей между службами (подразделениями) РЗА при выполнении ими функций, отражающих системный характер РЗА;

— характер и объем информации, которой обмениваются службы РЗА для полноценного выполнения ими функций по обеспечению надежной работы систем и устройств РЗА.

Положения Стандарта предназначены для руководящего, оперативного, ремонтного, эксплуатационного, монтажно-наладочного персонала подразделений, занимающихся вопросами РЗА, всех субъектов энергетики и потребителей электроэнергии.

При организации взаимодействия между службами РЗА по вопросам, не отраженных в настоящем стандарте, необходимо руководствоваться принципами настоящих правил с учетом местных условий.

Стандарт определяет только технические вопросы и не рассматривает правила ведения коммерческой деятельности на рынке электроэнергии.

Стандарт определяет принципы организации взаимодействия между службами (подразделениями) РЗА в общем виде и не учитывает некоторые особенности, которые могут иметь место в реальной ситуации. Поэтому, разрабатываемые на основе данного стандарта на местах положения о взаимоотношениях между реальными службами (подразделениями) РЗА должны учитывать эти особенности.

При этом передача документации между субъектами электроэнергетики, потребителями должна осуществляться в установленном порядке.

3. Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты и иные нормативные документы:

— Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике».

— Федеральный закон от 27.12.2002 № 184-ФЗ «О техническом регулировании».

— Постановление Правительства РФ от 27. 12.2004 № 854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике».

— Правила устройства электроустановок. Раздел 3 Защита и автоматика. (Минэнерго СССР, шестое издание переработанное и дополненное, 1987 г .).

— Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. (Утв. Приказом Минэнерго России № 229 от 19.06.2003. Зарегистрированы Минюстом РФ № 4799 20.06.2003).

— Типовое положение о службах релейной защиты и электроавтоматики, РД 153-34.0-04.418-98.

4. Термины, определения и принятые сокращения

1.1. Термины и определения

Единая энергетическая система России — совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. (Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»).

Энергетическая система совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и связанных общностью режима (работающих параллельно) в непрерывном процессе производства, преобразования и распределения электрической энергии и тепла при общем управлении этим режимом (Справочник «Термины и определения ОАО РАО «ЕЭС России», приложение к приказу ОАО РАО «ЕЭС России № от 11.05.2005. № 296).

Объединенная энергосистема — совокупность нескольких энергетических систем, объединенных общим режимом работы, имеющая общее диспетчерское управление (Справочник «Термины и определения ОАО РАО «ЕЭС России», приложение к приказу ОАО РАО «ЕЭС России № от 11.05.2005. № 296).

Электрическая сеть совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории (ПУЭ-87).

Обеспечение функционирования энергосистемы сочетание всех технических и организационных действий, направленных на то, чтобы энергосистема могла выполнять функцию по энергоснабжению с учетом необходимой адаптации к изменяющимся условиям.

Объекты электроэнергетики — имущественные объекты, непосредственно используемые в процессе производства, передачи электрической энергии, оперативно — диспетчерского управления в электроэнергетике и сбыта электрической энергии, в том числе объекты электросетевого хозяйства (Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»).

Объекты электросетевого хозяйства — линии электропередачи, трансформаторные и иные подстанции, распределительные пункты и иное предназначенное для обеспечения электрических связей и осуществления передачи электрической энергии оборудование (Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»).

Субъекты электроэнергетики — лица, осуществляющие деятельность в сфере электроэнергетики, в том числе производство электрической и тепловой энергии, поставки (продажу) электрической энергии, энергоснабжение потребителей, предоставление услуг по передаче электрической энергии, оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, сбыт электрической энергии, организацию купли — продажи электрической энергии (Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»).

Потребители электрической и тепловой энергии (мощности) лица, приобретающие электрическую и тепловую энергию для собственных бытовых и (или) производственных нужд (Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»).

Надежность энергосистемы комплексное свойство энергетической системы, определяющее ее способность выполнять заданные функции по производству, передаче, распределению и потреблению электроэнергии при сохранении своих основных характеристик (при установленных отраслевыми правилами условиях эксплуатации) в допустимых пределах (Справочник «Термины и определения ОАО РАО «ЕЭС России», приложение к приказу ОАО РАО «ЕЭС России № от 11.05.2005. № 296).

Устойчивость энергосистемы — Способность энергосистемы возвращаться к установившемуся режиму работы после различного рода возмущений (отключение генерирующей мощности, отключение нагруженных элементов сети, КЗ и т.п.).

Системный оператор Единой энергетической системы России (далее — системный оператор) специализированная организация, осуществляющая единоличное управление технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и уполномоченная на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для всех субъектов оперативно-диспетчерского управления, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой (Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»).

Диспетчерский центр — структурное подразделение организации субъекта оперативно-диспетчерского управления, осуществляющее в пределах закрепленной за ним операционной зоны управление режимом энергосистемы (Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г . № 854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике»).

Центр управления сетями — структурное подразделение сетевой компании, уполномоченное на осуществление, в пределах закрепленной за ним зоне эксплуатационной ответственности, оперативного управления и оперативного ведения подведомственными объектами диспетчеризации. (Целевая организационно-функциональная модель оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России).

Операционная зона — территория, в границах которой расположены объекты электроэнергетики и энергопринимающие установки потребителей электрической энергии, управление взаимосвязанными технологическими режимами работы которых осуществляет соответствующий диспетчерский центр (Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г . № 854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике»).

Диспетчерское ведение — организация управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, при которой технологические режимы или эксплуатационное состояние указанных объектов или установок изменяются только по согласованию с соответствующим диспетчерским центром (Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г . № 854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике»).

Диспетчерское управление организация управления технологическими режимами и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, при котором технологические режимы или эксплуатационное состояние указанных объектов или установок изменяются только по оперативной диспетчерской команде диспетчера соответствующего диспетчерского центра (Постановление Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г . № 854 «Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике»).

Оперативное управление организация управления технологическим режимом работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики, при которой технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов изменяется по командам персонала, уполномоченного субъектом электроэнергетики.

Оперативное ведение — организация управления технологическим режимом работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики, при которой технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов изменяется с разрешения персонала, уполномоченного субъектом электроэнергетики.

Подразделение РЗА — подразделение субъекта электроэнергетики, потребителя, на которое возложены функции решения вопросов по РЗА энергообъектов, входящих в субъект.

Функ ции по централизованному управлению системами РЗА функции, которые влияют на надежность ЕЭС России, ОЭС и РЭС и, которые должны выполняться для обеспечения управления режимами ЕЭС России, ОЭС, РЭС. При выполнении этих функций требуется координация действий служб РЗА, которая выполняется системой оперативно-диспетчерского управления. На уровне ЕЭС России, ОЭС и РЭС эту координацию осуществляют «СО-ПДУ ЕЭС» и е го филиалами (ОДУ и РДУ).

Функции по нецентрализованному управлению системами РЗА и эксплуатации технических средств РЗА функции, которые также влияют на надежность ЕЭС России, ОЭС и РЭС. Эти функции не связаны с управлением режимами ЕЭС России, ОЭС, РЭС, и не требуют координации действий со стороны системы оперативно-диспетчерского управления. К этим функциям, в первую очередь, относятся работы по техническому обслуживанию устройств РЗА непосредственно на электростанциях и подстанциях.

Устройства релейной защиты устройства, предназначенные для автоматического отключения поврежденной ЛЭП, оборудования (как правило, при КЗ) от остальной, неповрежденной части энергосистемы при помощи выключателей, а также для действия на сигнал или отключение ЛЭП, оборудования в случаях опасных ненормальных режимов их работы.

Система релейной защиты — совокупность устройств релейной защиты на одном или нескольких энергообъектах, обеспечивающая выполнение функций отключения поврежденных ЛЭП, оборудования энергосистемы с заданными параметрами: селективности, быстроты действия, чувствительности, надежности, степени резервирования (ближнего и дальнего).

Селективность релейной защиты (избирательность) главное свойство системы РЗА отключать только поврежденный элемент энергосистемы при КЗ (выключателями данного элемента, а при отказе выключателя(ей) — ближайшими к повреждению выключателями). Это свойство дает возможность при наличии резервирования питания потребителей исключать перерывы в их электроснабжении.

Быстродействие релейной защиты — свойство системы РЗА отключать КЗ с минимальным временем, обеспечивающим:

— устойчивость параллельной работы генераторов в энергосистеме;

— увеличение пропускной способности линий электропередачи;

— уменьшение влияния снижения напряжения при КЗ на работу потребителей электроэнергии;

— уменьшение размеров разрушения поврежденного элемента энергосистемы;

— снижение вероятности перехода КЗ к более тяжелому виду, характерному увеличением тока КЗ и уменьшением напряжения в сети;

— повышение эффективности автоматического повторного включения;

— предотвращение возникновения недопустимых внутренних перенапряжений на электропередачах сверхвысоких напряжений.

Чувствительность релейной защиты — свойство системы (устройства) РЗА устойчиво (с определенным запасом) реагировать на изменение электрического параметра, на который настроена защита, при металлическом КЗ в ее зоне.

Надежность устройства релейной защиты — способность устройства безотказно работать при возникновении повреждения в пределах установленной для него зоны и не работать неправильно, когда это не предусмотрено.

Надежность системы релейной защиты — способность системы РЗА безотказно работать с заданными параметрами при повреждениях в пределах зоны, контролируемой системой релейной защиты. Отказ в работе или неправильные срабатывания системы релейной защиты могут приводить к нарушению электроснабжения потребителей или к нарушению работы энергосистемы. Надежность системы релейной защиты обеспечивается:

качеством элементов и цепей, из которых состоит система;

высоким уровнем эксплуатации;

высоким уровнем централизованного управления;

Ближнее резервирование резервирование, которое обеспечивается установкой на защищаемом элементе дополнительных устройств релейной защиты от всех видов КЗ со временем действия равным или близким времени действия основной защиты и имеющих независимое от основной защиты питание по цепям оперативного тока, цепям ТН и ТТ.

Дальнее резервирование — резервирование, которое обеспечивается наличием на смежных элементах электрической сети резервных защит с относительной селективностью, действующих при отказе защит защищаемого элемента.

Устройства проти воаварийной автоматики устройства, предназначенные для действия при возникновении аварий в энергосистеме или опасных возмущениях в ней с целью предотвращения развития аварии или предотвращения нарушения устойчивости энергосистемы и восстановления в послеаварийной схеме допустимого режима работы энергосистемы.

Система противоаварийной автоматики совокупность устройств противоаварийной автоматики на нескольких энергообъектах, обеспечивающая выполнение функций предотвращения аварий и ликвидации их, если они все же возникнут, в ОЭС или ее узле.

Устройства режимной автоматики — устройства, предназначенные для действия в энергосистеме с целью поддержания (регулирования) ее основных параметров (напряжения, частоты, перетоков активной и реактивной мощности) в допустимых пределах.

Устройства РЗА I группы — устройства РЗА, находящиеся в диспетчерском управлении СО-ЦДУ ЕЭС.

Устройства РЗА II группы — устройства РЗА, находящиеся в диспетчерском управлении ОДУ.

Устройства РЗА III группы — устройства РЗА, находящиеся в диспетчерском управлении РДУ.

Устройства РЗА IV группы устройства РЗА, находящиеся в оперативном управлении ФСК ЕЭС, РСК, и т.п., АЭС, ТЭС, ГЭС.

книга Релейная защита основного электрооборудовании электростанций и подстанций. Вопросы проектирования: Учебное пособие. 2-е изд.. испр. и доп.

А Б В Г Д Е Ж З И К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я
0-9 A B C D I F G H I J K L M N O P Q R S T U V W X Y Z #

Релейная защита основного электрооборудовании электростанций и подстанций. Вопросы проектирования: Учебное пособие. 2-е изд.. испр. и доп.

  • [ Технические издания / Электроника, электрика
  • | 13 октября 2020]

Название: Релейная защита основного электрооборудовании электростанций и подстанций. Вопросы проектирования: Учебное пособие. 2-е изд.. испр. и доп.
Автор: Копьев В.Н.
Страниц: 107
Формат: PDF
Размер: 2,8 mb
Качество: Нормальное
Язык: Русский
Год издания: 2005

В пособии приведены сведения по проектированию устройств релейной защиты основного электрооборудования электростанций и подстанций: генераторов, трансформаторов и автотрансформаторов электродвигателей, шин.Материал в учебном пособии изложен в доступной форме, снабжен примерами расчета и структурными схемами.

Пособие подготовлено на кафедре электрических станций электротехнического института ТПУ и ориентировано на студентов электроэнергетических специалъностей.

Рассмотрена релейная защита электрических сетей, оборудования электростанций и сборных шин распределительных устройств. Показаны устройства релейной защиты и автоматики элементов системы электроснабжения, а также вопросы телемеханизации и автоматизации управления системой в целом.

Справочник по наладке вторичных цепей электростанций и подстанций

Предисловие

Развитие энергетики, выполнение масштабных задач комплексной Энергетической программы в XII пятилетке сопровождается ростом единичных мощностей энергоблоков атомных и тепловых электростанций и повышением рабочего напряжения системных линий электропередачи (ЛЭП). Единая энергетическая система СССР (ЕЭС СССР) продолжает развиваться и в перспективе объединит все существующие и строящиеся электростанции страны. Все большее развитие получают ЛЭП 750-1150 кВ.¶

Важные и ответственные задачи в развитии энергетики, повышении надежности работы энергосистем решает релейная защита. Она постоянно совершенствуется и требует проведения качественных проверок при наладочных работах. Как и первое издание, выпущенное в 1979 г., настоящий справочник представляет собой практическое пособие по проверке, наладке и испытаниям устройств релейной защиты и электроавтоматики, а также элементов вторичных цепей управления электрооборудования электростанций и подстанций. В справочнике приводятся необходимые сведения по объемам, нормам, программам, а также методам проверки и испытаний основных устройств и реле защиты.¶

Объем и номенклатура работ, описываемых в справочнике, соответствуют требованиям ПУЭ, заводских и эксплуатационных инструкций.¶

Из второго издания справочника исключены описания устаревшего релейного оборудования, а также разделы, в которых рассматривались вопросы наладки общестанционной (общеподстанционной) автоматики и высокочастотных каналов защит. Эти вопросы предполагается осветить в последующих специальных изданиях этой же серии справочников. Вместо исключенных в данный справочник введен новый раздел по устройствам релейной защиты мощных энергоблоков.¶

В настоящем издании применены буквенные обозначения элементов схем в соответствии с разработками проектных институтов Минэнерго СССР, выполненных по ГОСТ 2.710-81. Таблица используемых обозначений приведена в приложении 1. Поскольку в заводской документации встречаются обозначения, не соответствующие новому ГОСТ, в справочнике приведены данные, позволяющие ориентироваться в заводских схемах. Справочник составлен коллективом работников Наладочно-монтажного управления треста «Электроцентромонтаж» Минэнерго СССР (НМУ ЭЦМ).¶

Предисловие, разд. 1, 3, 8, 10, § 12.1-12.3 и приложение 2, 3 написаны Л. Ф. Колесниковым; разд. 2, 5 приложение 1 — А. Е. Гомбергом; разд. 4, 7, 12.4-12.5 — В. П. Караваевым; разд. 6, 9 — М. М. Мирумяном; разд. 11 — А. А Клочковым; разд. 13 — А. А. Антюшиным.¶

Ключевые слова: справочник Мусаэляна, Мусаэлян справочник по наладке, справочник по наладке вторичных цепей электростанций.

Электротехнический журнал

Электротехнический журнал. Статьи. Новости. Авторские публикации. Документы.

Content Header

Пример курсового проекта по релейной защите и автоматике. (Курсовой РЗАЭЭС)

ВВЕДЕНИЕ

В энергетических системах на электрооборудовании электростанций (ЭС) в электрических сетях и на электроустановках потребителей электроэнергии могут возникать повреждения и не нормальные режимы, которые нарушают работу энергосистемы и потребителей энергосистемы и создают возможность возникновения повреждений или расстройства работы энергосистемы.

Для обеспечения нормальной работы энергетической системы и потребителей электроэнергии необходимо возможно быстрее выявлять и отделять место повреждения от неповрежденной сети, восстанавливая таким путем нормальные условия работы энергосистемы и потребителя.

В связи с этим и возникает необходимость создании и применении автоматических устройств, выполняющих указанные операции и защищающие систему и ее элементы от опасных последствий повреждений и не нормальных режимов.

Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна нормальная и надежная работа энергетических систем. Она осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и не нормальных режимов.

При возникновении повреждений защита выявляет и отключает от системы поврежденный участок, воздействуя на выключатель.

При возникновении не нормальных режимов защита выявляет их и в зависимости от характера нарушения производит операции, необходимые для восстановления нормального режима, или подает сигнал дежурному персоналу.

Релейная защита тесно связана с электрической автоматикой, предназначенной для быстрого автоматического восстановления нормального режима и питания потребителей.

Правильное проектирование релейной защиты и автоматики должно быть обязательно комплексным.

В настоящем курсовом проекте производится расчёт основных и резервных защит. Комплексно рассмотрен расчёт релейной защиты и автоматики участка сети с эффективно-заземленной нейтралью с расчетом уставок максимальных токовых защит от междуфазных повреждений, дистанционных защит, максимально-токовых защит от замыканий на землю, поперечной дифференциально-направленной защиты параллельных линий. Выполнено согласование выдержек времени автоматического повторного включения с релейной защиты, приведены схемы размещения релейной защиты и автоматики (карты селективности) для рассматриваемого участка сети.

Приведён расчёт основных и резервных защит понижающего трансформатора.

РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ УЧАСТКА СЕТИ 110 КВ

Произвести расчет уставок и выбрать принципы релейной защиты и автоматики участка сети напряжением 110 кВ, приведенного на рис. 1. Параметры генераторов, трансформаторов, линий, а также режимы заземления нейтралей трансформаторов, места установки коммутационной аппаратуры и расчетные точки КЗ даны на рис. 1. Все линии 110 кВ оборудованы грозозащитными тросами.

Расчет токов короткого замыкания

Составление схемы замещения прямой последовательности

Для расчета токов КЗ в именованных единицах принимаем среднее номинальное напряжение сети Uср.н = 115 кВ.

— Сопротивление генератора станции А

— Сопротивление трансформатора блока станции А

— Сопротивления трёхобмоточного трансформатора подстанции Б

где напряжения короткого замыкания обмоток трансформатора:

Рис.1. Исходная схема участка сети.

Сопротивления трансформатора подстанции Г

где напряжения короткого замыкания обмоток

— Сопротивление прямой последовательности одной цепи линии АБ

— Сопротивление прямой последовательности линии БВ

— Сопротивление прямой последовательности линии АГ

На основании исходной схемы сети составляется схема замещения прямой (обратной) последовательности (рис. 2). Точки 2, 4, 6, 9 приняты в средине линий.

Рис. 2. Схема замещения прямой (обратной) последовательности

Составление схемы замещения нулевой последовательности

1) Сопротивления нулевой последовательности трансформаторов:

2) Сопротивления нулевой последовательности одноцепных линий

3) Сопротивления нулевой последовательности двухцепной линии

4) Составляется схема замещения нулевой последовательности (рис. 3). Обозначения на схемы приняты такие же, как и для схемы замещения прямой последовательности

Рис.3. Схема замещения нулевой последовательности

Выбор расчетных режимов и вычисление токов короткого замыкания

1) Расчет токов КЗ для точки 2. После преобразований сопротивлений со стороны подстанций А и Б схема замещения имеет вид, приведенный на рис. 4,а.

Рис.4. Преобразование схемы замещения прямой последовательности при КЗ в точке 2

Затем, объединяя источники питания, преобразуем треугольник сопротивлений 11, 29, 30 в эквивалентную звезду:

Далее, после простейших преобразований, получим (рис. 4,б,в):

Полный ток в месте повреждения:

Ток повреждения, протекающий со стороны подстанции А, ветвь 9

При КЗ посредине линии ток неповрежденной линии

Результаты расчетов токов трехфазных КЗ для соответствующих точек и режимов приведены в табл.1.

Таблица 1. Результаты расчетов токов при трехфазных коротких замыканиях

№ точки КЗ
,

Доля тока ветви № точки КЗ ,

Доля тока ветви 1 3 5 1 3 5 Минимальный режим
8,42 5,6,7,8

11

1,652

0,638

11,05 5,6,7

11

1,652

0,527

16,8 9

12

2,389

1,15

19,41 9

12

2,087

0,958

15,11 10

12

1,274

1,884

18,09 10

12

1,129

1,413

15,11 12

10,11

1,842

0,921

19,08 12

10,11

1,685

0,8425

11,87 13

14

1,442

4,15

17,46 13

14

1,344

2,459

16,42 15 4,043 19,05 15 3,485
24,42 15,16 2,719 27,05 15,16 2,455
98,81 15 0,672 101,44 15 0,655
59,54 24

10,11

1,115

0,3235

62,52 24

10,11

1,062

0,3265

115,33 22

0,42

10

0,561 0,561

0,216

Минимальный режим; каскадное отключение КЗ на линии у шин
ПА
8,76 5,6,7,8

11

1,652

0,976

55,09 9,10

12

0,613

0,592

17,36 9

10

2,549

1,277

19,4 10

12

1,579

1,844

43,46 9,10

5,6,7

0,222

0,435

12,72 13

14

1,07

4,150

63,83 10

27

0,48

Минимальный режим; отключена и

заземлена одна линия АБ

1′ 1,292 0,461

0,539

1 5,795 0,285

0,145

40,76 9,10

5,6,7,8

0,21

2) Расчет токов 3I при каскадном отключении однофазного КЗ на землю у шин подстанции А (точка 1′, рис. 5).

После преобразования участков схемы со стороны подстанций А и Б и включения полного сопротивления взаимоиндукции со стороны подстанции Б, схема замещения нулевой последовательности имеет вид, указанный на рис.5,а.

Затем после простейших преобразований (рис. 5,б,в) получим:

Рис. 5. Преобразование схемы замещения нулевой последовательности при каскадном отключении КЗ у шин подстанции А (точка 1′)

Полный ток 3I в месте повреждения

Здесь 1 S = 2 S = 51,4 Ом – сопротивление прямой последовательности при
трехфазном КЗ в точке 1′ (см.табл.1).

Ток 3I , протекающий со стороны подстанции А по ветви 10, определим по выражению:

Ток 3I со стороны подстанции Б (ветвь 50)

Ток 3I со стороны трансформаторов подстанции Б:

Напряжение 3U на шинах подстанции Б:

Расчеты токов 3I при однофазных КЗ на землю в других точках выполняются аналогично. Результаты расчетов 3I при однофазных КЗ приведены в табл. 2.

Таблица 2. Результаты расчетов токов при однофазных КЗ на землю

№ точки КЗ
,кА

Доля тока ветви № точки КЗ , кА

Доля тока ветви 1 3 5 1 3 5 Минимальный режим
9,558

12

2,201

0,418

7,296 0,299

0,057

2 9

12

1,735

0,717

2,772 0,573

0,153

3 10

20,21

0,579

0,635

3,144 0,168

0,188

4 12

10,11

1,449

0,3455

2,79 0,488

0,115

5 13

14

0,877

3,899

3,282 0,263

0,737

6 15

16

2,664

1,114

3,399 0,695

0,304

7 16

17

1,247

1,499

2,553 0,448

0,552

9 20,21

22,23

0,176

0,535

1,362 0,11

0,379

Минимальный режим. Каскадное отключение КЗ на линии АБ у
шин ПА
9,252 0,231

0,044

1′ 10

11

0,728

1,086

2,991 0,277

0,192

Минимальный режим. Каскадное отключение КЗ на линии АБ у
шин ПБ
1,221 0,419

1

Минимальный режим, отключена и

заземлена одна линия АБ

1,137 0,67

1

1 5

12

2,134

0,405

5 13

14

0,79

2,308

1,269 0,422

1

1 5,6,7,8

12

2,147

0,408

2,724 0,343

0,119

Расчёт токов КЗ с помощью программы TKZ 3000

Схемы замещения прямой и нулевой последовательностей, необходимые для расчётов программой ТКЗ-3000 представлены на рисунках 6 и 7 соответственно.

Рис. 6. Схема замещения прямой (обратной) последовательности

Рис.7. Схема замещения нулевой последовательности

Результаты расчётов токов короткого замыкания с помощью программы ТКЗ-3000 приведены в приложении 1.

Максимально-токовые защиты от междуфазных замыканий

Расчет максимальной токовой защиты для линии с односторонним питанием

1) Ток срабатывания отсечки первой ступени защиты линии АГ отстраивается от тока трехфазного КЗ на шинах 6 кВ подстанции Г (максимальный режим, точка КЗ 8):

2) Чувствительность защиты определяется при двухфазном КЗ в конце защищаемой линии (минимальный режим, точка КЗ 7):

3) Остаточное напряжение на шинах подстанции А находится при КЗ в конце зоны действия отсечки. Так как на подстанции Г нет выключателя со стороны высокого напряжения, зона действия отсечки охватывает и часть трансформатора подстанции Г. В этом случае зона, защищаемая отсечкой, определяется аналитически по (2.2):

где х1 S
3
= 11,05 Ом – сопротивление на шинах подстанции А в минимальном режиме.

Таким образом, отсечка первой ступени принимается в качестве основной защиты на линии АГ, так как эта отсечка надежно защищает всю линию и обеспечивает высокое остаточное напряжение на шинах станции А; в связи с этим отсечка второй ступени не устанавливается.

4) Ток срабатывания третьей ступени защиты отстраивается от максимального тока нагрузки подстанции Г и определяется:

5) Чувствительность максимально-токовой защиты проверяется при двухфазном КЗ на шинах 6 кВ подстанции Г (минимальный режим, точка КЗ 8):

Поскольку чувствительность защиты недостаточна, то можно рекомендовать уточнить кс и снизить ; при необходимости можно применить МТЗ с комбинированным пуском по напряжению. Предварительно можно принять:

К установке рекомендуется двухступенчатая токовая защита с уставками:

Время срабатывания максимально-токовой защиты должно быть больше времени работы резервных защит трансформатора подстанции Г, предварительно можно принять

Расчет токовых отсечек для линий с двусторонним питанием

1) Ток качаний по линии АБ (отключена одна из линий):

2) Ток качаний по линии БВ (линии АБ включены параллельно):

3) Зоны, защищаемые отсечкой в максимальном и минимальном режимах определяются по рис.6.

Рис. 6 Кривые спадания токов по линиям АБ и БВ при трёхфазном коротком замыкании в максимальном (сплошные линии) и минимальном (пунктирные линии)

4) Зона, защищаемая в каскаде, находится в расчетном режиме. Например, для отсечки, установленной на станции А

(определяется по данным табл. 1, точка 1, режим максимальный, отключение одной линии ПА-ПБ).

Зона, защищаемая отсечкой

5) Остаточное напряжение на шинах станции А:

а) в максимальном режиме

б) в режиме каскадного отключения

Результаты расчетов по п.2-п.5 для других защит, приведены в табл. 3.

6) Дополнительно проверяется чувствительность отсечек при двухфазном КЗ в минимальном режиме в месте установки защиты по данным кривых
спадания токов КЗ (рис. 6).

Таблица 3. Расчет токовых отсечек от междуфазных КЗ для линий с двусторонним питанием

(вид и место КЗ, расчетный режим)

71,72

Место установки защиты Ток линии при качаниях, кА,. Зона, защищаемая от-сечкой. Назначение

защиты

каскад, макс. каскад, макс.
ПА 1,274 2,143 Трехфазное КЗ на шинах ПА; режим максимальный, отключена и
заземлена одна линия АБ (т.1, ветвь 9)
дополнительная
ПБ

1,442 2,696 не устанавливается
Трехфазное КЗ на шинах ПБ; режим максимальный

(т.3, ветвь 12)

8,8

Дистанционные защиты
линий

Расчет уставок дистанционных защит

1. В рассматриваемой сети дистанционные защиты могут быть установлены на линиях с двусторонним питанием АБ и БВ. Выбор коэффициентов трансформации ТТ и ТН производится:

а) длительно допустимый ток для линии АБ, выполненной проводом

АС 120/19 по условиям нагрева проводов составляет 375 А; для линии БВ, выполненной проводом АС 150/24 — 450 А; принимаются коэффициенты трансформации ТТ соответственно К I АБ= 400/5 и К I БВ=600/5;

б) на подстанциях А, Б и В установлены измерительные трансформаторы напряжения с коэффициентом трансформации

2. Вычисляются полные первичные сопротивления линий

Таблица 4. Расчет уставок и проверка чувствительности дистанционных защит

г) кч = 48,16/39,54 = 1,22 I ступени и

определены по кривым спадания (рис.6).

Максимальные токовые защиты от замыканий на землю

Для рассматриваемого участка сети МТЗ от замыканий на землю устанавливаются на всех линиях 110 кВ. На линиях АБ и БВ предусматривается ТЗНП в составе панели типа ЭПЗ-1636.

Отстройка от броска намагничивающего тока. При выборе уставок защит наряду с выполнением условий согласования производится отстройка от бросков тока намагничивания силовых трансформаторов и автотрансформаторов для линий, включение которых возможно совместно с этими объектами. В рассматриваемой сети это линия АГ. Расчет выполняется в следующей последовательности (для защиты ст. А линии АГ):

1. Определяется относительное расчетное сопротивление трансформатора ПГ при включении на холостой ход

2. Определяется сопротивление трансформатора при включении, приведенное к среднему номинальному напряжению сети

3. Находится расчетное сопротивление контура включения

4. Определяется относительное время срабатывания защиты

где t с.з = 1,3 с – время срабатывания защиты (табл.6); при ускорении II ступени t уск = 0,1 с; t 110 = 0,125 с – средняя постоянная времени сети 110 кВ.

5. Находится коэффициент затухания броска тока намагничивания при

6. Уставка срабатывания защиты по условиям отстройки от броска намагничивающего тока трансформатора ПГ

При ускорении защиты I 0 с.з = 0,384 кА.

Рис. 7 Кривые спадания токов 3 I по линиям при однофазных КЗ в максимальном (сплошные линии) и минимальном режиме (пунктирные линии)Таблица 6

Расчет уставок и проверка чувствительности МТЗ от КЗ на землю

Место установки защиты 1 3 6 ПА Отстройка от КЗ на шинах подстанции Б.
а). Согласование с первой ступенью защиты линии БВ при
отключении одной линии АБ; кток = 1.
1 3 6 ПА в). Отстройка от КЗ на шинах 35 кВ ПБ при отключении одной
линии АБ; кток = 0,461 (табл.1, т.9, в.10/в.27).

г). Чувствительность защиты при КЗ на шинах ПБ

Расчет параметров срабатывания,

Принятые значения параметров срабатывания (кА,с);

направленность защиты

Оценка чувствительности защиты

направленная, так как

.

Место установки защиты Уставки срабатыва­ния защиты смежной линии, кА (с)
2 4 6 8
ПА а). Отстройка от КЗ на землю на шинах ПБ; режим
максимальный, отключена и заземлена одна линия АБ и трансформатор ПБ 0,934 кА
(т.3, в.30)
.б). Отстройка от КЗ на землю при каскадном отключении КЗ
на параллельной линии у шин ПА; режим максимальный; кА(т.1′, в.10).
Отсечка защищает 64% линии в мак­симальном и 58% в
минимальном режимах (рис.7).
I Отсечка защищает 58% линии в мак­симальном и 60% в
минимальном режимах (рис.7).
2 4 6 8
ПБ Отстройка от КЗ на землю на шинах ПВ; режим максимальный

кА
(т.5, в.13)

I Отсечка защищает 60% линии в максимальном и 36% в
минимальном режимах (рис.7).

Дифференциально-фазная
высокочастотная защита

Для рассматриваемого участка сети высокочастотная
дифференциально-фазная защита в составе панелей ДФЗ-201 устанавливается на
линиях АБ и БВ, через которые осуществляется транзит мощности
параллельно работающих станций.

1. Определяются вторичные токи нагрузки:

2. Находится ток срабатывания реле пуска передатчика:

3. Находится ток срабатывания реле подготовки цепи отключения:

4. Чувствительность токовых пусковых органов проверяется для каждого полукомплекта защиты при трехфазных КЗ в конце линии в расчетных режимах.

Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии АБ чувствительность реле пуска передатчика к подготовки отключения при трехфазном КЗ на подстанции Б в максимальном режиме определяется как

Результаты расчета коэффициентов чувствительности для других полукомплектов защит в различных режимах приведены в табл.9.

5. Уставка срабатывания реле сопротивления находится:

6. Чувствительность реле сопротивления проверяется при КЗ в конце линии:

7. Чувствительность реле сопротивления по току точной работы проверяется для каждого полукомплекта защиты при КЗ в конце линии в расчетных режимах.

Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии АБ чувствительность реле сопротивления по току точной работы при трехфазном КЗ на подстанции Б в максимальном режиме определяется как

Результаты расчета коэффициентов чувствительности защиты при симметричных КЗ для других полукомплектов защит в различных режимах приведены в табл.9.

8. Находятся токи срабатывания цепи подготовки отключения по обратной (при ) и нулевой (при ) последовательностям тока:

Эти уставки не расчетные, так как меньше минимально возможных уставок реле.

9. Находится для каждого полукомплекта защиты ток обратной последовательности. подводимый к защите при двухфазном КЗ в конце линии в расчетных режимах.

Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии АБ при двухфазном КЗ на подстанции Б в максимальном режиме

Результаты расчета для других
полукомплектов защиты в различных режимах приведены в табл.9.

10. Выбирается уставка срабатывания фильтр-реле обратной последовательности цепи подготовки отключения из условий обеспечения коэффициента чувствительности не менее двух в наихудшем режиме:

11. Чувствительность защиты к двухфазным КЗ определяется во всех расчетных режимах. Результаты расчета в табл.9.

12. Чувствительность пусковых органов по цепям отключения при однофазных КЗ определяется для каждого полукомплекта защиты на основании предварительно найденных токов обратной и нулевой последовательности, подводимых к реле при КЗ в конце линии в расчетных режимах.

Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии АБ при КЗ в конце линии вторичные токи находятся

Хотя чувствительность рассматриваемого полукомплекта защиты обеспечивается только от тока и добавки тока не требуется, все же для обеспечения чувствительности обоих полукомплектов защиты линии АБ (уставки полукомплектов защит по концам линии всегда одинаковы) при двухфазных КЗ на землю у шин подстанции А принимается уставка

Тогда суммарный коэффициент чувствительности при

13. Чувствительность пусковых органов по цепям отключения при двухфазном КЗ на землю определяется для каждого полукомплекта защиты также как и при однофазных КЗ.

Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии АБ

при КЗ в конце линии вторичные токи находятся

Суммарный коэффициент чувствительности при и

14. Определяется расчетный коэффициент фильтра органа манипуляции

На основании расчетов коэффициента фильтра для обоих полукомплектов защиты линии АБ во всех расчетных режимах принимается наибольшая уставка

15. Проверяется надежность манипуляции при симметричных и несимметричных КЗ в расчетных режимах.

Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии АБ ток надежной манипуляции определяется:

– при симметричных КЗ по току трехфазного КЗ в начале линии

– при симметричных КЗ по току трехфазного КЗ в конце линии

– при несимметричных КЗ по току двухфазного замыкания на
землю при КЗ в конце линии

Результаты расчета тока надежной манипуляции для других полукомплектов в различных режимах приведена в табл.9.

В целом данные табл.8.11 позволяют сделать следующие выводы. Чувствительность токовых пусковых органов при симметричных КЗ в конце линии не обеспечивается, за исключением режимов каскадного отключения на параллельных линиях. Поэтому в защите применено реле сопротивления, чувствительность которого достаточна на всех линиях и во всех режимах.

Таблица 9. Расчет дифференциально-фазной высокочастотной защиты

А.

Место установки защиты Расчет пусковых органов при несимметричных КЗ
Проверка чувствительности кч ПП кч Z I2в, А, кч2
2 4 6 8 10 ПА 15,93

19,1

1,87

2,55

7,95

1,38

7,95

1,38

Режим максимальный, КЗ на ПА

Режим минимальный, КЗ на ПА

То же, каскадное отключение у шин ПА

1,32

2,48

3,73

9,41

3,99

3,82

Двухфазное КЗ на землю
А 3I0в*расч

(рис.27)

3I0в*факт

по (3.51)

Х1S,
Ом(табл..1)
кА,по
(3.44)
А. n

(табл.2)

12 14 16 18 20 22 24 26 4,29

5,09

4,29

4,7

4,3

25,89

76,31

9,76

11,66

2,290

1,017

6,07

12,71

3,22

4,52

3,22

4,55

8,42

55,09

5,964

0,767

1,94

5,47

0,017

1

Расчет органа манипуляции
Несимметричное

КЗ

3I0в*факт I1врасч, А Красч I1.в.мин,
А
в конце линии
29 31 33 35 37 39 41
3,62

3,2

14,45

13,73

2,34

1,85

Принято 8 Принято 2,0 15,93

14,11

10,41

9,22

1,02

4,55

10,73

9,57

5,53

1,75

4,79

12,67

7,97

6,59

20,76

Отстройка пусковых органов при несимметричных КЗ от токов небаланса, обусловленных загрузочными режимами, при отсутствии несимметрии ( I 2.нес = 0; 3 I 0.нес = 0) не является расчетной. Поэтому выбор уставки по току обратной последовательности выполнен из условия обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ. Чувствительность пусковых органов обратной последовательности на параллельных линиях достаточна при однофазных КЗ и недостаточна на подстанции Б при двухфазных КЗ на землю в конце линии. Поэтому для повышения чувствительности пусковых органов при несимметричных КЗ предусмотрена добавка 3 I .

На линии БВ чувствительность пусковых органов обратной последовательности недостаточна при однофазных КЗ и обеспечивается при двухфазных КЗ на землю. Здесь также предусмотрена добавка тока 3 I . При расчете органа манипуляции коэффициент фильтра для линий АБ и БВ принят соответственно 8 и 6. Для линии АБ со стороны подстанции Б принятый коэффициент фильтра на 22% меньше расчетного, что компенсируется принятым коэффициентом
запаса кз = 1,5 и четкой работой защиты в режиме каскадного отключения. Надежность работы органа манипуляции по току обеспечивается как при симметричных, так и при несимметричных КЗ во всех режимах.

В целом дифференциально-фазные защиты на линиях АБ и БВ рекомендуются в качестве основных.

Автоматическое повторное включение

В соответствии с Правилами устройства электроустановок на всех линиях рассматриваемой сети устанавливаются устройства АПВ (при выполнении курсового проекта предусматриваются трехфазные АПВ). АПВ линий выполняются либо без проверки синхронизма (несинхронное АПВ), либо с контролем отсутствия напряжения и проверкой синхронизма, а также имеют выдержку времени на
включение, определяемую условиями избирательности.

Выбор типа АПВ. На линиях с двухсторонним питанием выбор типа АПВ производится на основе оценки кратности тока в генераторах при несинхронном включении линии. Для проверки этого условия рассматриваются такие режимы, при которых ток несинхронного включения будет наибольшим. Если толчок тока несинхронного включения допустим для генераторов, применяют АПВ без проверки синхронизма, если недопустим – применяют АПВ с контролем отсутствия напряжения и проверкой синхронизма. Для линий с односторонним питанием применяют несинхронное АПВ.

Для линий с двухсторонним питанием (АБ и БВ) типа АПВ определяется по наиболее неблагоприятному случаю: несинхронному включению линии БВ при отключении одного блока станции А.

Схема размещения релейной защиты и автоматики

На основании произведенных расчетов уставок релейной защиты и автоматики выбираются принципы выполнения защиты сети. Принятые к установке устройства и их уставки отражают на схеме размещения релейной защиты и автоматики (рис.50). Такие схемы позволяют проверить правильность расчетов уставок, оценить принципы выполнения, а также анализировать порядок работы защиты и автоматики при КЗ.

Выполненные расчеты показывают, что для рассматриваемого участка сети в качестве основных защит на параллельных линиях могут быть применены дифференциально-фазные высокочастотные защиты (ДФЗ) или поперечная дифференциально-направленная защита (ПДНЗ). С целью упрощения защиты в качестве основной защиты параллельных линий принята ПДНЗ. При работе одной из параллельных линий с целью обеспечения быстродействия основной принята защита ДФЗ.

В качестве резервных защит от междуфазных повреждений на линиях АБ и БВ приняты к установке трехступенчатые дистанционные защиты (рис.50, СВ – защита сопротивления с выдержкой времени). В качестве резервных защит от замыканий на землю на линиях АБ и БВ предусмотрены трех и четырехступенчатые направленные защиты нулевой последовательности (ТОВ – токовая нулевой последовательности с выдержкой времени).В качестве дополнительных защит на линиях АБ и БВ со
стороны подстанции В применены токовые отсечки (/Т/, рис.50). На тупиковой линии и подстанции Г установлены в качестве основных защит: двухступенчатая максимальная токовая защита с выдержкой времени (ТВ) от междуфазных КЗ и одноступенчатая направленная токовая отсечка нулевой последовательности (/Т/, рис.50) от замыканий на землю.

Принятые уставки дистанционных и земляных защит в целом обеспечивают ближнее и дальнее резервирование. Исключение составляет режим каскадного отключения КЗ у шин подстанции В и отказа выключателя этой линии на подстанции А, когда дистанционная защита параллельной линии со стороны подстанции Б оказывается нечувствительной. Последнее требует установки на подстанции А устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ). Отметим, что согласно Правилам устройства электроустановок на всех крупных подстанциях 110 кВ (А, Б, В) предусматриваются УРОВ.

Выключатели всех линий оборудуются устройствами трехфазного несинхронного АПВ однократного действия.

Рис.8. Схема размещения устройств релейной защиты и автоматики для рассмотренного участка сети (кА, кВ, Ом, с)

Расчет релейной защиты трёхобмоточного трансформатора подстанции Б

Исходные данные к расчету защит

Требуется рассчитать защиту трехобмоточного трансформатора ТДТН-16000/110/35/10
кВ (115 ± 12%/38, 5 ± 5%/11 кВ), Y / Y / D -11, U к ВС = 10,5%,

U к ВН = 17,5%,
U к СН = 6,5%,
питающегося от энергосистемы с параметрами Хс.макс = 15,11 Ом, Хс.мин
= 18,09 Ом
(сопротивления приведены к

Для составления схемы замещения вычисляются сопротивления сторон трансформатора:

Рис. 9 Поясняющая схема (а) и схема замещения (б) к примеру расчета защиты понижающего трансформатора

При расчетах токов КЗ для защит трансформаторов с РПН следует учесть изменение сопротивления за счет регулирования напряжения. Для трансформаторов 110 кВ приближенно можно принять:

Ток КЗ на шинах среднего напряжения (точка К1, рис.9)

Ток КЗ на шинах НН (точка К2, рис.9)

Расчет продольной дифференциальной токовой защиты

Предварительный расчет дифференциальной защиты и выбор типа реле.

1. Ток срабатывания защиты определяется по большему из двух расчетных условий:

а) отстройка от броска тока намагничивания

б) отстройка от тока небаланса, выполняется с учетом выражений:

2. Предварительная проверка чувствительности производится по первичным токам при двухфазном КЗ на стороне НН (точка К4, рис.52):

б) отстройка по от тока небаланса при КЗ на СН

в) отстройка по от тока небаланса при КЗ на НН

Принимаем реле ДЗТ-11 с установкой тормозной обмотки со стороны СН. Тогда отстройка будет обеспечена за счет торможения, а ток срабатывания защиты принимается по большему из условий 3,а и 3,в: I с.з = 261,03 А;

4. Определяется чувствительность защиты при КЗ на стороне НН при минимальном регулировании:

Принимается w раб.осн = 7 витков, что соответствует фактическому току срабатывания реле I ср.осн = 100/7 = 14,29 А.

4. Расчетные числа витков для других сторон трансформатора определяются

– для стороны 110 кВ w расч. I = 7(4,2/4,64) = 6,34. Принимается wI = 6;

– для стороны 35 кВ w расч. II = 7(4,2/5,19) = 5,67.
Принимается wII = 5;

5. Уточненный ток срабатывания защиты с учетом погрешности выравнивания находится по выражениям:

6. Уточненный расчетный ток срабатывания реле определяется

Поскольку уточненный расчетный ток срабатывания реле (11,21 А) меньше фактического (14,29 А), то выбор рабочих витков закончен.

7. Расчетный ток небаланса защиты при КЗ на стороне СН, где предусмотрено торможение с учетом погрешности выравнивания находится по выражениям

= (1,0 ? 0,1 + 0,12 + 0,05 + 0,118) ? 791 = 306,91 А,

8. Число витков тормозной обмотки находится по выражению:

Таким образом, в установке на реле принимаются следующие витки:

9. Чувствительность защиты определяется приближенно по первичным токам при расчетном КЗ на стороне НН для случаев минимального и нормального регулирования трансформатора

где I с.з = 273,37 А – фактический ток срабатывания защиты.

Чувствительность защиты не обеспечивается, поэтому можно рекомендовать к установке защиту с реле типа ДЗТ-21.

Расчет максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

Для трехобмоточных трансформаторов с односторонним питанием в качестве резервной защиты рекомендуется установка на стороне питания МТЗ с пуском или без пуска по напряжению.

1. Первоначально определяется ток срабатывания МТЗ без пуска по напряжению в соответствии с выражением:

2.Чувствительность защиты проверим по при КЗ на шинах СН и НН в минимальных расчетных режимах:

Поскольку чувствительность МТЗ без пуска по напряжению оказывается недостаточной, применим блокировку по напряжению со сторон СН и НН трансформатора. В этом случае ток срабатывания защиты, определенный по
уравнению, равен:

а чувствительность защиты в тех же расчетных точках составит:

3. Напряжение срабатывания органа блокировки при симметричных КЗ определим приближенно по выражению:

4. Напряжение срабатывания органа блокировки при несимметричных КЗ определяется:

5. Чувствительность блокирующих органов проверяется при КЗ на приемных сторонах трансформатора, куда и подключены блокирующие реле, т.е. , а

Поскольку при КЗ на приемных сторонах трансформатора кч >1,5, то дифференциальные защиты шин на этих сторонах можно не устанавливать.

6. Ток срабатывания защиты от симметричного перегруза, действующей на сигнал, определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора на стороне, где установлена защита, по выражению:

7. Выдержки времени МТЗ согласуются с выдержками времени защит линий на сторонах СН и НН.

Выводы

В данной работе был проведен расчет уставок и выбор принципов защиты и автоматики участка сети 110 кВ, расчет уставок и выбор принципов релейной защиты основного оборудования электрических станций (трёхобмоточный трансформатор подстанции).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Платонов В.В., Чмыхалов Г.Н. Специальные вопросы проектирования релейной защиты электрических сетей энергосистем: Учеб. Пособие/ Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. – Новочеркасск: ЮРГТУ, 2000. – 124с.

2. Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат, 2002.

3. Дьяков А.Ф., Платонов В.В. Основы проектирования релейной защиты электроэнергетических систем: Учебное пособие. – М.: Издательство МЭИ, 2000. – 248с.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608с.

5. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13А. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Схемы. М.: Энергоатомиздат, 1985.

6. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Расчёты. М.: Энергоатомиздат, 1985.

7. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 11. Расчёты токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ М.: Энергия, 1979. – 152с.

8. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 7. Дистанционная защита линий 35-330 кВ. М.: Энергия, 1966. – 172с.

9. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 12. Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110-500 кВ: Расчёты. М.: Энергия, 1980. – 88с.

10. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 9. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий 110-330 кВ: Расчёты. М.:
Энергия, 1972. – 112с.

Релейная защита основного электрооборудования электростанций и подстанций. Вопросы проектирования

ГОСТ Р 55438-2013

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы

ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ СУБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ И ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПРИ СОЗДАНИИ (МОДЕРНИЗАЦИИ) И ЭКСПЛУАТАЦИИ

United power system and isolated power systems. Operative-dispatch management. Relay protection and automation. Interaction of actors, consumers of electrical energy in creating (modernization) and the exploitation. General requirements

ОКС 27.010
ОКП 01 1000

Дата введения 2014-04-01

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы», Открытым акционерным обществом «Энергетический институт им.Г.М.Кржижановского», Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт стандартизации и сертификации в машиностроении»

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации «Системная надежность в электроэнергетике» ТК 007

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет (gost.ru)

ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 16.01.2020 N 13-ст c 01.04.2020

Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 4, 2020 год

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает принципы и порядок взаимодействия лиц, осуществляющих деятельность по производству электрической энергии и мощности (далее — генерирующие компании), передаче электрической энергии (далее — сетевые организации), оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике (далее — субъекты оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике), потребителей электрической энергии по вопросам:

— эксплуатации комплексов и устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), установленных на объектах электроэнергетики и в диспетчерских центрах субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;

— создания новых или модернизации, реконструкции, технического перевооружения (далее — модернизация) существующих комплексов и устройств РЗА, а также систем телемеханики и технологической связи, обеспечивающих функционирование комплексов и устройств РЗА.

Положения и требования настоящего стандарта распространяются на генерирующие компании и сетевые организации, субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, потребителей электрической энергии, осуществляющих деятельность в пределах территории Единой энергетической системы России (ЕЭС России) и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, расположенных на территории Российской Федерации, вне зависимости от их формы собственности.

2 Термины, определения и сокращения

2.1 В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

2.1.1 диспетчерская заявка: Документ, в котором оформляется ответственное намерение эксплуатирующей организации изменить технологический режим работы или эксплуатационное состояние объекта диспетчеризации, передаваемый на рассмотрение и принятие решения в соответствующий диспетчерский центр.

2.1.2 диспетчерский персонал: Работники субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (диспетчеры), уполномоченные при осуществлении оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике от имени субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике отдавать обязательные для исполнения диспетчерские команды и разрешения или осуществлять изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, непосредственно воздействуя на них с использованием средств дистанционного управления, при управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы.

2.1.3 диспетчерский центр; ДЦ: Совокупность структурных единиц и подразделений организации — субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, обеспечивающая в пределах закрепленной за ней операционной зоны выполнение задач и функций оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

2.1.4 диспетчерское ведение: Организация управления электроэнергетическим режимом энергосистемы, при которой технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, оборудования и устройств изменяются только по согласованию с соответствующим ДЦ (с разрешения диспетчера соответствующего ДЦ).

2.1.5 диспетчерское управление: Организация управления электроэнергетическим режимом энергосистемы, при которой технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, оборудования и устройств изменяются только по диспетчерской команде диспетчера соответствующего ДЦ или путем непосредственного воздействия на технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов диспетчеризации с использованием средств дистанционного управления из ДЦ.

2.1.6 журнал РЗА: Журнал записей указаний по вопросам эксплуатации устройств РЗА, находящийся на рабочем месте оперативного персонала, осуществляющего круглосуточное и непрерывное оперативно-технологическое управление.

2.1.7 журнал учета работы РЗА: Журнал учета всех случаев работы и неисправностей (отказов) устройств РЗА.

2.1.8 задание по настройке устройства РЗА: Документ на реализацию параметров настройки (уставок), алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, содержащий список изменяемых параметров (настроек) устройств РЗА с указанием их значений и/или согласованные принципиальные (полные) схемы.

2.1.9 исполнительные схемы устройства РЗА: Выверенные и полностью соответствующие настройке алгоритма функционирования и фактически выполненному монтажу схемы устройства РЗА, выполненные на основании принципиальных (полных) схем и схем монтажных (соединений), содержащие информацию обо всех внесенных изменениях с указанием ссылок на соответствующие документы.

2.1.10 карта уставок: Технические данные об основных параметрах срабатывания и алгоритме функционирования устройств РЗА, находящиеся на щите управления объекта электроэнергетики, центра управления сетями, ДЦ, представленные в наглядной форме, необходимые для оценки действия устройств РЗА или допустимости режима работы оборудования или линий электропередачи (ЛЭП) по условиям настройки устройств РЗА.

2.1.12 комплексная программа: Оперативный документ, определяющий порядок ввода в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА при строительстве, реконструкции, модернизации объектов электроэнергетики или проведении испытаний, в котором указывается [в том числе путем ссылки на подлежащие применению программы (типовые программы) переключений, бланки (типовые бланки) переключений, программы производства работ] строгая последовательность операций при производстве переключений, а также действий персонала по организации и выполнению работ по монтажу и наладке оборудования, устройств РЗА, осуществляемых в процессе испытаний или ввода соответствующих ЛЭП, оборудования и устройств РЗА в работу.

2.1.13 комплекс РЗА: Совокупность взаимодействующих между собой устройств РЗА, предназначенных для выполнения взаимосвязанных функций защиты и автоматики оборудования или ЛЭП.

2.1.14 объекты диспетчеризации: ЛЭП, оборудование электрических станций и электрических сетей, устройства РЗА, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, иное оборудование объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, технологический режим работы и эксплуатационное состояние которых влияют или могут влиять на электроэнергетический режим энергосистемы в операционной зоне ДЦ, а также на параметры технологического режима работы оборудования в операционной зоне ДЦ, включенные соответствующим ДЦ в перечень таких объектов с распределением их по способу управления (ведения).

2.1.15 оперативная заявка: Документ, в котором оформляется ответственное намерение эксплуатирующей организации изменить технологический режим работы или эксплуатационное состояние ЛЭП, оборудования, комплексов и устройств, не являющихся объектами диспетчеризации.

Примечание — Далее по тексту, если не требуется уточнение, термин «заявка» обозначает как диспетчерскую заявку, так и оперативную.

2.1.16 оперативное обслуживание устройств РЗА: Действия оперативного персонала объекта электроэнергетики с устройствами РЗА при срабатывании, неисправности, переключениях по выводу из работы (вводу в работу) устройства РЗА или изменении режима работы устройств РЗА, осмотр.

2.1.18 операция с устройством РЗА: Действие с переключающими устройствами в цепях устройства РЗА (ключ, переключатель, накладка, испытательный блок, рубильник, кнопка, виртуальный ключ или накладка в видеокадре АРМ и т.п.), проверочное действие, выполняемое оперативным персоналом объекта электроэнергетики или персоналом РЗА.

2.1.19 осмотр устройств РЗА: Периодически проводимый оперативным персоналом и персоналом РЗА осмотр состояния аппаратуры и вторичных цепей с проверкой соответствия положения указательных реле, сигнальных элементов, контрольных приборов и переключающих устройств режиму работы ЛЭП и оборудования.

2.1.20 паспорт-протокол: Документ, предназначенный для учета результатов технического обслуживания устройства РЗА во время эксплуатации, начиная с наладки и приемочных испытаний при новом включении.

Примечание — Паспорт-протокол устройства РЗА содержит:

— формуляр регистрации изменения уставок;

— формуляр регистрации исполнительных схем и сведений об их изменениях;

— формуляр регистрации результатов технического обслуживания;

— протокол проверки устройства РЗА при новом включении;

— протоколы проверки при последующих технических обслуживаниях.

2.1.21 персонал РЗА: Персонал, обученный и допущенный распорядительным документом эксплуатирующей организации к самостоятельной проверке соответствующих устройств и комплексов РЗА.

2.1.22 подтверждение возможности изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния: Сообщение, выдаваемое оперативным персоналом, о возможности изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств, находящихся в его технологическом ведении.

2.1.23 принципиальные (полные) схемы устройств РЗА: Документ, определяющий полный состав элементов (функций, схем программируемой логики) и взаимосвязи между ними, дающий полное представление о принципах работы устройства РЗА, подключении к цепям тока и напряжения, взаимодействии с другими устройствами РЗА.

2.1.24 программа переключений: Оперативный документ, в котором указывается строгая последовательность операций и команд при производстве переключений в электроустановках разных уровней управления и/или разных объектов электроэнергетики (энергопринимающих установок).

2.1.25 программа по техническому обслуживанию устройства РЗА: Документ, применяемый персоналом РЗА на объекте электроэнергетики для производства работ по техническому обслуживанию устройства РЗА, определяющий объем и последовательность работ по техническому обслуживанию.

2.1.26 проектная документация по РЗА: Комплект технических документов, разрабатываемых для строительства, технического перевооружения, реконструкции и модернизации объектов электроэнергетики и включающих в себя принципиальные технические решения по комплексам и устройствам РЗА в виде графического и текстового материала, обоснованные техническими и экономическими расчетами, подтверждающими правильность принципиальных решений.

2.1.27 противоаварийная автоматика; ПА: Совокупность устройств, обеспечивающая измерение и обработку параметров электроэнергетического режима энергосистемы, передачу информации и команд управления и реализацию управляющих воздействий в соответствии с заданными алгоритмами и настройкой для выявления, предотвращения развития и ликвидации нарушения нормального режима энергосистемы.

2.1.28 протокол проверки устройства РЗА: Документ, содержащий в зависимости от назначения и вида технического обслуживания необходимые сведения и результаты, полученные при проверке устройства РЗА, а также информацию о средствах измерения и работниках, выполнивших эту работу.

2.1.29 рабочая документация по РЗА: Документация, которая разрабатывается в целях реализации проекта реконструкции (модернизации), отражающая принцип работы и логику функционирования комплексов и устройств РЗА и предназначенная для их монтажа, наладки, приемки, эксплуатации и технического обслуживания.

2.1.30 рабочая программа вывода из работы (ввода в работу) устройства РЗА: Документ, применяемый на объекте электроэнергетики персоналом РЗА для вывода из работы (ввода в работу) сложного устройства РЗА при подготовке к техническому обслуживанию (подготовке к вводу в работу).

2.1.31 разрешение на производство переключений: Разрешение, выдаваемое диспетчерским персоналом диспетчерскому или оперативному персоналу на совершение операций по производству переключений на оборудовании и устройствах, находящихся в его диспетчерском ведении.

Примечание — Если не требуется уточнение, термин «разрешение» включает в себя разрешение на производство переключений, выдаваемое диспетчерским персоналом, и подтверждение возможности изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния, выдаваемое оперативным персоналом.

2.1.32 режимная автоматика; РА: Совокупность устройств, обеспечивающая измерение и обработку параметров электроэнергетического режима энергосистемы, передачу информации и команд управления и реализацию управляющих воздействий в соответствии с заданными алгоритмами и настройкой для регулирования параметров режима энергосистемы (частоты электрического тока, напряжения, активной и реактивной мощности).

2.1.33 релейная защита; РЗ: Совокупность устройств, предназначенных для автоматического выявления коротких замыканий, замыканий на землю и других ненормальных режимов работы ЛЭП и оборудования, которые могут привести к их повреждению и/или нарушению устойчивости энергосистемы, формирования управляющих воздействий на отключение коммутационных аппаратов в целях отключения этих ЛЭП и оборудования от энергосистемы, формирования предупредительных сигналов.

2.1.34 релейная защита и автоматика; РЗА: Релейная защита, сетевая автоматика, противоаварийная автоматика, режимная автоматика, регистраторы аварийных событий и процессов, технологическая автоматика объектов электроэнергетики.

2.1.35 регистраторы аварийных событий и процессов: Устройства, регистрирующие аварийные события и процессы в энергосистеме (регистраторы аварийных событий, регистраторы системы мониторинга переходных процессов, устройства определения места повреждения).

2.1.36 сетевая автоматика: Совокупность устройств, реализующих функции автоматического повторного включения, автоматического ввода резерва, автоматического опережающего деления сети.

2.1.37 сложные переключения с устройствами РЗА: Переключения по изменению эксплуатационного состояния или технологического режима работы одного или нескольких устройств РЗА на одном или нескольких объектах электроэнергетики при выводе из работы (вводе в работу) устройства РЗА, требующие строгого соблюдения последовательности операций и/или координации действий оперативного персонала объектов электроэнергетики во время этих переключений.

2.1.38 сложное устройство РЗА: Устройство РЗА со сложными внешними связями, для которого при выводе в проверку для технического обслуживания (вводе в работу после технического обслуживания) требуется принятие мер, предотвращающих воздействия на оборудование и другие устройства РЗА.

2.1.39 техническое обслуживание устройств РЗА: Деятельность по предотвращению отказов функционирования устройств РЗА, осуществляемая при выполнении работ по настройке параметров (уставок) срабатывания (возврата), алгоритмов функционирования, периодической проверке работоспособности, выявлению причин отказов и устранению обнаруженных неисправностей устройства.

2.1.40 технологическое ведение: Подтверждение возможности изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств, осуществляемое оперативным персоналом.

Примечание — Если не требуется уточнение, термин «ведение» включает в себя как диспетчерское ведение, так и технологическое.

2.1.41 технологическое управление: Выполняемые оперативным персоналом координация действий по изменению технологического режима работы или эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств и/или сами действия с использованием средств дистанционного управления или непосредственно на объектах электроэнергетики или энергопринимающих установках потребителей электрической энергии, исключая случаи, когда эти действия выполняются по диспетчерской команде или координируются оперативным персоналом.

Примечание — Если не требуется уточнение, термин «управление» включает в себя как диспетчерское управление, так и технологическое.

2.1.42 типовая программа переключений: Оперативный документ, в котором указывается строгая последовательность операций и команд при выполнении повторяющихся сложных переключений в электроустановках разных уровней управления и/или разных объектов электроэнергетики (энергопринимающих установок).

2.1.43 типовой бланк переключений: Разработанный заранее административно-техническим персоналом оперативный документ, в котором указывается строгая последовательность операций при выполнении повторяющихся сложных переключений в электроустановках для определенных схем электрических соединений и состояний устройств РЗА.

2.1.44 устройство РЗА: Техническое устройство (аппарат, терминал, блок, шкаф, панель) и его цепи, реализующее заданные функции РЗА и обслуживаемое (оперативно и технически) как единое целое.

2.1.45 центр управления сетями; ЦУС: Структурное подразделение сетевой организации, осуществляющее функции технологического управления и ведения в отношении объектов (части объектов) электросетевого хозяйства, находящихся в зоне эксплуатационной ответственности данной сетевой организации, или в установленных законодательством случаях в отношении объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок, принадлежащих третьим лицам.

2.1.46 эксплуатация РЗА: Комплекс технических и организационных мероприятий по поддержанию РЗА в режиме постоянной готовности к использованию по назначению, включающий в себя:

— оперативное обслуживание устройств РЗА;

— техническое обслуживание устройств РЗА;

— анализ функционирования комплексов и устройств РЗА, разработка мероприятий по повышению надежности их работы;

— расчет и выбор параметров срабатывания (возврата), алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА.

2.1.47 эксплуатационное состояние устройства РЗА: Состояние устройства РЗА: введено в работу, оперативно выведено (не для производства работ), выведено для технического обслуживания.

Примечание — Устройство РЗА считается:

— введенным в работу, если все входные и выходные цепи, в том числе контакты выходных реле этого устройства, с помощью переключающих устройств подключены к цепям управления включающих или отключающих электромагнитов управления коммутационных аппаратов и/или взаимодействия с другими устройствами РЗА;

— оперативно выведенным, если все выходные цепи отключены переключающими устройствами;

— выведенным для технического обслуживания, если все входные и выходные цепи, необходимые по условиям производства работ, отключены с помощью переключающих устройств или отсоединены на клеммах.

алгоритм функционирования устройства релейной защиты и автоматики: Логический порядок взаимодействия функций (блокировок) в устройстве релейной защиты и автоматики, определяющий принцип его действия.

[ГОСТ Р 57114-2020, статья 3.10]

анализ функционирования устройств и комплексов РЗА: Рассмотрение результатов технического учета, определение показателей работы находящихся в эксплуатации устройств (комплексов) и реализованных в их составе функций РЗА, проверка соответствия принятых технических решений по составу, параметрам настройки и алгоритмам функционирования устройств (комплексов) РЗА и реализованных в их составе функций РЗА предъявляемым к ним требованиям и достаточности организационных мероприятий для обеспечения их надежной эксплуатации.

[ГОСТ Р 56865-2020, статья 3.2]

параметры настройки устройства релейной защиты и автоматики: Изменяемые величины в устройстве релейной защиты и автоматики, определяющие состав и логику работы отдельных функций (блокировок), либо допустимый диапазон и шаг изменения величин, обеспечивающие функционирование устройства релейной защиты и автоматики в соответствии с заданным алгоритмом.

[ГОСТ Р 57114-2020, статья 3.67]

технический учет: Учет всех случаев срабатывания (отказов срабатывания) устройств (комплексов), функций РЗА, включая анализ их работы, оценку результатов работы, классификацию причин неправильной работы, а также учет количества устройств (комплексов) РЗА и реализованных в этих устройствах (комплексах) функций РЗА.

[ГОСТ Р 56865-2020, статья 3.11]

функция устройства РЗА: Функционально завершенный алгоритм функционирования устройства РЗА, позволяющий на основе информации, полученной от измерительных органов устройства РЗА и/или от других устройств (функций) РЗА, выявлять повреждения, отключения оборудования (ЛЭП) или другие ненормальные режимы и в соответствии с заданными параметрами настройки действовать на предотвращение развития и ликвидацию нарушения нормального режима, а также на изменение параметров режима энергосистемы (частоты электрического тока, напряжения, активной и реактивной мощности).

[ГОСТ Р 56865-2020, статья 3.15].

2.1.48-2.1.52 (Введены дополнительно, Изм. N 1).

2.2 В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

АВР — автоматический ввод резерва;

АПВ — автоматическое повторное включение;

АРВ — автоматическое регулирование возбуждения;

АРМ — автоматизированное рабочее место;

ВЧ — высокочастотная (связь);

ДЦ — диспетчерский центр;

ЛЭП — линия электропередачи;

НСО — начальник смены объекта;

ЦУС — центр управления сетями.

3 Общие положения

3.1 Одним из условий надежного функционирования комплексов и устройств РЗА является эффективное взаимодействие генерирующих компаний, сетевых организаций, субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, потребителей электрической энергии в процессе создания (модернизации) и эксплуатации комплексов и устройств РЗА. Классификация РЗА приведена на рисунке А.1 (приложение А).

3.2 Взаимодействие генерирующих компаний, сетевых организаций, субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, потребителей электрической энергии в части комплексов и устройств РЗА, установленных на технологически связанных объектах разных собственников, должно быть направлено на обеспечение:

— эксплуатации комплексов и устройств РЗА на основе единых правил эксплуатации и взаимного предоставления необходимой технологической информации;

— соблюдения взаимосогласованных технических требований к программно и аппаратно совместимым устройствам и комплексам РЗА при их создании (модернизации);

— выполнения работ по созданию (модернизации) РЗА во взаимосогласованные сроки;

— внедрения на объектах электроэнергетики современных комплексов и устройств РЗА.

Примечание — Далее, если не требуется уточнение, термин «объект электроэнергетики» включает в себя объекты по производству электрической энергии, объекты электросетевого хозяйства (в том числе принадлежащие потребителям электрической энергии) и энергопринимающие установки потребителей электрической энергии.

3.3 Параметры настройки (уставки), алгоритмы функционирования, эксплуатационное состояние всех комплексов и устройств РЗА должны соответствовать схемам и режимам работы энергосистемы, технологическим режимам работы объектов электроэнергетики.

3.4 ЛЭП, оборудование должны находиться в работе (под напряжением или в автоматическом резерве) и опробоваться напряжением только с включенными устройствами РЗ от всех видов повреждений.

3.5 Находящиеся в эксплуатации устройства РЗА должны быть обеспечены следующей технической документацией:

— паспорта-протоколы;

— инструкции по оперативному обслуживанию (эксплуатации) комплексов и устройств РЗА для оперативного персонала;

— методические указания или инструкции по техническому обслуживанию устройств РЗА;

— технические данные о настройке устройств РЗА, для цифровых устройств РЗА, включая файл параметрирования и актуальную версию программного обеспечения устройства РЗА;

— карты уставок;

— исполнительные схемы;

— типовые бланки переключений по выводу из работы (вводу в работу) устройств РЗА;

— рабочие программы вывода из работы (ввода в работу) устройств РЗА;

— перечень сложных устройств РЗА;

— журнал РЗА;

— журнал учета работы релейной защиты и автоматики;

— результаты расчетов аварийных режимов, в том числе токов коротких замыканий, полученные от соответствующего ДЦ, на основе которых собственником или иным законным владельцем объекта электроэнергетики осуществляется расчет, выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств РЗА;

— графики технического обслуживания устройств РЗА.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4 Взаимодействие при эксплуатации комплексов и устройств РЗА

4.1 Оперативное обслуживание устройств РЗА

4.1.1 Генерирующими компаниями, сетевыми организациями, потребителями электрической энергии должно быть организовано оперативное обслуживание устройств РЗА на принадлежащих им объектах электроэнергетики.

При оперативном обслуживании комплексов и устройств РЗА генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии взаимодействуют с ДЦ, в диспетчерском управлении (ведении) которых находятся эти комплексы и устройства РЗА.

4.1.2 ДЦ должны быть разработаны и направлены в соответствующие генерирующие компании, сетевые организации и потребителям электрической энергии инструкции по обслуживанию комплексов и устройств РЗА, находящихся в его диспетчерском управлении. По решению субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике ДЦ могут быть разработаны и направлены в соответствующие генерирующие компании, сетевые организации и потребителям электрической энергии инструкции по обслуживанию устройств РЗА, находящихся в его диспетчерском ведении.

Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии на основании заводской и проектной документации, с учетом указаний инструкций по обслуживанию комплексов и устройств РЗА, разработанных ДЦ, должны разработать для оперативного персонала инструкции по оперативному обслуживанию (эксплуатации) комплексов и устройств РЗА.

4.1.3 При возникновении неисправностей устройств РЗА, а также когда задержка в выводе из работы устройства РЗА может привести к его ложному срабатыванию или повреждению, оперативный персонал объекта электроэнергетики может выполнять самостоятельно операции по выводу из работы устройств РЗА с последующим уведомлением персонала, в управлении (ведении) которого находятся устройства РЗА.

Действия оперативного персонала объекта электроэнергетики в таких случаях должны быть предусмотрены инструкциями по оперативному обслуживанию (эксплуатации) комплексов и устройств РЗА.

4.1.4 При возникновении (угрозе возникновения) повреждения ЛЭП, оборудования вследствие превышения параметрами технологического режима их работы допустимых по величине и длительности значений, а также при возникновении несчастного случая и иных обстоятельств, создающих угрозу жизни людей, оперативный персонал при отсутствии связи с персоналом, в управлении (ведении) которого находятся устройства РЗА, имеет право самостоятельно выполнять операции, предусмотренные инструкциями по оперативному обслуживанию (эксплуатации) комплексов и устройств РЗА или инструкцией по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима. О выполненных операциях оперативный персонал обязан сообщить персоналу, в управлении (ведении) которого находятся устройства РЗА, немедленно, как только восстановится связь.

4.1.5 Диспетчерский персонал ДЦ, оперативный персонал ЦУС, НСО, в управлении (ведении) которого находятся комплексы и устройства РЗА, в отношении указанных комплексов и устройств РЗА координирует действия оперативного персонала, в том числе:

— отдает команды (разрешения) на вывод из работы (ввод в работу) устройств РЗА или их функций в соответствии с инструкциями по обслуживанию комплексов и устройств РЗА и программами (типовыми программами) переключений по выводу из работы (вводу в работу) устройств РЗА, ЛЭП (оборудования);

— выдает сообщение оперативному персоналу, участвующему в переключениях, об окончании переключений по выводу из работы (вводу в работу) устройств РЗА;

— осуществляет контроль соответствия режима работы и эксплуатационного состояния комплексов и устройств РЗА схемам первичных соединений объектов электроэнергетики и режимам работы ЛЭП и оборудования;

— получает сведения о работе комплексов и устройств РЗА от оперативного персонала.

4.1.6 Оперативный персонал объектов электроэнергетики выполняет в части комплексов и устройств РЗА следующие функции:

— контролирует готовность к работе устройств РЗА, в том числе осуществляет контроль соответствия эксплуатационного состояния устройств РЗА схемам первичных соединений объекта электроэнергетики;

— производит предусмотренные инструкциями по оперативному обслуживанию (эксплуатации) комплексов и устройств РЗА опробования, измерения, устраняет их неисправности в пределах требований этих инструкций;

— фиксирует факт срабатывания устройств РЗА и передает необходимую информацию персоналу, в управлении (ведении) которого находятся комплексы и устройства РЗА;

— при обнаружении неисправностей в устройствах РЗА немедленно сообщает об этом персоналу, в управлении (ведении) которого находятся комплексы и устройства РЗА, и далее действует по его команде (разрешению) или выполняет мероприятия, предусмотренные инструкциями по оперативному обслуживанию (эксплуатации) комплексов и устройств РЗА, кроме случаев, указанных в 4.1.3 и 4.1.4;

— производит по команде (разрешению) персонала, в управлении (ведении) которого находятся комплексы и устройства РЗА, операции с устройствами РЗА, предусмотренные инструкциями по оперативному обслуживанию (эксплуатации) комплексов и устройств РЗА, или самостоятельные действия в соответствии с 4.1.3 и 4.1.4;

— после получения от персонала, в управлении (ведении) которого находятся комплексы и устройства РЗА, сообщения об окончании переключений по выводу из работы устройства РЗА подготавливает рабочее место и допускает к работам персонал РЗА;

— после выполнения персоналом РЗА записей в журнале РЗА об окончании работ проверяет наличие записи в журнале РЗА о возможности ввода в работу устройства РЗА, осматривает рабочее место, выполняет подготовительные работы по вводу устройства РЗА в работу и сообщает о готовности ввода в работу устройства РЗА персоналу, в управлении (ведении) которого находятся комплексы и устройства РЗА. По команде (разрешению) персонала, в управлении (ведении) которого находятся комплексы и устройства РЗА, вводит соответствующее устройство РЗА в работу.

4.1.7 Изменение эксплуатационного состояния комплексов и устройств РЗА должно выполняться по разрешенным заявкам. Оформление, подача, рассмотрение, согласование диспетчерских заявок на вывод из работы (ввод в работу) устройств РЗА, находящихся в диспетчерском управлении (ведении) ДЦ, должно осуществляться в порядке, установленном ДЦ.

Для проведения аварийного ремонта допускается вывод устройств РЗА из работы с последующим оформлением заявки самостоятельно оперативным персоналом объекта электроэнергетики в соответствии с 4.1.3 и 4.1.4 или по команде (разрешению) персонала, в управлении (ведении) которого находятся устройства РЗА.

4.1.8 Переключения по выводу из работы (вводу в работу) устройств РЗА, находящихся в диспетчерском (технологическом) управлении диспетчерского персонала ДЦ (оперативного персонала ЦУС, НСО ), должны выполняться по программе (типовой программе) переключений, разрабатываемой субъектом, осуществляющим их диспетчерское (технологическое) управление.
_______________
В случае если оперативный персонал ЦУС или НСО выполняет функции оперативного персонала объекта электроэнергетики, при производстве переключений на него распространяются правила и требования, выполняемые оперативным персоналом объекта электроэнергетики.

4.1.9 Сложные переключения по выводу из работы (вводу в работу) устройств РЗА должны выполняться оперативным персоналом объекта электроэнергетики по бланкам (типовым бланкам) переключений.

Бланк (типовой бланк) переключений по выводу из работы (вводу в работу) устройств РЗА, находящихся в управлении, должен быть составлен генерирующей компанией, сетевой организацией, потребителем электрической энергии с учетом соответствующей программы (типовой программы) переключений по выводу из работы (вводу в работу) устройств РЗА субъекта, осуществляющего их управление.

Типовые бланки переключений по выводу из работы (вводу в работу) устройств РЗА подлежат согласованию с ДЦ в соответствии с перечнем, определенным главным диспетчером данного ДЦ.

4.1.10 Переключения при вводе в работу вновь смонтированных (модернизированных) устройств РЗА и при проведении испытаний должны выполняться по комплексным программам.

Комплексные программы должны разрабатываться и утверждаться генерирующими компаниями, сетевыми организациями и потребителями электрической энергии и согласовываться с ДЦ, субъектами электроэнергетики (ЦУС, НСО), в управлении (ведении) которых находятся устройства РЗА.

По решению главного диспетчера ДЦ комплексная программа может быть разработана ДЦ, о чем заранее должно быть сообщено субъекту электроэнергетики и/или потребителю электрической энергии.

4.2 Техническое обслуживание устройств РЗА

4.2.1 Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии должны проводить техническое обслуживание устройств РЗА в объеме и в сроки, обеспечивающие их надежную работу в течение всего срока эксплуатации.

4.2.2 Работы в устройствах РЗА должен выполнять персонал, прошедший обучение, проверку знаний и допущенный к самостоятельной работе на соответствующих устройствах РЗА.

4.2.3 Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии для каждого объекта электроэнергетики должны разрабатывать многолетние графики технического обслуживания устройств РЗА на основе рекомендаций производителей аппаратуры и нормативно-технической документации.

4.2.4 Техническое обслуживание устройств РЗА проводится в соответствии с годовым и месячным графиками технического обслуживания устройств РЗА.

4.2.5 Годовые и месячные графики технического обслуживания устройств РЗА разрабатываются генерирующими компаниями, сетевыми организациями, потребителями электрической энергии на основании многолетних графиков технического обслуживания устройств РЗА с учетом сводных годовых и месячных графиков технического обслуживания устройств РЗА, разрабатываемых и утверждаемых соответствующим ДЦ.

4.2.6 Формирование сводных годовых и месячных графиков технического обслуживания устройств РЗА и годовых и месячных графиков технического обслуживания устройств РЗА (далее — графики технического обслуживания устройств РЗА) должно осуществляться с учетом сроков ремонтов ЛЭП и оборудования.

При формировании графиков технического обслуживания устройств РЗА должно быть обеспечено максимальное совмещение проведения работ по техническому обслуживанию устройств РЗА с ремонтом ЛЭП и оборудования, на которых установлены эти устройства.

4.2.7 При формировании графиков технического обслуживания устройств РЗА не допускается совмещение вывода для технического обслуживания нескольких устройств РЗА, если при этом снижается надежность электроэнергетической системы из-за снижения быстродействия РЗ, нарушения селективности РЗ, взаимного резервирования устройств, потери информации, необходимой для функционирования устройств ПА, и т.п.

4.2.8 При формировании графиков технического обслуживания устройств РЗА, которые аппаратно или функционально связаны между собой (высокочастотные защиты ЛЭП, дифференциальные защиты ЛЭП, приемники и передатчики высокочастотных каналов по ЛЭП и цифровых каналов по волоконно-оптическим линиям связи, устройства однофазного АПВ ЛЭП, устройства ПА и т.п.) или с другими устройствами систем технологического управления (автоматизированных систем управления технологическими процессами, автоматизированных систем коммерческого учета электроэнергии, автоматизированных систем диспетчерского управления и т.д.), необходимо предусматривать совмещение сроков выполнения технического обслуживания этих устройств.

4.2.9 При формировании месячного графика технического обслуживания устройств РЗА в первую очередь в него должны включаться работы, предусмотренные в годовом графике технического обслуживания устройств РЗА.

4.2.10 Сроки проведения технического обслуживания устройств РЗА, функционально связанных с соответствующими устройствами на смежных или иных технологически связанных объектах электроэнергетики, принадлежащих другим лицам, должны быть предварительно согласованы генерирующими компаниями, сетевыми организациями, потребителями электрической энергии со всеми собственниками или иными законными владельцами таких объектов электроэнергетики. При формировании годовых и месячных графиков технического обслуживания устройств РЗА вышеуказанное предварительное согласование сроков проведения технического обслуживания устройств РЗА осуществляется до подачи в ДЦ предложений в сводные годовые и месячные графики технического обслуживания устройств РЗА.

4.2.11 Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии ежеквартально должны сообщать в ДЦ результаты выполнения графика технического обслуживания в части устройств РЗА, являющихся объектами диспетчеризации.

4.2.12 Независимо от наличия разрешенной диспетчерской (оперативной) заявки переключения на объекте электроэнергетики, направленные на изменение эксплуатационного состояния комплексов и устройств РЗА, выполняются по команде (разрешению) персонала, в управлении (ведении) которого находятся комплексы и устройства РЗА.

4.2.13 Работы по техническому обслуживанию устройства РЗА должны выполняться только при наличии разрешенной и открытой заявки, рабочей программы вывода из работы (ввода в работу) устройства РЗА, исполнительных схем устройства РЗА, протокола проверки устройства РЗА, параметров настройки (уставок) устройства РЗА.

4.2.14 Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии должны составить перечни сложных устройств РЗА.

Перечень сложных устройств РЗА должен быть согласован с ДЦ в части включения в него устройств РЗА, являющихся объектами диспетчеризации.

4.2.15 Для устройств РЗА, находящихся в диспетчерском (технологическом) управлении диспетчерского персонала ДЦ (оперативного персонала ЦУС, НСО), рабочая программа вывода из работы (ввода в работу) устройств РЗА разрабатывается с учетом программы (типовой программы) переключений по выводу из работы (вводу в работу) устройств РЗА, разработанной субъектом, в управлении которого находятся указанные устройства РЗА.

4.2.16 Персонал, обслуживающий устройства РЗА, должен периодически осматривать все панели и пульты управления, панели и шкафы РЗА на предмет соответствия положения переключающих устройств схемам и режимам работы ЛЭП и оборудования объекта электроэнергетики.

4.2.17 Периодичность осмотров, выполняемых персоналом РЗА, должна быть установлена генерирующей компанией, сетевой организацией или потребителем электрической энергии.

4.2.18 Независимо от проведения периодических осмотров персоналом, обслуживающим устройства РЗА, оперативный персонал объекта электроэнергетики несет ответственность за правильное положение переключающих устройств РЗА, с которыми ему разрешено выполнять операции.

4.3 Технический учет и анализ функционирования комплексов и устройств РЗА, разработка мероприятий по повышению надежности их работы

________________
* Измененная редакция, Изм. N 1.

4.3.1 Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии, ДЦ должны осуществлять технический учет и анализ функционирования комплексов и устройств РЗА и разрабатывать мероприятия по повышению надежности их работы и устранению причин неправильного функционирования.

Примечание — Организация и осуществление технического учета и анализа функционирования комплексов и устройств РЗА и реализованных в их составе функций РЗА, в том числе распределение между генерирующими компаниями, сетевыми организациями, потребителями электрической энергии и ДЦ функций по техническому учету и анализу функционирования комплексов и устройств РЗА, проведение оценки работы комплексов и устройств РЗА, классификации случаев их неправильной работы, оформление результатов указанной деятельности, формирование отчетных данных осуществляются в соответствии с требованиями ГОСТ Р 56865*.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.3.2 Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии должны:

— направлять в возможно кратчайшие сроки сведения о работе комплексов и устройств РЗА (осциллограммы, данные по функционированию) в ДЦ и ЦУС, в управлении (ведении) которых находятся устройства РЗА или которые осуществляли выбор (согласование) параметров настройки и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, а также по запросу в другие генерирующие компании, сетевые организации, потребителям электрической энергии, владеющим объектами электроэнергетики, устройства РЗА которых функционально связаны с вышеуказанными комплексами и устройствами РЗА, для анализа работы и устранения причин их неправильного функционирования;

— ежеквартально до 15-го числа месяца, следующего за отчетным кварталом, и ежегодно до 15-го января года, следующего за отчетным, направлять в ДЦ в соответствии с установленными в ГОСТ Р 56865* требованиями данные технического учета и результаты анализа функционирования комплексов и устройств РЗА.
_______________
* ГОСТ Р 56865-2020 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Релейная защита и автоматика. Технический учет и анализ функционирования. Общие требования».

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.3.3 ДЦ на основании данных технического учета и результатов анализа функционирования работы комплексов и устройств РЗА, относящихся к объектам диспетчеризации, выдает задания генерирующим компаниям, сетевым организациям, потребителям электрической энергии по устранению причин неправильного функционирования комплексов и устройств РЗА, изменению параметров настройки и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА. Указанные задания являются обязательными для исполнения получившими их генерирующими компаниями, сетевыми организациями, потребителями электрической энергии.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.4 Расчет и выбор параметров настройки (уставок), алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА

4.4.1 Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии, субъекты оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должны обеспечивать расчет, выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА.

4.4.2 Субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике выполняет расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования:

— комплексов и устройств ПА и РА (кроме АРВ), являющихся объектами диспетчеризации;

— устройств РЗ и сетевой автоматики ЛЭП напряжением 110 кВ и выше, за исключением ЛЭП с односторонним питанием;

— устройств РЗ шин и ошиновок напряжением 110 кВ и выше, являющихся объектами диспетчеризации;

— устройств РЗ и сетевой автоматики оборудования, являющегося объектом диспетчеризации, если требуется согласование выбранных параметров настройки (уставок) с другими устройствами РЗ и сетевой автоматики ЛЭП и оборудования 110 кВ и выше (за исключением устройств РЗ и сетевой автоматики оборудования, являющегося объектом диспетчеризации, одним из условий выбора параметров настройки (уставок) которых является соблюдение требований, связанных с перегрузочной способностью оборудования).

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.4.3 Сетевые организации могут выполнять расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств РЗ и сетевой автоматики:

— ЛЭП напряжением 110 (150) кВ;

— сборных шин и ошиновок напряжением 110 кВ и выше.

4.4.4 Для устройств РЗА, не указанных в 4.4.2, расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования должны обеспечивать собственники или иные законные владельцы ЛЭП и оборудования объектов электроэнергетики. При этом для устройств РЗА, требующих взаимного согласования выбранных параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования, генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии обеспечивают выбор и согласование параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств РЗА в соответствии с положениями или иными документами, регламентирующими взаимоотношения соответствующих собственников и иных законных владельцев ЛЭП и оборудования.

Для устройств РЗ и сетевой автоматики оборудования, являющегося объектом диспетчеризации, одним из условий выбора параметров настройки (уставок) которых является соблюдение требований, связанных с перегрузочной способностью оборудования, параметры настройки (уставки) выбираются собственником или иным законным владельцем оборудования и подлежат согласованию с ДЦ, если требуется согласование выбранных параметров настройки (уставок) с другими устройствами РЗ и сетевой автоматики ЛЭП и оборудования 110 кВ и выше.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.4.5 Распределение функций по выполнению расчетов и выбору параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА между субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и генерирующими компаниями, сетевыми организациями, потребителями электрической энергии должно оформляться перечнями, составленными исходя из требований 4.4.2 и 4.4.3 и утверждаемыми соответствующим субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее — Перечень).

Если для выполнения субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике функций по расчету и выбору параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования по 4.4.2 требуется согласование соответствующих параметров настройки (уставок) с параметрами настройки (уставками) устройств РЗА, выбираемыми по 4.4.3 и 4.4.4, субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике включает в Перечень указанные параметры настройки (уставки) устройств РЗА.

Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии обязаны выполнять необходимую корректировку параметров настройки (уставок) устройств РЗА, выбираемых ими по 4.4.3 и 4.4.4 и включенных в Перечень, в соответствии с требованиями субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Перечни должны быть согласованы с сетевыми организациями в части устройств РЗ и сетевой автоматики, определенных в соответствии с 4.4.3.

4.4.6 В случае если при составлении Перечня в соответствии с 4.4.5 выявляется отсутствие готовности генерирующей компании, сетевой организации или потребителя электрической энергии выполнять расчеты, выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройства РЗА в соответствии с 4.4.4 и данные функции выполняются субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, допускается временное отклонение от положений настоящего стандарта [выполнение несвойственных функций по расчету, выбору параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройства РЗА субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике] при условии разработки генерирующей компанией, сетевой организацией или потребителем электрической энергии плана мероприятий, устанавливающего срок готовности генерирующей компании, сетевой организации или потребителя электрической энергии выполнять расчеты, выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройства РЗА самостоятельно. План мероприятий согласовывается субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, а временное выполнение несвойственных функций оформляется Перечнем, составляемым в соответствии с 4.4.5.

4.4.7 Реализация параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования в комплексах и устройствах РЗА осуществляется по заданию субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике или генерирующей компании, сетевой организации, потребителя электрической энергии, осуществляющего расчет и выбор параметров настройки (уставок), алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА (далее — задание по настройке РЗА).

Задания по настройке РЗА являются обязательными для генерирующих компаний, сетевых организаций, потребителей электрической энергии и должны быть реализованы ими в сроки, установленные субъектом, выдавшим задание.

Генерирующие компании, сетевые организации и потребители электрической энергии должны обеспечить реализацию параметров настройки (уставок) и изменение алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, установленных на принадлежащих им объектах электроэнергетики, подтвердить выполнение задания по настройке РЗА субъекту, выдавшему такое задание, путем направления официального уведомления не позднее трех рабочих дней с момента реализации задания.

4.4.8 Генерирующие компании, сетевые организации и потребители электрической энергии должны передать субъекту, выдавшему задание по настройке РЗА, файлы параметрирования, содержащие данные о настройке микропроцессорных устройств РЗА.

4.4.9 Субъект оперативно-диспетчерского управления для ЛЭП и оборудования напряжением 110 кВ и выше, являющихся объектом диспетчеризации, при изменении величины токов короткого замыкания, а также по запросу (не более одного раза в год) генерирующей компании, сетевой организации или потребителя электрической энергии должен сообщать им значения результатов расчета токов и напряжений короткого замыкания при трехфазном и однофазном коротких замыканиях на сборных шинах напряжением 110 кВ и выше, необходимые для выбора ими параметров настройки (уставок) устройств РЗ и сетевой автоматики и для выполнения генерирующей компанией, сетевой организацией, потребителем электрической энергии проверки соответствия оборудования уровням токов короткого замыкания.

4.4.10 Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии должны обмениваться между собой и с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике технологической информацией, необходимой для выполнения расчетов и выбора параметров настройки (уставок) устройств РЗА.

5 Взаимодействие при создании (модернизации) комплексов и устройств РЗА

5.1 Создание (модернизация) комплексов и устройств РЗА должны осуществляться:

— при технологическом присоединении объектов электроэнергетики;

— при строительстве (реконструкции, техническом перевооружении, модернизации) объектов электроэнергетики, не требующем технологического присоединения;

— по заданию субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

5.2 Создание (модернизация) комплексов и устройств РЗА при технологическом присоединении объектов электроэнергетики к электрическим сетям должно осуществляться в порядке, предусмотренном установленными Правительством Российской Федерации Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям [3].

В случае технологического присоединения энергопринимающих установок потребителей электрической энергии к распределительным устройствам электростанции собственник или иной законный владелец электростанции выполняет функции сетевой организации, в том числе указанные в настоящем разделе.

5.3 При строительстве (реконструкции, техническом перевооружении, модернизации) объектов электроэнергетики, не требующем технологического присоединения к электрическим сетям, необходимость создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА определяется проектной документацией на строительство (реконструкцию, техническое перевооружение, модернизацию) указанных объектов электроэнергетики.

5.4 В случае если в рамках технологического присоединения объекта электроэнергетики к электрическим сетям сетевой организации, строительства (реконструкции, технического перевооружения, модернизации) объекта электроэнергетики, не требующего технологического присоединения к электрическим сетям, требуется выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА на смежных или иных технологически связанных объектах электроэнергетики, принадлежащих разным лицам (далее — смежные объекты электроэнергетики):

5.4.1 Сетевая организация, собственник или иной законный владелец строящегося (реконструируемого, технически перевооружаемого, модернизируемого) объекта электроэнергетики и собственники или иные законные владельцы смежных объектов электроэнергетики урегулируют между собой отношения по выполнению работ на принадлежащих им объектах.

5.4.2 Сетевая организация, собственник или иной законный владелец строящегося (реконструируемого, технически перевооружаемого, модернизируемого) объекта электроэнергетики соответственно обязаны:

— разработать и согласовать с собственниками или иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики техническое задание на выполнение работ по разработке проектной документации на создание (модернизацию) комплексов и устройств РЗА (далее — техническое задание);

— в соответствии с техническим заданием разработать и согласовать с ними проектную документацию по РЗА, включая основные технические решения, принципы реализации, оценку стоимости и сроки создания комплексов и устройств РЗА на смежных объектах;

— уведомить собственников или иных законных владельцев смежных объектов электроэнергетики о факте согласования технического задания и проектной документации по РЗА субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, а также другими собственниками или иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики, на которых требуется выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА;

— согласовать с собственниками или иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики сроки выполнения работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА.

В случаях, предусмотренных 5.8, сетевая организация, собственник или иной законный владелец строящегося (реконструируемого, технически перевооружаемого, модернизируемого) объекта электроэнергетики обязаны также согласовать техническое задание и проектную документацию по РЗА с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и уведомить указанного субъекта о факте согласования технического задания и проектной документации по РЗА собственниками или иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики.

5.4.3 Собственники или иные законные владельцы смежных объектов электроэнергетики обязаны:

— рассмотреть и согласовать техническое задание и проектную документацию по РЗА, полученные в соответствии с 5.4.2;

— согласовать сроки выполнения работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА.

5.4.4 Сетевая организация, собственник или иной законный владелец строящегося (реконструируемого, технически перевооружаемого, модернизируемого) объекта электроэнергетики, собственники и иные законные владельцы смежных объектов электроэнергетики обязаны каждый в отношении принадлежащих им объектов электроэнергетики:

— на основании проектной документации по РЗА, разработанной и согласованной в соответствии с 5.4.2 и 5.4.3, разработать и в соответствии с 5.12 согласовать рабочую документацию по РЗА;

— обеспечить выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА в согласованные сроки.

5.5 Финансирование указанных в 5.4 работ осуществляется:

— при технологическом присоединении — в соответствии с законодательством Российской Федерации об электроэнергетике [1], [2], [4];

— при строительстве (реконструкции, техническом перевооружении, модернизации) объекта электроэнергетики, не связанном с технологическим присоединением, — субъектом электроэнергетики, в связи со строительством (реконструкцией, техническим перевооружением, модернизацией) объекта электроэнергетики которого требуется выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА .
_______________
В случае если субъект электроэнергетики, в связи со строительством (реконструкцией, техническим перевооружением, модернизацией) объекта электроэнергетики которого требуется выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА, относится к числу субъектов, инвестиционные программы которых утверждаются и контролируются уполномоченным органом исполнительной власти, финансирование им указанных работ на смежных объектах электроэнергетики осуществляется при условии учета соответствующих затрат в инвестиционной программе, утвержденной для такого субъекта. В случае если затраты на выполнение работ по созданию (модернизации) РЗА на смежных объектах электроэнергетики в инвестиционную программу такого субъекта уполномоченным органом исполнительной власти не включены, порядок финансирования указанных работ определяется по соглашению с собственниками или иными законными владельцами смежных объектов.

5.6 В случае если создание (модернизация) комплексов и устройств РЗА требуется для обеспечения функционирования РЗ, сетевой, противоаварийной или режимной автоматики в актуальных или перспективных электроэнергетических режимах энергосистемы или для выполнения иных обязательных требований, субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике вправе выдать задание на создание (модернизацию) комплексов и устройств РЗА, являющееся обязательным для исполнения соответствующими субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии.

При наличии вышеуказанных оснований субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике вправе разработать проектную документацию на создание (модернизацию) комплексов РЗА и направить ее для исполнения соответствующим генерирующим компаниям, сетевым организациям и потребителям электрической энергии в качестве задания на создание (модернизацию) комплексов и устройств РЗА.

5.7 В указанных в 5.6 случаях:

5.7.1 На основании задания субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА собственник или иной законный владелец объекта электроэнергетики осуществляет разработку технического задания на разработку проектной документации, проектной и рабочей документации по РЗА и выполняет реализацию проектных решений. Техническое задание, проектная и рабочая документация по РЗА, а также сроки выполнения работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА должны согласовываться с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в соответствии с 5.8. В случае если в соответствии с заданием субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике необходимо выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА на смежных объектах электроэнергетики, собственники или иные законные владельцы указанных объектов также должны согласовать сроки выполнения указанных работ между собой.

5.7.2 Генерирующие компании, сетевые организации, потребители электрической энергии, получившие от субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике задания по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА, предоставляют ему информацию об их фактическом исполнении в установленных таким субъектом формах и в установленные сроки.

5.7.3 Средства, необходимые для разработки проектной, рабочей документации по РЗА и реализации проектов создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА по заданиям субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, учитываются соответствующими генерирующими компаниями, сетевыми организациями и потребителями электрической энергии при формировании (согласовании) в установленном порядке инвестиционных программ на соответствующий период, за исключением случаев, когда такие расходы несет субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в соответствии с установленными Правительством Российской Федерации правилами оказания услуг по обеспечению системной надежности [5].

5.8 Техническое задание, проектная документация по РЗА и рабочая документация по РЗА подлежат согласованию с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в случае:

— создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА на объектах электроэнергетики, оборудование и устройства которых относятся к объектам диспетчеризации;

— строительства (реконструкции, технического перевооружения, модернизации) объектов по производству электрической энергии с установленной мощностью 25 МВт и более;

— строительства (реконструкции, технического перевооружения, модернизации) объектов электросетевого хозяйства высшим номинальным классом напряжения 220 кВ и выше;

— строительства (реконструкции, технического перевооружения, модернизации) иных объектов электроэнергетики, технологический режим работы или эксплуатационное состояние комплексов и устройств РЗА которых влияет (может повлиять) на электроэнергетический режим работы энергосистемы;

— создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА в соответствии с техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям, согласованными (подлежащими согласованию) с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

5.9 Техническое задание должно, в том числе, содержать требование о наличии в проектной документации по РЗА:

— обоснования необходимости создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА;

— обоснования необходимости выполнения работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА на смежных объектах;

— обоснования необходимости модернизации автоматизированной системы диспетчерского управления субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;

— сроков и этапов выполнения работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА;

— технико-экономического обоснования вариантов реализации технических решений.

5.10 Собственники и иные законные владельцы смежных объектов электроэнергетики и субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике обязаны в течение 10 рабочих дней со дня получения технического задания и 20 рабочих дней со дня получения проектной документации по РЗА согласовать их либо в указанные сроки направить обоснованные замечания к ним.

5.11 Проектная документация по РЗА, согласованная в соответствии с настоящим разделом, утверждается субъектом, по техническому заданию которого выполняется ее разработка. Утвержденная проектная документация по РЗА передается в одном экземпляре каждому из участников ее согласования.

5.12 При создании (модернизации) комплексов и устройств РЗА собственник или иной законный владелец объекта электроэнергетики осуществляет на основании проектной документации по РЗА разработку рабочей документации по РЗА в части устройств РЗА, устанавливаемых на принадлежащем ему объекте электроэнергетики, осуществляет ее согласование и выполнение работ, необходимых для создания (модернизации) комплексов и устройств РЗА в соответствии с 5.13 и 5.14.

До начала разработки рабочей документации по РЗА для функционально связанных устройств РЗА, устанавливаемых на смежных объектах электроэнергетики, собственниками или иными законными владельцами этих объектов электроэнергетики должны быть определены и согласованы конкретные типы и состав устройств РЗА.

Состав комплекса РЗА ЛЭП и оборудования объектов электроэнергетики, являющихся (планируемых к отнесению) объектами диспетчеризации, должны быть согласованы с субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

5.13 Генерирующие компании, сетевые организации и потребители электрической энергии обязаны не менее чем за шесть месяцев до ввода в работу комплексов и устройств РЗА или в иной согласованный с субъектом оперативно-диспетчерского управления срок в зависимости от сложности вводимого объекта электроэнергетики, но не позднее чем за два месяца до ввода объекта электроэнергетики в работу, предоставить субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике рабочую документацию по комплексам и устройствам РЗА, которые будут отнесены к объектам диспетчеризации для согласования, а также предоставить субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике информацию, необходимую для расчетов электрических режимов сети, расчетов устойчивости, токов короткого замыкания, расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, а также для подготовки оперативной документации по оборудованию систем технологического управления, находящемуся в диспетчерском управлении или ведении субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, в том числе:

— информацию о технических параметрах и паспортных данных ЛЭП, оборудования и устройств объекта электроэнергетики, сроках ввода его в эксплуатацию;

— методику расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, параметры настройки (уставки) которых задаются ДЦ, и руководство по эксплуатации устанавливаемой на объекте электроэнергетики версии микропроцессорных комплексов и устройств РЗА на русском языке, содержащее функционально-логические схемы и схемы программируемой логики с описанием алгоритма работы данных схем.

5.14 В составе разрабатываемой рабочей документации по РЗА должны содержаться следующие материалы:

— пояснительная записка, включающая в себя проектный расчет параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, устанавливаемых на объектах электроэнергетики;

— схемы распределения по трансформаторам тока и напряжения устройств РЗА, информационно-измерительных систем (автоматизированных систем управления технологическим процессом, автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии);

— принципиальные и функционально-логические схемы (алгоритмы функционирования) устройств РЗА и внешних связей с другими устройствами РЗА, коммутационными аппаратами, устройствами ВЧ связи, устройствами передачи аварийных сигналов и команд;

— данные по параметрированию (конфигурированию) микропроцессорных устройств РЗА;

— схемы организации каналов связи для функционирования устройств РЗА;

— заказные спецификации на устройства РЗА с указанием версии (типоисполнения) для микропроцессорных устройств РЗА;

— схемы организации цепей оперативного тока устройств РЗА;

— схемы организации цепей напряжения устройств РЗА;

— принципиальные схемы управления и автоматики (алгоритмы функционирования) выключателей;

— решения по интеграции устанавливаемых комплексов и устройств РЗА в создаваемые (модернизируемые) объектовые автоматизированные системы управления технологическим процессом, системы сбора и передачи информации.

5.15 Ввод в работу новых (модернизированных) комплексов и устройств РЗА должен осуществляться с параметрами настройки (уставками) и алгоритмами функционирования, утвержденными техническим руководителем объекта электроэнергетики, заданными на основании проектных значений параметров настройки, которые могут быть скорректированы после анализа и уточнения их в процессе наладки или в соответствии с заданием по настройке устройств РЗА в порядке, установленном 4.4.7.

5.16 Генерирующие компании, сетевые организации и потребители электрической энергии предоставляют субъекту, выдавшему задание по настройке устройств РЗА, исполнительные схемы устройств РЗА после ввода указанных устройств в работу.

Часть II. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ

Глава 4. Общие положения при проектировании релейной защиты основного оборудования электрических станций и подстанций

Особенности построения и классификация защит

Особенности выполнения защит

При проектировании релейной защиты электрических станций и подстанций в качестве основного оборудования рассматриваются синхронные генераторы, трансформаторы, автотрансформаторы, синхронные компенсаторы и мощные электродвигатели. На электрических станциях и подстанциях связь между этим оборудованием выполняется короткими участками шинопроводов, а распределение и суммирование электроэнергии осуществляется на линиях различного напряжения.

Рассматриваемое оборудование характеризуется высокими концентрациями энергии в единице объема, напряженными режимами работы, не допускающего существенного отклонения от заданных параметров. Кроме того электрические станции и подстанции являются узловыми точками энергосистемы, повреждения которых характеризуются высокими значениями токов коротких замыканий, и поэтому ликвидация этих повреждений должна производится без выдержки времени не только по условиям сохранения объема разрушений, но и по условиям сохранения устойчивости работы энергосистемы. Для локализации повреждений основное оборудование станций и подстанций обеспечивается в необходимом объеме коммутирующими устройствами и датчиками информации. Компактное расположение трансформаторов тока позволяет выполнить быстродействующие защиты основного оборудования в виде продольных дифференциальных токовых защит. Для повышения надежности зоны действия дифференциальных защит отдельных объектов (генераторов, трансформаторов, шин) взаимно перекрываются.

Классификация защит основного оборудования

1. В отличие от классификации защит электрических сетей в защитах основного оборудования электрических станций и подстанций необходимо указывать не только вид параметра, на который реагирует защита, но часть объекта (статор или ротор генератора, обмотка, выводы, корпус трансформатора или автотрансформатора), для которого предназначена защита. Кроме того защиты различаются не только по виду повреждения (междуфазные КЗ, однофазные КЗ, замыкания на землю), но и по характеру ненормального режима (асинхронный ход, качания, повышения напряжения, перегрузки).

2. По назначению в зависимости в зависимости от ответственности и порядка действия защиты основного оборудования электрических станций и подстанций разделяют на основные, резервные и защиты, действующие на сигнал.

Основные защиты обеспечивают первоочередное отключение при повреждении на защищаемой части объекта или при режимах, которые могут привести к разрушению оборудования. Основные защиты действуют, как правило, без выдержки времени.

Резервные защиты действуют при отказе основных защит и реагируют на внешние КЗ и действуют с выдержкой времени, определяемой условиями избирательности. Резервные защиты действуют при отказах выключателей или защит смежных участков (дальнее резервирование). Кроме того на электрических станций и крупных подстанциях обязательно применение УРОВ, осуществляющих ближнее резервирование отказов выключателей.

Защиты, действующие на сигнал, информируют оперативный персонал об отклонениях в режимах работы оборудования от нормальных режимов.

Для основного оборудования электрических станций и подстанций разработаны типовые схемы защит /3, 17–20/, содержащие основные, резервные и защиты, действующие на сигнал. Число таких типовых схем весьма значительно, так как учитываются типы оборудования и схемы его включения. При учебном проектировании состав применяемых защит для систематичности изложения будет дан в рекомендательном плане, отражающем основные требования нормативных документов.

Исходные данные для проектирования

Номенклатура устройств релейной защиты

Защита основного оборудования выполняется с помощью комплексов релейной защиты, выполненных на базе электромеханических устройств и с применением микроэлектроники (статические реле защиты). Начали применяться комплексы микропроцессорных защит генераторов, блоков генератор–трансформатор, трансформаторов, как правило, производства крупных зарубежных фирм (АВВ, Siemens).

Электротехническая промышленность России серийно выпускает следующие виды реле и комплектных устройств для защиты основного оборудования:

реле тока типа РТ–40/Р для применения в схемах УРОВ;

реле тока типа РТ–40/Ф со встроенным фильтром основной частоты для защита генераторов;

реле тока типа РТЗ–51 для применения в схемах защит от замыканий на землю синхронных генераторов, мощных электродвигателей;

реле тока обратной последовательности типов РТФ–8 и РТФ–9 (взамен РТФ–7) для защиты генераторов и трансформаторов при несимметричных КЗ и перегрузке токами обратной последовательности;

реле дифференциальные типов РНТ–565, РНТ–566 с промежуточным насыщающимся трансформатором для дифференциальных защит генераторов, трансформаторов и мощных электродвигателей;

реле дифференциальные типа РНТ–567 с промежуточным насыщающимся трансформатором для дифференциальных защит сборных шин и ошиновок;

реле дифференциальные типа ДЗТ–11 с промежуточным насыщающимся трансформатором с магнитным торможением для дифференциальных защит генераторов, трансформаторов, мощных электродвигателей;

реле напряжения типов РН–53(153) и РН–54(154) для использования в качестве измерительных органов, реагирующих на повышение (РН–53) и понижение (РН–54) напряжения;

реле напряжения типа РНН–57 со встроенным фильтром основной частоты для применения в схемах защит генераторов;

реле напряжения обратной последовательности типа РНФ–1М;

блок–реле типа КИВ–500Р входит в состав устройства контроля состояния изоляции высоковольтных вводов напряжением 500 кВ;

блоки электрические типов БЭ1101, БЭ1102, БЭ1103 для использования в защитах генераторов энергоблоков;

БЭ1101 – для защиты генераторов при несимметричных КЗ и перегрузок токами обратной последовательности (взамен РТФ–6М);

БЭ1102 – для защиты ротора генератора от перегрузки током возбуждения;

БЭ1103 – для защиты генератора от симметричных перегрузок обмотки статора;

блоки электрические типов БЭ1104, БЭ1105 для защиты цепей возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов от замыкания на землю в одной точке;

БЭ1104 – блок контроля сопротивления изоляции;

БЭ1105 – блок частотного фильтра;

дифференциальные комплекты типов ДЗТ–21, ДЗТ–23 для защиты силовых трансформаторов и автотрансформаторов;

блок типа БРЭ1301 для защиты генераторов от замыкания на землю в обмотке статора генераторов энергоблоков, при этом:

блок исполнения БРЭ1301.01 (ЗЗГ–11) предназначен для энергоблоков, в нейтрали обмотки статора которых установлен трансформатор напряжения или дугогасящий реактор;

блок исполнения БРЭ1301.02 (ЗЗГ–12) предназначен для энергоблоков с изолированной нейтралью;

блоки реле сопротивления типа БРЭ2801 для использования в качестве пусковых или измерительных дистанционных органов в защитах генераторов при междуфазных КЗ и асинхронного хода;

панель дистанционной защиты типа ПЭ2105 для применения в качестве резервной защиты автотрансформаторов;

реле токовые типа РСТ15 для использования в дифференциальных защитах генераторов и трансформаторов небольшой мощности и электродвигателей.

Исходные данные для расчета защит

Для расчета уставок защит основного оборудования станций и подстанций необходимы следующие исходные данные.

1. Тип защищаемого оборудования, его характеристики (см.п.1.2.2) и схема включения.

2. Сопротивления прямой и нулевой последовательностей, приведенные к питающей стороне объекта в максимальном и минимальном режимах.

3. Места установки и типы коммутационной аппаратуры.

4. Места установки и типы датчиков информации.

5. Вид и напряжение источника оперативного тока.

Релейная защита основного электрооборудования электростанций и подстанций. Вопросы проектирования

Электрическая часть электростанций и подстанций
Изложены основные вопросы электрической части электростанций: главные схемы и схемы собственных нужд, конструкции распредустройств, вспомогательные си.

Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем
Содержание:Общие вопросы релейной защиты и автоматики.Релейная защита ЛЭП.Защита трансформаторов.Релейная защита шин станций и подстанций.Защита синхр.

Защита электростанций и подстанций 3-500 кВ от прямых ударов молнии
Описываются принципы защит электростанций и подстанций от прямых ударов молнии, конструкции молниеотводов и их заземлителей. Излагаются методы и нормы.

Релейная защита
Описание: 5-е издание, переработанное. В книге рассмотрена релейная защита электрических сетей, оборудования электростанций и сборных шин распределите.

Обслуживание и ремонт электрооборудования подстанций и распределительных устройств
В книге содержатся сведения об электроустановках (их характеристики), схемы РП и ТП. Приведены основы электромонтажных работ (монтаж ЭО РУ, КРУ, элект.

«УТВЕРЖДАЮ Зав. кафедрой энергетики _ Ю.В.Мясоедов _2012 г. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМ УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ПО ДИСЦИПЛИНЕ для специальностей . »

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«Амурский государственный университет»

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой энергетики

_ Ю.В.Мясоедов «»_2012 г.

ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И

АВТОМАТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМ

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ПО ДИСЦИПЛИНЕ

для специальностей 140203.65 – Релейная защита и автоматизация Электроэнергетических систем Составитель: А.Г. Ротачева Благовещенск 2012 г.

АННОТАЦИЯ

Дисциплина «Основы проектирования релейной защиты и автоматики» относится к блоку СД, является специальной дисциплиной.

Курс «Основы проектирования релейной защиты и автоматики» является одной из важнейшей дисциплины по специальности. Дисциплина «Основы проектирования релейной защиты и автоматики» занимает важное место в учебном процессе. В этом общеэнергетическом курсе студент получает знания по дисциплинам включающие вопросы целей, задач, структур релейной защиты и автоматики, основные нормативнотехнические принципы наладки и эксплуатации релейной защиты и автоматики станций и подстанций.

В данном учебно-методическом комплексе отражены следующие вопросы:

соответствие дисциплины «Основы проектирования релейной защиты и автоматики» по стандарту; показана рабочая программа дисциплины; подробно описан график самостоятельной учебной работы студентов по дисциплине на каждый семестр с указанием ее содержания, объема в часах, сроков и форм контроля; расписаны методические указания по проведению самостоятельной работы студентов; предложен краткий конспект лекций по данному курсу; лабораторные работы; методические рекомендации по выполнению домашних занятий; показан перечень программных продуктов, реально используемых в практике деятельности студентов; методические указания по применению современных информационных технологий для преподавания учебной дисциплины; методические указания профессорско-преподавательскому составу по организации межсессионного и экзаменационного контроля знаний студентов;

комплекты заданий для домашних заданий; фонд тестовых заданий для оценки качества знаний по дисциплине; контрольные вопросы к зачету; карта обеспеченности дисциплины кадрами профессорско-преподавательского состава.

СОДЕРЖАНИЕ

Аннотация 1. Рабочая программа 2.Учебно-методическая (технологическая) карта дисциплины 3. Краткий конспект лекций 4. Методические рекомендации по проведению лабораторных занятий 5. Самостоятельная работа студентов 6. Методические указания по применению информационных технологий 7. Программные продукты, реально используемые в практической деятельности выпускника 8. Материалы по контролю качества образования 9. Карта обеспеченности дисциплины кадрами профессорско-преподавательского состава Заключение

1. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА

1.1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ДИСЦИПЛИНЫ Целью данного курса является изучение принципов построения схем релейной защиты и автоматики, схем управления электрооборудованием, назначения и устройства составных элементов вторичных цепей.

Задачи изучения дисциплины является ознакомление проектированием релейной защиты, автоматики и телемеханики как комплекс новой системы управления электроэнергетическими объектами, методика проектирования. система автоматизированного проектирования, методы обеспечения требуемых показателей технического совершенства и надежности функционирования релейной защиты и автоматики.

1.2. МЕСТО ДИСЦИПЛИНЫ В СТРУКТУРЕ ООП ВПО:

Перечень дисциплин, освоение которых необходимо при изучении данной дисциплины – Математика: графы, теория алгоритмов, языки и грамматики, автоматы, комбинаторика; модели случайных процессов и величин, проверка гипотез, принцип максимального правдоподобия, статистические методы обработки экспериментальных данных;

Информатика: общая характеристика процессов сбора, передачи, обработки и накопления информации; технические и программные средства реализации информационных процессов; модели решения функциональных и вычислительных задач; компьютерная графика;

Электромеханика: типы электрических машин и других электромеханических преобразователей; трансформаторы; автотрансформаторы; режимы работы трансформаторов; принцип, режим работы, конструкции и характеристики синхронных и асинхронных машин и машин постоянного тока;

Электроэнергетика: электрическую часть станций и подстанций, передача и распределение электроэнергии.

1.3. ТРЕБОВАНИЯ К УРОВНЮ ОСВОЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ

Государственный образовательный стандарт подготовки дипломированного специалиста по направлению «Электроэнергетика» включает изучение дисциплины «Основы проектирования релейной защиты и автоматики энергосистем». Данная дисциплина является дисциплиной специализацией при подготовке инженеров по специальностям: «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем».

Федеральный компонент СД.Ф.5 «Основы проектирования релейной защиты и автоматики энергосистем»: содержание основных этапов проектирования;

проектирование релейной защиты, автоматики и телемеханики как комплексной системы управления электроэнергетическими объектами; методика проектирования; система автоматизированного проектирования; методы обеспечения требуемых показателей технического совершенства и надежности функционирования релейной защиты и автоматики.

В лекционном курсе на основе полученных ранее знаний формулируются основные требования к построению схем защиты, вторичных цепей, монтажных схем, их структура, устройство и назначение элементов.

Знания и умения студента.

При изучении курса студент должен владеть и иметь представление:

— об основной инженерной и компьютерной графики;

— о структуре систем автоматизированного проектирования релейной защиты и автоматики энергообъектов;

— методике проектирования;

— о системе автоматизированного проектирования;

— о методах обеспечения требуемых показателей технического совершенства и надежности функционирования релейной защиты и автоматики;

— современной и перспективной элементной базе устройств релейной защиты, автоматики и технических средств сбора передачи, об работки и отображения оперативнодиспетчерской информации.

-содержание основных этапов проектирования; проектирование релейной защиты, электроэнергетическими объектами; методику проектирования; систему автоматизированного проектирования; методы обеспечения требуемых показателей технического совершенства и надежности функционирования релейной защиты и автоматики.

— правила построения и чтения чертежей и схем, а также основы компьютерной графики;

— основные законы электротехники при решении задач проектирования и анализа релейной защиты и автоматики энергообъектов;

— технологические и режимные характеристики автоматизируемых энергообъектов при проектировании системы релей ной защиты и автоматики;

— основы теории релейной защиты и автоматизации энергосистем при проектировании, исследовании и эксплуатации устройств и систем релейной защиты и автоматики;

— построения изображений технических изделий, оформления чертежей и электрических схем и составления спецификаций;

— оформления проектной документации;

— выбрать принципы построения системы основных и резервных защит элементов электроэнергетической системы и оценить возможность реализации системы защит на основе типовых комплектов устройств релейной защиты;

— осуществить “привязку’ типовых схем систем управления к конкретному объекту управления.

1.4. СТРУКТУРА И СОДЕРЖАНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ

Общая трудоемкость дисциплины составляет 92 часов.

защиты, автоматики и комплексной системы электроэнергетическими дифференциальная токовая защита. Дистанционная защита от междуфазных Дистанционная защита Раздел 2 «Методика проектирования и система автоматизированного проектирования»

дифференциальная токовая защита с реле типов РНТПосещение 560 и ДЗТ-11. МТЗ от замыканий на землю.

дифференциальная токовая генераторов, работающих Основные защиты блока не требующие специального расчета уставок. Резервные обеспечения требуемых показателей технического функционирования релейной защиты и автоматики», «схемы вторичных цепей»

Темы 6-7 Обозначение элементов в электрических схемах. Общие положения.

Условные обозначения функциональных групп и Оперативные пункты управления (ОПУ). Общая часть. ОПУ на ТЭС. ОПУ на ГЭС. ОПУ на АЭС. ОПУ на подстанциях. Схемы оперативного тока.

1.5. СОДЕРЖАНИЕ РАЗДЕЛОВ И ТЕМ ДИСЦИПЛИНЫ

Курс состоит из лекционной части и практических работ. На практических работах закрепляются знания, полученные на лекциях, при самостоятельной работе с литературой и при прохождении производственной практики.

Раздел 1 ««Основные этапы проектирования релейной защиты, автоматики и телемеханики как комплексной системы управления электроэнергетическими объектами»

Тема 1.Структура и классификация устройств релейной защиты. Требования, учитываемые при проектировании защит, основного оборудования. Исходные данные для проектирования. Проектирование релейной защиты, автоматики и телемеханики как комплексной системы управления электроэнергетическими объектами.

Особенности выполнения защит на электрических станциях и подстанциях основного оборудования. Состав применяемых защит. Максимальные токовые защиты от междуфазных повреждений. МТЗ линий с односторонним питанием. МТЗ от междуфазных повреждений. Ненаправленные токовые отсечки линий с 2-х сторонним питанием. Максимальная токовая защита от замыканий на землю.

Тема 2.Поперечная дифференциальная токовая защита. Дистанционная защита от междуфазных повреждений. Дистанционная защита. Расчет уставок блокировки при качаниях. Поперечная дифференциальная направленная защита параллельных линий.

Расчет комплекта защиты от междуфазных повреждений. Дифференциально-фазная высокочастотная защита. Расчет пусковых органов при симметричных повреждениях.

Дифференциально-фазная высокочастотная защита. Расчет пусковых органов при несимметричных повреждениях.

Раздел 2 «Методика проектирования и система автоматизированного проектирования»

Тема 3. Методика проектирования; система автоматизированного проектирования; методы обеспечения требуемых показателей технического совершенства и надежности функционирования релейной защиты и автоматики. Расчет продольной дифференциальной токовой защиты с реле типов РНТ-560 и ДЗТ-11. МТЗ от замыканий на землю. Продольная дифференциальная токовая защита с реле типа ДЗТ-20. Основные характеристики защиты и реле. МТЗ от замыканий на землю. Расчет от броска намагничивающего тока. Максимальная токовая защита от междуфазных повреждений силового трансформатора. Комплектные защиты от всех видов повреждений. Общие замечания и требования. Дистанционная защита автотрансформаторов.

Максимальная токовая защита от замыканий на землю автотрансформатора. Расчет комплекта защиты от замыканий на землю. Максимальная токовая защита от замыканий на землю.

Тема 4. Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению генераторов, работающих на сборные шины. Продольная дифференциальная токовая защита от междуфазных повреждений в обмотке статора.

Максимальная токовая защита обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных к.з. генераторов, работающих на сборные шины. МТЗ от замыканий на землю. Расчет уставок срабатывания. Продольные дифференциальные токовые защиты блока генератор- трансформатор.

Тема 5. Основные защиты блока не требующие специального расчета уставок.

Резервные защиты блока. Основные условия выполнения защит. Максимальная токовая защита обратной последовательности с независимыми выдержками времени.

Максимальная токовая защита от замыканий на землю.

Раздел 3 «Методы обеспечения требуемых показателей технического совершенства и надежности функционирования релейной защиты и автоматики», и «схемы вторичных цепей»

Тема 6. Обозначение элементов в электрических схемах. Общие положения.

Условные обозначения проектных функциональных групп и кабельных линий. Условные позиционные обозначения элементов вторичных цепей. Обозначение вторичных цепей.

Схемы вторичных цепей. Назначение вторичных цепей. Токовые цепи. Цепи напряжения.

Цепи оперативного тока. Источники питания оперативного тока. Применение источников оперативного тока. Источники постоянного тока. Устройства выпрямленного тока.

Питание оперативных цепей переменным током. Аппаратура вторичных устройств.

Аппаратура управления и сигнализации. Приборы защиты и измерения. Контактная аппаратура. Размещение аппаратуры вторичных устройств на панелях. Конструкции и типы панелей. Ряды зажимов на комплектных устройствах. Монтажные схемы комплектных устройств.

Тема 7. Оперативные пункты управления (ОПУ). Общая часть. ОПУ на ТЭС. ОПУ на ГЭС. ОПУ на АЭС. ОПУ на подстанциях. Схемы распределения оперативного тока.

Схемы управления и сигнализации в электроустановках. Схемы управления масляных, вакуумных, элегазовых и воздушных выключателей. Схемы управления разъединителей, отделителей, короткозамыкателей. Избирательные схемы управления. Схемы аварийной и предупреждающей сигнализации.

1.5.2 ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАНЯТИЯ (14 часов) Изучение схем управления масляных, вакуумных, элегазовых и воздушных выключателей. — 2 часа 2. Выбор панелей и шкафов релейной защиты и автоматики — 2 часа 3. Расчет релейной защиты и автоматики линий 10-500 кВ — 4 часа 4. Расчет релейной защиты и автоматики силовых трансформаторов — часа 5. Расчет релейной защиты и автоматики генераторов — 2 часа 6. Расчет релейной защиты и автоматики электродвигателей — 2 часа

1.6. САМОСТОЯТЕЛЬНАЯ РАБОТА СТУДЕНТОВ

Включает в себя самостоятельную проработку лекционного материала, подготовку к практическим работам.

Условные обозначения вторичных сетей. Назначение вторичных цепей. Токовые цепи и цепи напряжения. Цепи оперативного тока. Источники оперативного тока.

Источники постоянного тока. Применение источников оперативного тока.

Устройство выпрямленного тока. Питание оперативных цепей переменным током.

Конструкции и типы панелей. Монтажные схемы комплектных устройств. Схемы управления и сигнализации в электроустановках. Схемы управления масляных выключателей. Схемы управления воздушных выключателей. Избирательные схемы управления. Схемы аварийной и предупредительной сигнализации. Схемы дистанционной защиты ЭПЗ-1636. Схемы дистанционной зашиты шкафов ШДЭ 2801ПДЭ.

1.7. ОЦЕНОЧНЫЕ СРЕДСТВА ДЛЯ ТЕКУЩЕГО КОНТРОЛЯ УСПЕВАЕМОСТИ,

ПРОМЕЖУТОЧНОЙ АТТЕСТАЦИИ ПО ИТОГАМ ОСВОЕНИЯ ДИСЦИПЛИНЫ И

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ

СТУДЕНТОВ

1.7.1 Контролирующий тест Контролирующий тест проводится по темам соответствующих разделов. В каждом тестовом задании от 7 до 10 заданий. Тест выявляет теоретические знания, практические умения и аналитические способности студентов. Тесты приведены в УМКД.

1.7.2 Контрольная работа Контрольная работа выполняется в конце семестра по всем пройденным разделам семестра. В контрольной работе содержится четыре задачи. Контрольная работа направлена на проверку умений студентов применять полученные теоретические знания в отношении определенной конкретной задачи.

1.7.3 Экзаменационные вопросы Структура и классификация устройств релейной защиты.

Особенности выполнения защит на электрических станциях и подстанциях основного оборудования.

Требования, учитываемые при проектировании защит.

Особенности выполнения защит на электрических станциях и подстанциях основного оборудования. Исходные данные для проектирования.

Исходные данные для проектирования.

Особенности выполнения защит на электрических станциях и подстанциях основного оборудования. Состав применяемых защит.

Содержание основных этапов проектирования.

Проектирование релейной защиты, автоматики и телемеханики как комплексной системы управления электроэнергетическими объектами.

Какие методики проектирования в РЗиА.

Система автоматизированного проектирования в РЗиА.

Методы обеспечения требуемых показателей технического совершенства и надежности функционирования релейной защиты и автоматики.

Максимальные токовые защиты от междуфазных повреждений. МТЗ линий с односторонним питанием.

Продольная дифференциальная токовая защита от междуфазных повреждений в обмотке статора.

МТЗ от междуфазных повреждений. Ненаправленные токовые отсечки линий с 2-х сторонним питанием.

Поперечная дифференциальная токовая защита Дистанционная защита от междуфазных повреждений. Расчет уставок срабатывания.

Дистанционная защита. Расчет уставок блокировки при качаниях.

Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению генераторов, работающих на сборные шины.

Максимальная токовая защита от замыканий на землю. Расчет уставок срабатывания.

Максимальная токовая защита обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных к.з. генераторов, работающих на сборные шины.

МТЗ от замыканий на землю. Расчет уставок срабатывания.

Продольная дифференциальная токовая защита с реле типов РНТ-560 и ДЗТМТЗ от замыканий на землю.

Расчет уставок защиты при параллельных линиях.

Продольная дифференциальная токовая защита с реле типа ДЗТ-20.

Основные характеристики защиты и реле МТЗ от замыканий на землю. Расчет от броска намагничивающего тока.

Максимальная токовая защита от междуфазных повреждений силового трансформатора.

Комплектные защиты от всех видов повреждений. Общие замечания и требования.

Дистанционная защита автотрансформаторов.

Поперечная дифференциальная направленная защита параллельных линий.

Расчет комплекта защиты от замыканий на землю.

Максимальная токовая защита от замыканий на землю автотрансформатора.

Поперечная дифференциальная направленная защита параллельных линий.

Расчет комплекта защиты от междуфазных повреждений.

Продольные дифференциальные токовые защиты блока генератортрансформатор.

Дифференциально-фазная высокочастотная защита. Расчет пусковых органов при симметричных повреждениях.

Основные защиты блока не требующие специального расчета уставок.

Дифференциально-фазная высокочастотная защита. Расчет пусковых органов при несимметричных повреждениях.

Резервные защиты блока. Основные условия выполнения защит.

Максимальная токовая защита обратной последовательности с независимыми выдержками времени.

Особенности выполнения защит на электрических станциях и подстанциях основного оборудования.

Резервные защиты блока. Максимальная токовая защита от замыканий на землю.

1.8. УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ И ИНФОРМАЦИОННОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ

ДИСЦИПЛИННЫ

а) основная литература:

1. Смирнов Ю.А., Соколов С.В., Титов Е.В. Основы микроэлектроники и микропроцессорной техники. — М.: Издательство ЛАНЬ, 2-ое изд., испр.,2012. — 656 с.

2. Юкдин Н.А Токовая защита электроустановок.- М.: Издательство ЛАНЬ, 2-ое изд., испр.,2011- 288с.

б) дополнительная литература:

Правила устройства электроустановок. — М.: Энергоиздат, 2002. — 648 с.

Дьяков А.Ф., Платонов В.В. Основы проектирования релейной защиты электроэнергетических систем: Учебное пособие.- М.: Издательство МЭИ, 2000.- 248с.

Басс Э.И., Дорогунцев В.Г. Релейная защита электроэнергетических систем.

– Под. ред. А.Ф. Дьякова. — М.: Издательство МЭИ, 2002.- 296 с.

электроэнергетических систем. — М.: Издательство МЭИ, 2000. – 504 с.

Этус Н.Г., Махлина Л.Н. «Технология электромонтажных работ на электростанциях и подстанциях» — М.: Энергоатомиздат, 1982.- 568 с.

Лезнов С.И., Махлина Л.Н. «Устройство и обслуживание вторичных цепей электроустановок » — М.: Энергоатомиздат, 1986.- 152 с.

Федосеев А.М., Федосеев М.А. Релейная защита электрических систем. М.: Энергоатомиздат, 1992. – 346 с.

Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита электроэнергетических систем. – М.: Энергоатомиздат, 1998, — 800 с.

Окин А.А. Противоаварийная автоматика. – М.: Издательство МЭИ, 1995. – 206 с.

Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 3, Под общ. ред. В.Г.

Герасимова, П.Г. Грудинского, Л.А. Жукова и др. — М.: Энергоиздат, 2000.- 656 с.

в) программное обеспечение и Интернет-ресурсы:

1.9. МАТЕРИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДИСЦИПЛИНЫ

В качестве материально-технического обеспечения дисциплины используются мультимедийные средства, интерактивная доска. Материал лекций представлен в виде презентаций в PowerPoint. Для проведения практических занятий и в самостоятельной работе студентов используются схемы шкафов релейной защиты и автоматики.

1.10. ПРОМЕЖУТОЧНАЯ ОЦЕНКА ЗНАНИЙ СТУДЕНТОВ ПО ДИСЦИПЛИНЕ

Промежуточной формой контроля знаний студентов по данной дисциплине является экзамен. Экзаменационный билет включает два теоретических вопроса по изученному курсу и задачу. В ответах студентов на экзамене знания и умения оцениваются по пятибалльной системе.

Оценка «отлично» ставится в случае правильных и полных ответов на оба теоретические вопросы билета и правильного решения задачи.

Оценка «хорошо» ставится в случае:

— правильного, но неполного ответа на один из теоретических вопросов билета, требующего уточняющих дополнительных вопросов со стороны преподавателя или ответа, содержащего ошибки непринципиального характера, которые студент исправляет после замечаний (дополнительных вопросов) преподавателя; правильного решения задачи;

— правильных и полных ответа на оба теоретических вопроса билета; затруднений при решении задачи, с которыми студент справляется после помощи преподавателя.

Оценка «удовлетворительно» ставится в случае:

— ответов, содержащего ошибки принципиального характера на теоретические вопросы билета; правильного решения задачи;

— неверного ответа (отсутствия ответа) на один из теоретических вопросов билета;

решения задачи после незначительной помощи преподавателя;

— правильных и полных ответов на оба теоретических вопроса билета; неверного решения задачи (не справился с задачей после помощи преподавателя).

Оценка «неудовлетворительно» ставится в случае:

неверных ответов (отсутствия ответов) на оба теоретических вопроса билета;

неверного ответа (отсутствия ответов) на один из теоретических вопросов билета и неверного решения задачи.

2.УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКАЯ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ) КАРТА ДИСЦИПЛИНЫ.

3. КРАКИЙ КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ

Лекция 1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕНОЙ ЗАЩИЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

1. Структура устройств релейной защиты Несмотря на разнообразие в схемах и устройствах релейной зашиты по назначению и виду параметра, на который реагирует защита, все они имеют общую структуру и содержат много сходных элементов и узлов. Основными элементами общей структурной схемы (рис. 1.1) являются:

1) источники постоянного и переменного оперативного тока. К первым относятся аккумуляторные батареи 12—220 В, ко вторым — трансформаторы тока или напряжения, блоки питания, зарядные устройства;

2) датчики информации: трансформаторы тока и напряжения, устройства емкостного отбора напряжения, контакты сигнализации положения коммутационной аппаратуры (выключателей, разъединителей и т.п.);

3) блоки сравнения и логики конструктивно размещаются на панели защиты данного присоединения. К блокам сравнения относятся максимальные и минимальные реле тока или напряжения, реле сопротивления и т.п. Блоки логики содержат реле времени, промежуточные реле, устройства АПВ, АВР;

4) блоки управления и местной сигнализации конструктивно размещаются на панели управления данного присоединения. Это ключи управления, сигнальные лампы контроля положения выключателей, сигнализаторы положения разъединителей, сигнальные табло и измерительные приборы;

5) блок общей сигнализации содержит устройство мигающего света, реле звуковой сигнализации, звонок, сирену и сигнальные табло.

Как видно из рис. 1.1, непосредственное управление выключателем и контроль за его положением осуществляется с панели управления. При возникновении КЗ на защищаемом объекте увеличивается ток через трансформаторы тока, снижается напряжение на шинах, уменьшается сопротивление сети, появляется несимметрия в трехфазной системе — токи и напряжения обратной и нулевой последовательностей.

Различные устройства защиты реагируют на параметры I, U, z, I2, I0, U0 и их комбинации, включая производные. С помощью трансформаторов тока и напряжения эта информация передается по кабелям на панель защиты. В блоке сравнения в зависимости от соотношения входного сигнала и заданных уставок срабатывают соответствующие пусковые реле и включаются реле блока логики, который с необходимой выдержкой времени посылает импульс на отключение выключателя (через панель управления).

После отключения выключателя на панели управления начинает мигать сигнальная лампа (вследствие несоответствия положений ключа управления и выключателя), а на панели общей сигнализации горит табло «блинкер не поднят», звонит звонок и работает сирена.

2. Классификация защит электрических сетей Релейную защиту принято классифицировать по характеру изменения параметра, на который реагирует защита, по назначению в зависимости от ответственности и порядка работы при КЗ, а также для определенных видов КЗ.

1. По характеру изменения параметра защиты разделяются на максимальные и минимальные. Защиты, реагирующие на величины I, I2, I0, U2, U0, возрастающие в условиях КЗ, называются максимальными. Защиты, реагирующие на величины U, z, снижающиеся при КЗ, называются минимальными.

Следует отметить, что при использовании терминов максимальный и минимальный понимается не максимальное (max) или минимальное (min) значения функции, а наибольшие и наименьшие значения из всей выборки максимальных и минимальных расчетных режимов, которые в индексах будем соответственно обозначать «макс» и «мин».

По назначению в зависимости от ответственности и порядка действия при КЗ защиты классифицируют как основные, резервные и дополнительные.

Основной называется защита, обеспечивающая первоочередное отключение повреждений в любой точке защищаемого участка.

Резервной называют защиту, обеспечивающую отключение поврежденного участка при отказе в работе основной защиты или выключателя. Различают резервные защиты ближнего действия, отключающие повреждения в любой точке защищаемого участка при отказе его основной защиты, и резервные защиты дальнего действия, создающие условия для отключения защищаемого участка при КЗ на смежном участке и отказе защиты или выключателя смежного участка. С целью упрощения резервных защит допускается выполнение их реагирующими только на более частые виды КЗ (однофазные и двухфазные).

Дополнительной называется защита, обеспечивающая частичное дублирование основной защиты и действующая в этом случае одновременно с ней. Обычно это простая защита, основанная на другом принципе и отключающая наиболее тяжелые виды КЗ на части защищаемого участка.

По назначению для определенных видов КЗ классификация защит зависит от режима заземления нейтрали сети. Для сети 110 кВ и выше, работающих с эффективно заземленной нейтралью, выделяют защиты от междуфазных повреждений (максимальные токовые и дистанционные), от замыканий на землю (максимальные токовые нулевой последовательности) и от всех видов высокочастотные защиты, а также приставки высокочастотной блокировки).

3. Требования, учитываемые при проектировании защит Полный объем требований, предъявляемых к релейной защите, рассмотрен в [1, 2].

При проектировании релейной защиты основными требованиями являются:

быстродействие, избирательность (селективность), чувствительность, надежность и наличие устройств сигнализации.

Быстродействующей считается защита, обеспечивающая подачу командного импульса на отключение со временем не более 0,1 с с момента возникновения нарушения.

Для линий 35 кВ и выше применение быстродействующего отключения считается обязательным на тех участках, где повреждения вызывают снижение напряжения до 60— 65 % на шинах подстанций, через которые осуществляется транзит мощности параллельно работающих станций системы. На рис. 1.2 такими транзитными подстанциями (П) являются ПА, ПБ и ПВ. Любое КЗ (К1, К2) на транзитных линиях АБ и БВ должно отключаться без выдержки времени, т.е. релейная защита на выключателях Ql—Q должна быть быстродействующей. Время действия защиты на выключателях Q5 и Q определяется уровнем остаточного напряжения на шинах подстанций ПБ и ПВ при КЗ в конце зоны действия защиты (отсечки) в точках КЗ и К4. Здесь быстродействующая защита требуется только на выключателе Q5.

Быстродействующими являются первые ступени токовых отсечек, дистанционных защит, продольные и поперечные дифференциальные, дифференциально-фазные и направленные высокочастотные защиты.

Избирательной считается защита, обеспечивающая отключение только поврежденного элемента энергосистемы. Необходимая избирательность достигается отстройкой от таких значений подводимых к защите параметров (/, /0, /2, U2, U0, U, z), при которых защита данного элемента не должна действовать. Указанную отстройку получают введением коэффициента запаса к3 к расчетному значению параметра:

Для максимальных защит к3 1, для минимальных защит к3 1.

Кроме того, для обеспечения избирательности и резервирования защиты выполняются многоступенчатыми с дополнительным согласованием ступеней смежных защит по времени (для вторых и последующих ступеней):

где t С.З. — время срабатывания защиты; t = 0,5—0,6 с — ступень селективности (избирательности).

Напомним, что функцию избирательности выполняют реле направления мощности и реле сопротивления.

На рис. 1.3 показан принцип выполнения многоступенчатой защиты.

Первая ступень защищает основной объект и отстраивается от расчетных параметров при КЗ за выключателем смежного участка (в точке КЗ). Напомним, что при расчетах ток защиты одинаков в точках KI, К2, КЗ, и поэтому иногда говорят, что I ступень отстраивается от КЗ в конце линии (точка К1), хотя имеется в виду точка КЗ.

Вторая ступень резервирует I ступень и полностью защищает свой объект и часть смежного, отстраивается от первых (или вторых) ступеней защиты смежных линий.

Третья ступень резервирует защиты своей и смежной линий (частично), отстраивается от вторых (третьих) ступеней защит смежных линий, а также от нормального и перегрузочного режимов.

Чувствительной считается защита, обеспечивающая надежное отключение защищаемого элемента при его повреждениях. Надежность отключения характеризуется коэффициентом чувствительности.

Для максимальных защит коэффициент чувствительности определяется как отношение наименьшего значения электрического параметра, подводимого к защите при КЗ в конце защищаемой линии, к уставке срабатывания:

Для минимальных защит коэффициент чувствительности определяется как отношение уставки срабатывания (zC3, UС.3) к наибольшему значению электрического параметра, подводимого к защите при КЗ в конце защищаемой линии:

Значения коэффициентов чувствительности регламентируются [1].

Для большинства основных защит принимается кч — 1,5—2,0, для резервных кч=1,2—1,5. Чувствительность первых ступеней защит может характеризоваться косвенно — защищаемой зоной.

Надежной считается защита, обеспечивающая ее устойчивое функционирование в неодинаковых режимах. Различают аппаратную и эксплуатационную надежность.

Аппаратная надежность характеризует качество защиты, обеспечивается простотой схем, а также безотказностью, ремонтопригодностью и долговечностью комплектующих элементов. Для сложных защит применяют устройства самоконтроля (функциональный контроль), обеспечивающие, в частности, вывод защиты из работы при ее повреждениях и контроль исправности выходных цепей. Особо сложные защиты выполняют с многократным дублированием и мажорированием основных каналов, что исключает неверное действие защиты при повреждении любого из них. Эксплуатационная надежность характеризует устойчивость функционирования и обеспечивается точностью работы и помехозащищенностью, а также реализацией таких основных требований, как быстродействие, избирательность и чувствительность.

Для повышения надежности применяют дублирование и резервирование основных защит (ближнее и дальнее резервирование).

Наличие устройств сигнализации позволяет судить о правильности работы защиты и автоматики и анализировать порядок протекания процессов при КЗ. С этой целью сигнальные реле устанавливаются не только в отключающих и включающих цепях выключателей, но и в цепи каждой ступени защиты. Кроме того, применяют устройства для автоматической записи электрических параметров системы в нормальном режиме (самопишущие приборы) и при КЗ (аварийные осциллографы, регистраторы).

Лекция 2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ 1. Номенклатура устройств релейной защиты В настоящее время защита электрических сетей напряжением 6— 750 кВ выполняется с помощью комплексов релейной защиты линий, выполненных как на базе традиционных электромеханических устройств, так и с применением микроэлектронной базы (интегральных микросхем, микропроцессорной техники).

Электротехническая промышленность серийно выпускает в течение последних десятилетий следующие панели защиты на электромеханической базе:

панель защиты типа ЭПЗ 1636-67 — для защиты линий напряжением ПО—220 кВ, содержащая трехступенчатую дистанционную защиту с блокировкой при качаниях и неисправностях цепей напряжения, четырехступенчатую токовую защиту нулевой последовательности, междуфазную токовую отсечку, реле устройства резервирования отказа выключателей (УРОВ);

панель защиты типа ДФЗ-201 — дифференциально-фазная высокочастотная защита, предназначена для применения в качестве основной защиты линий напряжением 110—220 кВ; это быстродействующая защита, действующая при всех видах КЗ в системе;

панель защиты типа ДФЗ-503 — дифференциально-фазная высокочастотная защита для линий 330—500 кВ;

панель защиты типа ЭПЗ 1637-91 применяется для выполнения поперечной дифференциальной токовой направленной защиты параллельных линий ПО—220 кВ при замыканиях между фазами (комплект КЗ-6) и на землю (комплект КЗ-7);

панель защиты типов ЭПЗ 1638-91 и ЭПЗ 1639-91 применяется для выполнения продольной дифференциальной токовой защиты линий ПО—220 кВ; это быстродействующая защита с проводными каналами связи, действующая при всех видах КЗ в системе;

панель типа ЭПЗ 1643 высокочастотной блокировки дистанционной защиты и направленной защиты нулевой последовательности линий НО—330 кВ; применяется для исключения выдержки времени защит при замыканиях на защищаемой линии; панель предназначена для совместной работы с панелью типа ЭПЗ 1636-67 или с любой другой, на которой установлены аналогичные защиты;

панель типа ЭПЗ 1651-91 защиты и автоматики применяется для защиты двух линий электропередачи напряжением 35 кВ при многофазных замыканиях; обеспечивает трехступенчатую токовую защиту с помощью токовой отсечки без выдержки времени и максимальной токовой защиты с пуском по напряжению, а также токовой отсечки с выдержкой времени; имеются устройства двухкратного АПВ (реле типа РПВ-02);

панель типа ПА 115-91 УРОВ применяется для выполнения устройства резервирования отказа выключателей присоединений подстанций ПО—500 кВ;

панель дистанционной защиты типа ПЗ-4 применяется для защиты линий напряжением 35 кВ при всех видах многофазных КЗ; включает в себя трехступенчатую дистанционного защиту и токовую отсечку (комплект защиты типа КЗ-11);

панель аварийного осциллографа типа ПДЭ 0301 предназначена для размещения аварийного осциллографа типа Н 13 и управления его работой совместно с магнитографом при возникновении аварийного режима в энергосистеме.

Кроме панелей защиты выпускаются также комплекты защиты серии КЗ на электромеханических реле, которые предназначены для применения в схемах релейной защиты. Комплекты типов КЗ 9, КЗ 10, КЗ 12— КЗ 15, КЗ 17 применяются для работы на оперативном постоянном токе, а комплекты типов КЗ 35—КЗ 38 — для работы на оперативном переменном токе. Все элементы каждого комплекта защиты смонтированы в одном общем корпусе. Назначение комплектов:

КЗ 9, КЗ 9/2 — токовая отсечка при междуфазных КЗ в двухфазном двухрелейном исполнении;

КЗ 10 — трехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности, применяемая в составе панели типа ЭПЗ 1636-67;

КЗ 12 — максимальная токовая защита при между фазных КЗ в двухфазном двухрелейном исполнении с независимой выдержкой времени;

КЗ 13 — быстродействующая токовая отсечка в двухфазном двухрелейном исполнении и максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени в двухфазном трехрелейном исполнении;

КЗ 14 — максимальная токовая направленная защита с выдержкой времени в двухфазном двухрелейном исполнении;

КЗ 17 — максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени в двухфазном трехрелейном исполнении;

КЗ 35 — максимальная токовая защита в двухфазном однорелейном исполнении;

КЗ 36 — максимальная токовая защита в двухфазном двухрелейном исполнении;

КЗ 37 — токовая быстродействующая отсечка и максимальная токовая защита с выдержкой времени в двухфазном трехрелейном исполнении;

КЗ 38 — максимальная токовая направленная защита с выдержкой времени в двухфазном двухрелейном исполнении.

С середины 80-х годов серийно выпускаются следующие комплексы релейной защиты линий 110—330 кВ на микроэлектронной элементной базе:

шкаф ШДЭ 2801 [15], содержащий ступенчатые защиты для реализации функций резервных защит при наличии основной быстродействующей (взамен панели ЭПЗ 1636имеет в своем составе трехступенчатую дистанционную защиту с блокировками при качаниях и неисправностях цепей напряжения, токовую отсечку, четырехступенчатую токовую направленную защиту нулевой последовательности, реле УРОВ;

шкаф ШДЭ 2802, содержащий два отдельных комплекта (основной и резервный) ступенчатых защит и предназначенный для использования в виде единственной защиты (вместо панели ЭПЗ 1636-67); основной комплект — это шкаф ШДЭ 2801, а резервный комплект содержит двухступенчатые дистанционную и токовую защиты нулевой последовательности;

панель ПДЭ 2802 направленной высокочастотной защиты, используемой в качестве основной, вместо панели ДФЗ-201.

Надежность функционирования этих устройств достигается, в частности, применением постоянного функционального автоматического контроля, охватывающего значительную часть элементов, с сигнализацией возникающих неисправностей. Для снижения трудозатрат на профилактическое обслуживание предусмотрен автоматизированный тестовый контроль.

Для линий 500 кВ и выше с 1983 г. выпускаются комплексы устройств релейной защиты и автоматики на интегральных микросхемах серии ПДЭ 2000:

панель ПДЭ 2001 — дистанционная трехступенчатая защита, применяется в качестве резервной от всех междуфазных КЗ, содержит устройства блокировки при качаниях и неисправностях в цепях переменного напряжения;

панель ПДЭ 2002 — токовая направленная четырехступенчатая защита нулевой последовательности, также имеет в своем составе токовую отсечку от междуфазных КЗ и защиту от неполнофазного режима; применяется в качестве резервной защиты от КЗ на землю, дополнительной зашиты от междуфазных КЗ вблизи шин подстанции и для ликвидации длительных неполнофазных режимов;

панель ПДЭ 2003 — направленная и дифференциально-фазная высокочастотная защита, применяется в качестве основной быстродействующей защиты линий от всех видов КЗ как в полнофазном режиме, так и при работе линии двумя фазами в цикле однофазного АПВ; при полнофазной работе линии панель используется в режиме направленной фильтровой защиты с высокочастотной блокировкой, и только на время цикла ОАПВ она переводится в режим сравнения фаз токов;

панель ПДЭ 2004.01 — устройство одно- и трехфазного АПВ;

панель ПДЭ 2004.02 — устройство трехфазного АПВ на три присоединения;

панель ПДЭ 2005 — УРОВ;

панель ПДЭ 2006 — защита шин.

С 1991 г. происходит выпуск модернизированного комплекса защит линий 500 кВ и выше:

шкаф дистанционной защиты типа ШЭ 2703 — взамен ПДЭ 2001;

шкаф токовой защиты типа ШЭ 2704 — аналог ПДЭ 2002;

шкаф высокочастотной защиты типа ШЭ 2705 — аналог ПДЭ 2003;

шкаф устройства трехфазного АПВ типа ШЭ 2706 взамен ПДЭ 2004.02;

шкаф устройства однофазного АПВ типа ШЭ 2702 — взамен ПДЭ 2004.01;

шкаф УРОВ типа ШЭ 2001 — взамен ПДЭ 2005;

шкаф защиты сборных шин типа ШЭ 2303 — взамен ПДЭ 2006.

Комплексы защиты типа ПДЭ 2000 и ШЭ 2700 могут эксплуатироваться и на линиях 330 кВ.

Вопросы проектирования релейной защиты и автоматики электрических сетей регламентированы Правилами устройства электроустановок [1], Руководящими указаниями по релейной защите [6—11] и директивными материалами Главтехуправления РАО «ЕЭС России». Принципы выбора уставок защит, в основном, мало зависят от элементной базы, на которой выполнена защита, и определяются традиционными методиками, изложенными в Руководящих указаниях. Некоторые особенности расчета уставок, связанные с различием элементной базы отдельных измерительных органов, изложены в [12—15].

Исходная схема сети представляет собой однолинейную электрическую схему проектируемого района, на которой указывают:

1) схему с номинальными напряжениями, длинами линий, марками проводов, наличием заземляющих тросов и их материала. Обязательно учитывают параллельность линий, частичную или полную, а также указывают расстояние между параллельными линиями;

2)схему электрических соединений электростанций и подстанций с параметрами трансформаторов, автотрансформаторов (мощность, напряжение КЗ, группы соединения обмоток, пределы регулировки напряжения), генераторов (мощность, номинальное напряжение, сверхпереходное реактивное сопротивление) [4]; кроме того, места установки и типы коммутационной аппаратуры;

2) приведенные к шинам подстанций защищаемой сети значения сопротивлений прямой (обратной) и нулевой последовательностей других частей системы, соответствующие максимальному и минимальному режимам работы;

3) места установки, типы и коэффициенты трансформации датчиков информации.

Трансформаторы тока (ТТ) — либо встроенные в выключатели, либо отдельно стоящие.

Трансформаторы напряжения (ТН) устанавливаются на каждой системе шин подстанций, емкостные отборы напряжения — на входе линий, до выключателей.

Кроме того, в исходных данных необходимо отразить ряд особенностей, влияющих на выбор принципов и расчет уставок релейной защиты.

1) применение подстанций без выключателей на стороне высокого напряжения с установкой короткозамыкателей и отделителей. Здесь возникает необходимость отключения линии с питающего конца при коротком замыкании (КЗ) на приемной подстанции, например в трансформаторе;

2) присоединение потребителей к линии электропередачи глухими отпайками. При этом усложняется выбор уставок защит, особенно для параллельных линий;

3) рост несимметричной нагрузки: электрическая тяга на переменном токе, электродуговые печи и т.д., — вследствие чего при нормальном режиме работы в сети появляются токи и напряжения обратной и нулевой последовательностей;

4) широкое применение на одиночных линиях неполнофазных режимов работы по схеме две фазы и земля. Здесь также в нормальном режиме появляются токи и напряжения обратной и нулевой последовательностей;

5) применение переменного оперативного тока, параметры которого зависят от вида и места КЗ.

Основные режимы сети касаются уровня загрузки системы и режима заземления нейтрали.

1. По уровню загрузки системы режимы разделяют на максимальный или нормально-эксплуатационный, когда в работе находятся все элементы энергосистемы, и минимальный, когда часть генераторов и линий отключены при минимальном режиме работы смежной системы. Режим работы для выбора уставок и оценки чувствительности защит рассматриваются конкретно для каждой защиты элемента сети и для каждого вида КЗ. Кроме того, для выбора уставок последних ступеней защит учитываются аварийные (диспетчерские) режимы работы, для которых указывают уровни напряжений на подстанциях и значения токов по линиям и трансформаторам.

2. Режимы заземления нейтралей трансформаторов и автотрансформаторов принимают на основании следующих основных положений:

а) нейтрали всех автотрансформаторов заземляются наглухо;

б) заземление нулевых точек трансформаторов электростанций весьма желательно, так как при этом исключается возможность работы участка сети в режиме изолированной нейтрали с появлением перемежающейся дуги; в тех случаях, когда по условиям снижения токов замыкания на землю приходится разземлять нейтрали у части трансформаторов, необходимо предусматривать автоматику первоочередного отключения этих трансформаторов при устойчивом замыкании на землю в защищаемой сети (рис. 1.4) или с помощью чувствительных защит блоков [22];

трансформаторов в основном определяется условиями работы релейной защиты (обычно заземляют только часть трансформаторов для того, чтобы при всех переключениях число заземленных трансформаторов не менялось); при работе сети с учитываться конструктивные особенности выполнения трансформаторов (некоторые типы трансформаторов с высшим напряжением ПО кВ и регулировкой напряжения под нагрузкой имеют изоляцию нулевого вывода, рассчитанную на напряжение не более кВ и недостаточную для случая перехода в режим с изолированной нейтралью);

г) силовые трансформаторы с резко выраженной несимметричной на грузкой (например, подстанций электротяги, работающей на однофазном переменном токе) требуют заземления нейтралей обмоток высокого напряжения, соединенных в звезду и присоединенных к сети 110—220 кВ.

При оценке категории потребителя учитывают существование параллельных связей, наличие резерва мощности, допустимость и длительность перерывов в энергоснабжении.

Рис. 1. Пример первоочередного отключения блока генератор-трансформатор, работающего с изолированной нейтралью, при устойчивых замыканиях на землю в сети с эффективно-заземленной нейтралью Лекция 3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ДЛЯ РАЗНЫХ

ВИДОВ ПОВРЕЖДЕНИЙ

МАКСИМАЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ

ПОВРЕЖДЕНИЙ

1. Общие замечания Максимальные токовые зашиты (МТЗ) приходят в действие при увеличении тока в линии сверх некоторого значения, определяемого условиями избирательности. В качестве реле, реагирующих на возрастание тока, используются максимальные токовые реле типа РТ-40 и различные комплектные защиты, выполненные на их базе (см. п. 1.2,1), или измерительные органы тока современных защит.

Для линий с односторонним питанием МТЗ выполняется многоступенчатой и обычно служит основной защитой от междуфазных повреждений. Для линий с двухсторонним питанием МТЗ используется, как правило, в качестве отсечки.

2. Максимальные токовые защиты линий с односторонним питанием В качестве примера рассмотрен участок сети, приведенный на рис. 1.

Для наглядности расчетные выражения даны для зашиты, установленной на подстанции А. Для расчета МТЗ любой другой подстанции формулы будут те же.

1. Ток срабатывания отсечки первой ступени отстраивается от максимального тока КЗ за выключателем смежного участка Рис. 1. К примеру расчета МТЗ от междуфазных повреждений для линии с где k3 = 1,2 — коэффициент запаса по избирательности.

Если линия питает трансформаторы, не имеющие выключателей на стороне высокого напряжения, то расчетным является КЗ за выключателем на стороне низшего напряжения. В этом случае k3= 1,3.

Ваша жизнь поменяется.

2. Оценка чувствительности отсечки первой ступени производится по величине защищаемой зоны или по коэффициенту чувствительности. Зона, защищаемая отсечкой, определяется по кривым спадания токов КЗ по линиям в максимальном и минимальном режимах при условии Iк.л I`сз.

Если расчетной является отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции (например, защита ПВ, точка К6), то отсечка обычно защищает всю линию (хотс хВГ). В этом случае определяется как хотс, так и коэффициент чувствительности k`ч(В) при КЗ в конце защищаемой Линии (точка К5):

срабатывания; хсист — сопротивление системы, приведенное к шинам подстанции В в месте установки защиты.

при k`ч(В) 1,3 — отсечка применяется в качестве основной защиты.

3. Определяется остаточное напряжение на шинах в месте установки защиты при КЗ в конце зоны действия отсечки, %:

Если остаточное напряжение окажется менее 60 %, а питающая подстанция является транзитной, то можно применить ускорение зашиты до АПВ.

4. Ток срабатывания отсечки второй ступени отстраивается от токов срабатывания отсечки I или II ступеней защит смежных линия (k3 = 1,1) и проверяется отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции k3 = 1, (при наличии выключателя на стороне высокого напряжения трансформатора, рис. 1) Расчетным является большее из значений, полученных по формулам (5) и (6).

5. Выдержка времени II ступени защиты принимается на ступень селективности (t = 0,5 с) больше выдержек времени ступеней защиты, от которых произведена отстройка:

6. Чувствительность отсечек второй ступени проверяется в случае металлического КЗ в конце защищаемой линии при минимальном режиме (см. рис. 1) отстраивается от максимального тока нагрузки присоединения где k3 = 1,1 — коэффициент запаса по избирательности;

kв = 0,8 — 0,85 — коэффициент возврата для реле РТ-40;

kc = 1,5—2,5 — коэффициент самозапуска электродвигателей;

Iнагр = ST /( 3 0,9U ном ) — максимальный ток нагрузки.

8. Проверяется отстройка от токов срабатывания вторых или третьих ступеней зашит смежных линий, аналогично (5) 9. Выдержка времени третьей ступени защиты принимается на ступень селективности больше выдержек времени зашит, от которых произведена отстройка, аналогично (7).

10. Чувствительность третьей ступени защиты проверяется при КЗ в конце смежного участка в минимальном режиме (см. рис. 1) 3. Ненаправленные токовые отсечки для линий с двухсторонним питанием 1. Ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального тока, протекающего через защиту при следующих расчетных условиях (рис. 2):

а) отстройка от максимального тока линии при КЗ на шинах приемной подстанции (рис. 2, а);

б) отстройка от максимального тока линии при КЗ на шинах подстанции в месте установки защиты (КЗ «за спиной») (рис. 2, б);

в) отстройка от максимального тока качаний (рис. 2, в), возникающего при прохождении ЭДС параллельно работающих станций на 180° (рис. 2, в):

где хэкв.мин — эквивалентное минимальное сопротивление связи между параллельно работающими станциями, включая сверхпереходное сопротивление генераторов и сопротивление линии связи; xэкв. мин = xсистА + xсистБ + xл Ток срабатывания отсечки выбирается по наибольшему из полученных значений токов Рис. 2. К выбору тока срабатывания отсечек линии с двухсторонним питанием Рис. 3. Определение результирующего сопротивление системы при каскадном Поскольку при внешних КЗ (К1, К2) и при качаниях через защиты, установленные на обоих концах линии, протекают одинаковые токи, то уставка срабатывания для обеих защит принимается одной и той же: I с. зАБ = I с. зБА.

2. Определяются зоны, защищаемые отсечкой в максимальном и минимальном режимах, а также в режиме каскадного отключения. В первом случае используются кривые спадания (см. рис. 10), во втором — выражение (2), а зона отсечки Рекомендуется определить чувствительность отсечки при двухфазном КЗ в начале линии. Отсечка может рекомендоваться к установке, если kч 1,2.

3. Определяются по (4) уровни остаточных напряжений на шинах подстанций (в месте установки защиты) при КЗ в конце зоны действия отсечки. Для максимального и минимального режимов, для режима каскадного отключения хотс находится по (2).

Определение хсист показано на рис. 3.

4. Производится заключение о применимости отсечки. Если напряжение на шинах подстанции в минимальном режиме или режиме каскадного отключения с t = 0 равно или превышает 60 %, то отсечка применяется в качестве основной зашиты. Если остаточное напряжение менее 60 %, а отсечка защищает в максимальном режиме 15 – 20 % линии, то она применяется в качестве дополнительной защиты.

Лекция 4. ДИСТАНЦИОННЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ МЕЖДУФАЗНЫХ

ПОВРЕЖДЕНИЙ

Дистанционные зашиты используются в сетях сложной конфигурации для защиты линии от междуфазных КЗ. Эти защиты приходят в действие при снижении сопротивления сети, т.е. являются минимальными. Основными преимуществами дистанционных защит по сравнению с токовыми защитами являются независимость защищаемой зоны при изменении уровня токов КЗ, т.е. при изменении режима сети, а также направленность действия. Селективность защит смежных линий обеспечивается введением ступенчатых выдержек времени: все КЗ в пределах I зоны (ступени), ближайшей к месту установки защиты, отключаются с минимальным временем; все КЗ в пределах II зоны — с большим временем; КЗ в пределах последней, Ш зоны, отключаются с наибольшим временем. Измерительными органами защиты являются направленные реле полного сопротивления, которые называются дистанционными органами (реле I и II ступеней) и пусковыми органами (реле III ступени).

Дистанционные зашиты, как правило, входят в состав комбинированных панелей типа ЭПЗ 1636, ШДЭ 2801, но могут выполняться и в виде отдельных панелей, например типа ПДЭ 2001.

В качестве примера на рис. 2.4 приведена структурная схема дистанционной защиты панели ЭПЗ 1636. Основными элементами защиты являются:

а) блок измерения, включающий набор реле сопротивления с согласующими трансреакторами (по цепям тока) и трансформаторами (по цепям напряжения);

б) блокировка при качаниях, разрешающая работу защиты на время ликвидации КЗ в сети;

в) блокировка при неисправностях цепей напряжения;

Рис. 4. Структурная схема дистанционной защиты панели ЭПЗ г) блок логики, обеспечивающий заданные временные характеристики защиты;

д) выходные цепи и цепи ускорения защиты.

Характеристики срабатывания реле сопротивления на комплексной плоскости представляют собой окружность (для III ступени можно выполнить эллипс), проходящую через начало координат. Диаметр окружности определяется уставкой срабатывания, а положение — углом максимальной чувствительности мч, который принимается в зависимости от напряжения сети и марки провода. Реле сопротивления современных защит имеют для II-III ступеней более сложные характеристики срабатывания (четырехугольник, треугольник).

2. Расчет уставок срабатывания 1. Предварительно в зависимости от марки провода определяется удельное комплексное сопротивление zу = rу + jху, пo которому находится полное сопротивление линии rл = zyl. Затем находится длительно допустимый ток по условиям нагрева проводов, по которому выбирается коэффициент трансформации ТТ. В табл. 2.1 приведены некоторые параметры сталеалюминиевых проводов для линий напряжением 110-220 кВ.

2. Уставка срабатывания первой ступени выбирается из условия отстройки от КЗ на шинах приемной подстанции где kз = 0,85 — коэффициент запаек по избирательности, учитывающий погрешность защиты совместно с трансформаторами тока и напряжения.

Отстройка от КЗ на шинах подстанции в месте установки защиты не производится, так как все ступени защиты выполнены направленными.

Таблица 1 – Параметры сталеалюмниевых проводов для линии электропередачи напряжением 110-220 кВ 3. Уставка срабатывания второй ступени выбирается по двум основным условиям (рис. 5):

а) согласование с дистанционными защитами смежных линий где k`з = 0,78 — коэффициент запаса по избирательности согласуемых зашит линий;

kток = Iз.выб/ Iз.см — коэффициент токораспределения, определяемый по трехфазному КЗ в конце зоны действия той защиты, и которой производится согласование (при этом следует рассматривать щюкие режимы, когда значение kток максимально);

Iз.выб — ток, протекающий через ТТ защиты, для которой выбирается уставка;

Iз.см — ток, протекающий через ТТ смежной защиты, с которой производится согласование;

z I ( II ) с. з.см — уставка срабатывания первой (или второй) ступени защиты смежной линии;

Рис. 5 – Расчётные условия для согласования дистанционных защит а – согласование с защитами смежных линий; б – отстройка от КЗ за б) отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции где U — наибольший относительный предел регулировки напряжения силового трансформатора [4], например, U = 0,12 при регулировке ±12 %;

kток = Iз.выб/ IТ — коэффициент токораспределения при КЗ за трансформатором.

В дальнейшем из всех полученных значений сопротивлений срабатывания в качестве расчетного выбирается наименьшее.

4. Выдержка времени второй ступень принимается на ступень селективности (t = 0,5 с) больше выдержек времени тех ступеней зашит, с которыми производится согласование;

Из всех полученных значений выдержки времени в качестве расчетной выбирается большая.

При наличии на смежных параллельных линиях поперечной защиты, вторая ступень дистанционной защиты должка быть отстроена от времени каскадного действия поперечной зашиты (0,7—0,8 с). Если на приемной подстанции предусматривается устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ), то вторая ступень защиты должна быть отстроена от времени его действия (0,8—0,9 с).

5. Чувствительность второй ступени защиты проверяется при металлических КЗ на шинах приемной подстанции (режим ближнего резервирования):

Если на линии имеется отпайка, то чувствительность проверяется и при металлическом КЗ в конце ее (рис. 6, а):

где zл.отп – сопротивление линии от места установки защиты до отпайки;

zотп — сопротивление отпайки;

kток.отп = Iз.выб/ Iотп коэффициент токораспределения при КЗ а конце отпайки.

Допускается выполнение условия (2.17) при каскадном отключении КЗ на отпайке.

6 Уставка срабатываний третьей ступени защиты выбирается, как правило, по условиям отстройки от максимального тока нагрузки линии. Ток нагрузки принимается либо по длительно допустимому току нагрева провода, либо задается диспетчерской службой энергосистемы, в последнем случае указывается cos нагрузки:

где Uмин.эксл – минимальное эксплуатационное напряжение, предварительно может быть принято равным 0,9Uном;

kн = 1,2 — коэффициент надежности;

kв = 1,1 — коэффициент возврата (для реле сопротивления);

мч= 65-80° — угол максимальной чувствительности реле сопротивления;

нагр— угол сопротивления, обусловленного нагрузкой.

Первоначально zс.з определяется при cos(мч-нагр)=1, но если чувствительность защиты получается недостаточной, то учитывают характер нагрузки и мч. Обычно нагр 30-40°.

7. Выдержка времени третьей ступени выбирается на ступень селективности больше выдержки времени вторых ступеней защит, аналогично (16).

8. Чувствительность третьей ступени защиты проверяется при КЗ в конце смежной линии (режим дальнего резервирования, рис. 6, б):

При оценке чувствительности рассматриваются такие режимы, при которых значение kток минимально.

Рис. 6 – расчётные условия для проверки чувствительности дистанционной защиты: а – при КЗ на отпайках; б – при КЗ в конце смежной линии Если условие (2.19) не обеспечивается, то на шинах приемной подстанции необходимо предусмотреть УРОВ.

9. Производится заключение о возможности применения защиты в качестве основной или резервной, для чего определяется остаточное напряжение на шинах при КЗ в конце первой ступени, %:

где IIк — ток линии при трехфазном КЗ в конце первой ступени зашиты, определяемый по кривым спадания. Если остаточное напряжение на шинах транзитной подстанции будет равно или больше 60 % (в минимальном режиме), то защита применяется в качестве основной от междуфазных КЗ, если менее 60 %, то в качестве резервной.

Лекция 5. 3. Выбор уставок и проверка реле сопротивления по току точной работы 1. Определяются уставки срабатывания реле сопротивления для различных ступеней где KI и КU — коэффициенты трансформации трансформаторов тока и напряжения.

2. Выбирается rуст.мин — минимальное сопротивление срабатывания реле сопротивления при 100 % включенных витков вторичной обмотки его промежуточного трансформатора напряжения. Напомним, что расчетный диапазон регулировки составляет от 5 до 100 %, а это соответствует 20-кратному изменению zcp. Диапазон уставок и гарантированные токи точной работы реле сопротивления в составе панели ЭПЗ 1636-67 даны в табл. 2.

Выбор z мин комплекта ДЗ-2 для тех случаев, когда можно выставить любое из трех значений, определяется из заданных диапазонов токов настройки I или II ступени, т.е. тех диапазонов, в которых будут изменяться реальные токи КЗ в конце I или II зоны. При малых уровнях этих токов целесообразно иметь большую уставку rуст.мин и, следовательно, большую чувствительность по току, при больших уровнях токов настройки целесообразно иметь меньшую уставку rуст.мин.

Таблица 2 – Технические данные реле сопротивлении в комплектах ДЗ-2 и КРС- при вторичном номинальном токе 5 (1) А 3. Проверяется чувствительность защиты по току точной работы при металлическом трехфазном КЗ в конце зоны действия соответствующей ступени зашиты по выражению:

который определяется по кривым спадания или находится по схеме замещения прямой 4. При выбранной уставке zyст.мин расчет уставок на трансформаторах напряжения комплектов реле производится для каждой из ступеней Расчетный процент включенных витков вторичной обмотки трансформатора напряжения к реле определяется по выражению, %:

4. Расчет уставок блокировки при качаниях Ниже рассмотрен выбор уставок блокировки при качаниях типа КРБ-126, входящей в состав панели зашиты ЭПЗ 1636. Пусковой орган блокировки реагирует на |I2| + |КI0| и имеет торможение от фазного тока (обычно фазы А).

Расчет блокировки имеет целью определение уставок устройства по току обратной последовательности I2уст. утроенному току нулевой последовательности3 I0уст и коэффициенту торможения Кторм, а также проверку чувствительности. Точный расчет уставок производится на основании его характеристики срабатывания и кривых чувствительности, приведенных в информации завода-изготовителя.

1. Характеристика срабатывания в координатах I2ср и Iторм при заданных уставках I2уст и Kторм представлена выражением где I2cp — ток обратной последовательности срабатывания;

Iторм — вторичный ток в фазе, питающей цепи торможения.

2. Устройство типа КРБ-126 имеет следующие уставки:

а) по току обратной последовательности (I2уст) – 0,5; 0,75; 1,0 и 1,5 А (0,1; 0,15; 0, и 0,3 А) соответственно для исполнения на номинальный ток 5(1) А;

б) по утроенному току нулевой последовательности (3I0уст): 1,5; 3,0 и 6,0 А (0,3; 0, и 1,2 А) соответственно для исполнения на номинальный ток 5(1) А;

в) по коэффициенту торможения Ктром (при минимальной уставке I2уст) 4; 7 и 11 %;

причем с увеличением уставки I2уст коэффициент Kторм пропорционально увеличивается.

Например, при I2уст = 1 А и установленном Kторм= 7 % действительный Кторм= 14 % (0,14).

В качестве примера на рис. 2.7 приведены характеристики срабатывания для I2уст = 0,5 и 0,75 А.

Выбор уставок блокировки и проверки чувствительности вначале производится без использования тока 3 /0.

3. Ток срабатывания отстраивается от токов небаланса в следующих расчетных режимах:

а) в нагрузочном режиме, А Рис. 7 – Характеристика срабатывания устройства блокировка при качаниях типа где t3 = 1,2 — коэффициент запаса по избирательности;

kв = 0,8 — коэффициент возврата;

КI — коэффициент трансформации ТТ защиты;

Iнагр, Iкач — соответственно токи защиты в максимальном нагрузочном режиме и при качаниях;

I2нес.нагр, I2нес.кач — соответственно токи обратной последовательности, обусловленные несимметрией в системе в расчетных режимах;

I*кaч=Iкач/I1TTном — кратность тока качаний по отношению к номинальному току ТТ зашиты.

Выражения (25) и (26) учитывают токи небаланса фильтра обратной последовательности, обусловленные погрешностью ТТ защиты, возможными отклонениями частоты в системе и неточностью настройки фильтра тока обратной последовательности.

Эти режимы определяют координаты точек К и Н на рис. 7, ординаты которых соответствуют значениям I2ср, определенным для режима качаний и режима нагрузки. В качестве возможных вариантов уставок принимаются уставки по I2уст и Kторм, соответствующие характеристикам срабатывания, ближайшим к точкам К и Н и проходящим выше этих точек.

Нагрузочный режим может не рассматриваться в качестве расчетного, если уставка, выбранная по (26), удовлетворяет условию I2уст 1,5Iнес.нагр, а также условию I2нес.нагр=I2нес.кач0,5А ( 0,1 А для ТТ одноамперного исполнения).

Таблица 3 – Рекомендуемые значения уставок блокировки от качения в зависимости от кратности тока качаний при вторичном номинальном токе 5(1) А При отсутствии несимметрии в режимах качаний и нагрузки уставки могут быть приняты ориентировочно в соответствии с табл. 3.

Значение уставок уточняются по требованиям чувствительности.

4. Расчет чувствительности может производиться графически с использованием характеристик срабатывания при подведенных к устройству вторичных токах I2к и Iтoрм.к, определяемых при металлическом КЗ в расчетных по чувствительности условиях. При этом на плоскость (I2cp, Iторм) Рис.7 наносится точка А, соответствующая токам I2к и Iторм.к.

Проводится прямая 0А, соединяющая точку А с началом координат. Определяются точка Г пересечения прямой 0A с характеристикой I2ср = f(Iторм), соответствующей выбранным уставкам (так на рис. 7 приняты I2ср = 0,75 А и Iторм = 7 %), и точка Б пересечения характеристики срабатывания с проведенным из точки А перпендикуляром АВ к точке абсцисс.

Определяется коэффициент чувствительности Устройство должно иметь следующие коэффициенты чувствительности:

а) kч 1,5 и k’ч 1,1 при КЗ в конце защищаемого участка;

б) kч 1,2 и k’ч 1,1 при КЗ в конце зоны резервирования.

Расчетными при проверке чувствительности являются следующие виды КЗ:

при неиспользовании в устройстве тока 3I0 — двухфазное КЗ на землю;

при использовании тока 3I0 — как двухфазное КЗ на землю, так и двухфазное КЗ.

При недостаточной чувствительности к двухфазным КЗ на землю необходимо использовать в устройстве ток 3I0, т.е. комбинированный пуск по |I2| + |3I0|.

Ток обратной последовательности в месте установки защиты при двухфазном КЗ на землю при х1 = х2 определяется по выражению гае п1л — доля тока I2, протекающая по линии.

5. Значение Iторм.к определяется в тех же расчетных режимах, как и минимальные значения вторичных токов I2к и 3I0к в защите, и принимается равным максимальному току в одной из поврежденных фаз.

При неучете нагрузки значение Iторм.к определяется через токи отдельных последовательностей в месте установка зашиты:

для двухфазного КЗ для двухфазного КЗ на землю Напомним, что значения всех токов должны быть приведены ко вторичным цепям ТТ делением на KI.

Тормозной ток при токах нагрузки, соизмеримых с токами КЗ, определяется с учетом нагрузки При выполнении курсового проекта расчет kч может приводиться упрощенно без учета нагрузки по выражению:

где I2к.в, Iторм.к.в — минимальный вторичный ток I2 и соответствующий ему вторичный тормозной ток в защите в расчетных по чувствительности условиях.

При трехфазных КЗ проверка kч не производится; предполагается, что при трехфазном КЗ длительность предшествующей несимметрии (не менее 0,008 с) и кратность тока в реле достаточны для срабатывания устройства.

Выбор уставок устройства блокировки, когда ток 3/0 используется в устройстве, производится аналогично с использованием характеристик срабатывания и специальных кривых чувствительности. Кривые чувствительности определяют кратности тока в измерительном органе блокировки (поляризованное реле) к току его срабатывания Ip/Iср в зависимости от значений токов I2 и 3I0 в защите при заданных уставках I2уcт и 3I0уст.

Подобные расчеты будут рассмотрены ниже при проверке уставок дифференциальнофазной зашиты.

Лекция 6. МАКСИМАЛЬНЫЕ ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ 1. Общие замечания Для защиты электрических сетей с эффективно заземленной нейтралью от замыканий на землю применяют максимальные токовые зашиты нулевой последовательности (ТЗНП). Эти зашиты выполняются многоступенчатыми с органом направления мощности или без него. В качестве токового органа защиты используется реле типа РТ-40 (иногда реле PHT-560), которое включается на выход фильтра тока нулевой последовательности. В качестве такого фильтра часто используется нулевой провод трансформаторов тока, соединенных по схеме полной звезды.

Для защиты сетей 110—750 кВ применяют трех- и четырехступенчатые ТЗНП в составе комбинированных панелей ЭПЗ 1636, ШДЭ 2801 или в виде отдельных панелей, например, типа ПДЭ 2002.

2. Расчет уставок срабатывания 1. Ток срабатывания отсечки первой ступени выбирается по следующим условиям:

а) Выполняется отстройка от максимального тока 3I0, протекающего через защиту при КЗ за выключателем смежного участка (на шинах приемной подстанции). Для получения максимального значения тока 3I0 отключают трансформаторы на шинах приемной подстанции, разрывают параллельные связи, питающие точку КЗ. Пример выполнения таких расчетных условий показан на рис. 2.8, а (точка K1). Так, в частности, для параллельных линий отключают и заземляют одну из них, что снижает сопротивление оставшейся линии.

б) Для параллельных линий отсечка первой ступени должна быть отстроена от каскадного отключения КЗ на параллельной линии, поскольку в этом случае, вследствие взаимоиндукции линий, точка КЗ как бы приближается к шинам подстанции, у которой произошло первоочередное отключение КЗ на параллельной линии, что увеличивает ток неповрежденной линии (рис. 8, б).

Рис. 8. Расчетные условия для выбора уставок МТЗ от замыканий на землю а— согласование зашит смежных линий; 6 — согласование параллельных линий в Поскольку значение токов 3I0 зависит от вила КЗ (однофазное или двухфазное на землю), расчетным является тот вид замыкания, где ток 3I0 больше. Выбор расчетного вида КЗ производится в зависимости от соотношения сопротивлений прямой и нулевой последовательности, приведенных к рассматриваемой точке КЗ. При х1 x0 расчетным является двухфазное КЗ на землю, при х1 x0 — однофазное КЗ.

По наибольшему из полученных значений тока 3I0 определяют ток срабатывания отсечки первой ступени где k3 — коэффициент запаса по избирательности, учитывающий погрешность реле, ошибки расчета, влияние апериодической слагающей и необходимый запас. При использовании реле типа РТ-40 для линий ПО—220 кВ k3 = 1,3, для линий 330—750 кВ k = 1,4—1,5.

в) Для линий с односторонним питанием ток срабатывания отсечки первой ступени также должен быть отстроен от тока небаланса при трехфазном КЗ за трансформатором приемной подстанции по формуле (34) и от броска намагничивания тока, возникающего при включении линии под напряжение совместно с трансформаторами (автотрансформаторами) с эффективно заземленной нейтралью (см. п. 2.3.4).

Отстройка первых ступеней от неполнофазного режима, возникающего при разновременном включении фаз выключателя, не производится, так как все комплектные защиты имеют на выходе промежуточное реле, обеспечивающее отстройку по времени.

2. Для решения вопроса о выполнении отсечки первой ступени с органом направления или без него производят сравнение токов срабатывания отсечек первых ступеней, установленных по концам защищаемой линии. Отсечка, ток срабатывания которой больше, выполняется ненаправленной, отсечка с меньшим током срабатывания — направленной (рис. 8, 6).

3. По кривым спадания тока 3I0 по линии определяется зона, защищаемая отсечкой в максимальном и минимальном режимах. Отсечка считается удовлетворительной, если она защищает 20—25 % линии в максимальном режиме (или каскаде).

4. Ток срабатывания отсечки второй ступени выбирается по условиям согласования с отсечками первых (вторых) ступеней защит смежных линий где kг= 1,1 — коэффициент запаса по избирательности согласуемых линий; kток = 3I0з.выб/3I0з.см — коэффициент токораспределения, определяемый по току 3I0 при однофазном замыкании в конце зоны действия той защиты, с которой производится согласование; 3I0з.выб — ток 3I0, протекающий через ТТ защиты, для которой выбирается уставка; 3I0з.см — ток 3I0, протекающий через ТТ защиты, с которой производится согласование; II(II)0с.з.см — ток срабатывания первой или второй ступеней защиты смежной линии.

Определение коэффициента токораспределения для параллельных и кольцевых линий производится графически по кривым спадания (рис. 9), в других случаях — по схеме замещения нулевой последовательности. Выбирая коэффициент токораспределения, следует рассматривать такие режимы, когда значение kток максимально. При этом справедливы рекомендации по выбору режимов, указанные для отсечек первой ступени.

Рис. 9 – Графическое определение коэффициента токораспределения для 5. Применение органа направления мощности для отсечек вторых ступеней, установленных на концах А и Б (рис. 9) одной линии, определяется следующим образом.

Если время и ток срабатывания отсечки на подстанции А соответственно больше времени и тока срабатывания отсечки подстанции Б:

то на подстанции А зашита выполняется ненаправленной, а на подстанции Б— направленной.

В остальных случаях обе зашиты, как правило, принимаются направленными.

6. Выдержка времени отсечки второй ступени принимается на ступень селективности (t = 0,5 с) больше выдержек времени тех ступеней защит, от которых произведена отстройка.

При отстройке от зашит нескольких линий в качестве расчетных принимаются наибольшие значения тока срабатывания и выдержки времени.

7. Чувствительность отсечки второй ступени проверяется при металлическом однофазном КЗ в конце защищаемой линии в минимальном режиме Допускается уменьшение коэффициента чувствительности до 1,3 при наличии резервирования (третьей ступени), а также проверка условия kIIч в каскаде при наличии защиты шин на приемной подстанции.

8. Ток срабатывания отсечки третьей ступени выбирается по условиям отстройки от вторых и третьих ступеней защит смежных линий (аналогично выбору второй ступени), а также по условиям отстройки от максимального тока небаланса при трехфазном КЗ за трансформатором приемной подстанции:

где k3 — коэффициент запаса по избирательности;

kпер — коэффициент, учитывающий увеличение тока небаланса в переходном режиме, принимается равным 2 при выдержке времени рассматриваемой ступени до 0,1 с; 1,5 — до 0,3 с; 1 — свыше 0,5—0,6 с;

kнб— коэффициет небаланса (соответствует относительной наибольшей погрешности c трансформаторов тока), зависит от кратности тока КЗ по отношению к номинальному току ТТ, принимается равным 0,05 — при кратности Iк до 3 I1ном.TT; 0,1 — при больших кратностях.

Ток срабатывания третьей ступени должен быть также отстроен от броска намагничивающего тока (см. п. 2.3.4).

9. Выдержка времени отсечки третьей ступени принимается на ступень селективности больше выдержек времени тех ступеней защит, от которых произведена отстройка.

Третьи ступени защит выполняются, как правило, с органом направления мощности.

10. Чувствительность третьей ступени зашиты проверяется при металлическом однофазном повреждении в конце смежного участка (в каскаде) Если чувствительность третьей ступени окажется недостаточной или по условиям согласования защит требуется введение промежуточной ступени, то в этих случаях защита выполняется четырехступенчатой. Выбор уставок срабатывания четвертой ступени производится так же, как и для третьей ступени.

11. При расчете защит от замыканий на землю для участка сети первоначально рассчитываются уставки первых ступеней всех защит, а затем последовательно уставки вторых и третьих ступеней защит отдельных линий. Рассчитанные уставки наносятся на кривые спадания токов 3I0, после чего строятся токовременные характеристики защит (см.

Лекция 7. Особенности выбора уставок защиты на параллельных линиях Для параллельных линий уставки зашит со стороны одной подстанции (ПА или ПБ, рис. 8, б) одинаковы для каждой линии. При этом уставки первых ступеней защит от замыканий на землю получаются грубыми, так как расчетные условия выбора уставок утяжелены вследствие взаимоиндукции между линиями (см. п. 2.3.2 а).

«Федеральное агентство по образованию Российской Федерации ГОУ ВПО Ивановский государственный химико-технологический университет Кафедра истории и культурологии Методические указания к курсу ОСНОВЫ PR В СФЕРЕ КУЛЬТУРЫ для студентов 5 курса дневного отделения специальность Культурология составитель Макарова А.В. Иваново 2009 1 Автор-составитель: А.В.Макарова Основы PR в сфере культуры: Методические указания к курсу для студентов 5 курса дневного отделения специальность Культурология /. »

«1. Абдрахманова Т.М. Немецкий язык Усть-Каменогорск: ВКГТУ 3,14 Методические указания по выполнению практических занятий для бакалавров специальности 050702 Автоматизация и управление, 2010. 3. Талесник Г.П., Power Engineering. Методические указания к практическим занятиям, Усть-Каменогорск: ВКГТУ 4.99 Юсубалиева М.Ф. СРСП, СРС, СРМП и СРМ по английскому языку для студентов бакалавриата и магистратуры специальностей 050717, 6N0717 Теплоэнергетика, 050718, 6N0718 Электроэнергетика, 2010. 4. »

«Министерство образования и науки Украины Севастопольский национальный технический университет ИССЛЕДОВАНИЕ БЕЗОПАСНЫХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СУДОВОЙ ДИЗЕЛЬНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ Методические указания к реферату (контрольной работе) по дисциплине Режимы работы судовых дизельных энергетических установок для студентов специальностей 7.100302 и 8.100302 Эксплуатация судовых энергетических установок дневной (заочной) формы обучения Севастополь Create PDF files without this message by purchasing. »

«Московский авиационный институт (государственный технический университет) МАИ Кафедра Электроракетные двигатели, энергофизические и энергетические установки (Кафедра 208) Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине Плазменные ускорители Утверждены на заседании кафедры _ _ 200 г. Протокол № Москва, 2008 Цель и задачи проектирования Курсовой проект выполняется в 7 семестре при изучении дисциплины Плазменные ускорители. Его выполнение способствует закреплению студентом знаний. »

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина Кафедра теоретических основ теплотехники ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ТЕПЛООТДАЧИ ТВЕРДОГО ТЕЛА МЕТОДОМ РЕГУЛЯРНОГО РЕЖИМА Методические указания по выполнению лабораторной работы по дисциплине Тепломассообмен Иваново 2014 Составители: В.В.БУХМИРОВ, Ю.С. СОЛНЫШКОВА, М.В. »

«Федеральное агентство по образованию АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ГОУВПО АмГУ УТВЕРЖДАЮ Зав. кафедрой энергетики _ Н.В.Савина 2007 г. Автоматизированные системы управления и оптимизация систем электроснабжения УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ДИСЦИПЛИН для специальностей: 140204 Электрические станции; 140211 Электроснабжение; Составитель: Л.А. Гурина Благовещенск 2007 г. Печатается по решению редакционно-издательского совета энергетического факультета Амурского государственного университета. »

«Федеральное агентство по образованию АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ГОУВПО АмГУ УТВЕРЖДАЮ Зав. кафедрой Энергетики Н.В.Савина _2007г. ЭЛЕКТРОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОМЫШЛЕННЫЕ УСТАНОВКИ УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ПО ДИСЦИПЛИНЕ для специальности 140211 – Электроснабжение Составитель: ст. преп. Я.В. Кривохижа Благовещенск 2007 г. 1 Печатается по решению редакционно-издательского совета факультета социальных наук Амурского государственного университета Я.В. Кривохижа Учебно-методический комплекс. »

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АРХИТЕКТУРНО-СТРОИТЕЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды Митриковский А.Я., Петухова В.С. ЭКОЛОГИЯ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ для студентов специальностей 270109 Теплогазоснабжение и вентиляция, 270112 Водоснабжение и водоотведение, 140104 Промышленная. »

«Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Амурский государственный университет УТВЕРЖДАЮ Зав. кафедрой энергетики Ю.В. Мясоедов _2012г. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ПО ДИСЦИПЛИНЕ для специальности: 140204 – Электрические станции для специальности заочного обучения: 140205 – Электроэнергетические системы и сети Составитель: доц. »

«Министерство образования и науки РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Кузбасский государственный технический университет имени Т.Ф. Горбачева Кафедра химической технологии твердого топлива и экологии РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ ВОДОПОДГОТОВКИ С УМЯГЧЕНИЕМ ВОДЫ Na-КАТИОНИРОВАНИЕМ ДЛЯ ПРЕДПРИЯТИЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГЕТИКИ Методические указания к самостоятельной работе по курсу Водоподготовка для студентов специальности. »

«Федеральное агентство по образованию Архангельский государственный технический университет П.К. Дуркин, д-р пед. наук, проф., засл. работник физической культуры РФ Личная физическая культура и здоровье человека Учебное пособие для вузов Часть I Архангельск 2005 Рассмотрено и рекомендовано к изданию методической комиссией факультета промышленной энергетики Архангельского государственного технического университета 29 ноября 2003 г. Рецензенты: СВ. Колмогоров, д-р биол. наук, проф., каф. »

«Федеральное агентство по образованию АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ГОУВП АмГУ УТВЕРЖДАЮ Зав. кафедрой АППиЭ _ А. Н. Рыбалев _ 2007 г ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНАЯ ТЕХНИКА И ЭЛЕКТРОНИКА Для специальностей: 140204 – электрические станции; 140205 – электроэнергетические системы и сети; 140211 – электроснабжение; 140203 – релейная защита и автоматизация энергетических систем Составитель: старший преподаватель Истомин А.С. Благовещенск 2007 г. Печатается по решению редакционно-издательского. »

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) УТВЕРЖДАЮ проректор СПбГТИ (ТУ) по учебной работе, д.х.н., профессор Масленников И.Г. 200 г. УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ В ХИМИЧЕСКОЙ ТЕХНОЛОГИИ, НЕФТИХИМИИ И БИОТЕХНОЛОГИИ образовательной профессиональной программы (ОПП) 240803 – Рациональное использование материальных и. »

«Федеральное агентство по образованию АМУРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ГОУВПО АмГУ УТВЕРЖДАЮ И. о. зав. кафедрой Дизайн Е.Б. Коробий _2007г. НАЧЕРТАТЕЛЬНАЯ ГЕОМЕТРИЯ. ИНЖЕНЕРНАЯ ГРАФИКА УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ПО ДИСЦИПЛИНЕ для специальностей: 140205 — Электроэнергетические системы и сети (заочная форма обучения) и 140211 – Электроснабжение (заочная форма обучения). Составитель: Л.А.Ковалева Благовещенск 2007 г. Печатается по решению редакционно-издательского совета факультета. »

«Утверждены приказом председателя Комитета государственного энергетического надзора и контроля Республики Казахстан от _20_ г. № Методические указания по инвентаризации угля на электростанциях Содержание Введение 2 1 Область применения 2 2 Нормативные ссылки 2 3 Термины, определения и сокращения 2 4 Общие указания 3 5 Определение насыпной плотности угля 5.1 Определение насыпной плотности топлива в штабелях, уложенных на длительное хранение 5.2 Определение насыпной плотности твердого топлива в. »

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ИВАНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. В. И. Ленина КАФЕДРА ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ОСНОВ ТЕПЛОТЕХНИКИ Определение коэффициента теплопроводности твердого тела методом цилиндрического слоя Методические указания по выполнению лабораторной работы по дисциплине Тепломассообмен Иваново 2005 Составители: В.В.Бухмиров, Т.Е. Созинова, А.Ю. Гильмутдинов Редактор С.И. Девочкина. »

«База нормативной документации: www.complexdoc.ru РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ ЕЭС РОССИИ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ. КАЛИБРОВКА СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЙ НА ЭНЕРГОПРЕДПРИЯТИЯХ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ. ОРГАНИЗАЦИЯ И ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ РД 34.11.412-96 ОРГРЭС Москва 1998 Разработано Акционерным обществом по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей Уралтехэнерго И с п о л н и т е л и Т. АМИНДЖАНОВ, В.В. НИКОЛАЕВА У т в е р ж д е н о Департаментом науки. »

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Санкт-Петербургский государственный экономический университет Высшая экономическая школа ПРАКТИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ РЕАЛИЗАЦИИ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ПОЛИТИКИ В ОБЛАСТИ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ Методические указания по освоению образовательной программы повышения квалификации Санкт-Петербург 2014 Методические указания по. »

«Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Ивановский государственный энергетический университет имени В.И.Ленина Кафедра Электрические системы ОПТИМИЗАЦИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ Программа и методические указания для студентов вечерне-заочного факультета специальности 140205 – Электроэнергетические системы и сети Иваново 2005 3 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 1. Программа дисциплины АСДУ и оптимизация режимов. »

«Информация о методических документах, разработанных на кафедре электроснабжения для образовательного процесса по ООП Электроэнергетика 140200.62 1. Учебно-методическое обеспечение для самостоятельной работы студентов: Электроэнергетика: методические указания к расчетно-графической работе для студентов специальности 140211.65 и направлений 140200.62, 1400400.62 / Юго-Зап. гос. ун-т; сост.: О.М. Ларин, В.В. Дидковский Курск, 2012. 15 с.: ил. 1, табл. 6, прилож. 5. Библиогр.: с.10. Электрические. »

© 2013 www.diss.seluk.ru — «Бесплатная электронная библиотека — Авторефераты, Диссертации, Монографии, Методички, учебные программы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.

Релейная защита основного электрооборудования электростанций и подстанций. Вопросы проектирования

Название: Релейная защита основного электрооборудования электростанций и подстанций. Вопросы проектирования
Автор: Копьев В.
Издательство: ЭЛТИ ТПУ
Год издания: 2005
Страниц: 107
Язык: русский
Формат: PDF Описание формата и программы для просмотра
Размер: 2,82 Мб
В пособии приведены сведения по проектированию устройств релейной защиты основного электрооборудования электростанций и подстанций: генераторов, трансформаторов и автотрансформаторов, электродвигателей, шин.
Скачать с depositfiles.com
Зеркало с letitbit.net

Рейтинг: 4.8 баллов / 2537 оценок
Формат: Книга
Уже скачали: 12690 раз

Ссылки на скачивание:

Похожие Книги

Нам показалось, что Книги ниже Вас заинтересуют не меньше. Эти издания Вы так же можете скачивать и читать совершенно бесплатно на сайте!

Медитация для процветания и изобилия мр3 10,45Мб

Автор: Ках ФредНазвание: Медитация для процветания и изобилияИздательство: ФредаГод: 2008Продолжительность: 11 минутФормат: МР3Язык: русскийРазмер: 10,45 МбУдивительная и волшебная медитация Мерлина. . . .

Соло для демона rtf+fb2+txt 4,91Мб

Автор:Елизавета ШумскаяНазвание: Соло для демонаИздательство: Альфа-книга, АрмадаГод: 2009Формат: rtf+fb2+txtРазмер: 4.91 мбЕсть люди, что сияют как солнце. Только в отличие от него они быстро сгораю . . .

Пришельцы (Долина смерти) rtf+fb2+pdf 5,86Мб

Автор:Сергей АлексеевНазвание: Пришельцы (Долина смерти)Издательство: АСТГод: 2009Формат: rtf+fb2+pdfРазмер: 5.86 мбНад Россией все чаще появляются неопознанные летающие объекты. Территория в Карелии . . .

Эффективный тренинг с помощью ролевых игр pdf 5,09Мб

Название: Эффективный тренинг с помощью ролевых игр Автор: Ментс Мори ван Издательство: Питер Год издания: 2001 Страниц: 208 Формат: pdf Размер: 5,09 Мб ISBN 5-318-00083-5 Качество: отличное . . .

Справочник по инженерной психологии djvu 5,78Мб

Автор: Под ред. Ломова Б.Ф.Название: Справочник по инженерной психологииИздательство: Машиностроение, МоскваГод: 1982Формат: djvuРазмер: 5,78 Mb +3%Страниц: 368Представлен справочный материал по основ . . .

Психиатрический диагноз pdf 6,02Мб

Название: Психиатрический диагноз Автор: Завилянский И.Я., Блейхер В. М., Крук И. В., Завилянская Л. И. Издательство: Выща школа Год издания: 1979 Страниц: 311 Формат: pdf Размер: 6,02 Мб ISB . . .

Заготовка продуктов pdf 10,37Мб

Название: Заготовка продуктовАвтор: КоллективГод: 2008Формат: PDFСтраниц: 320 Язык: РусскийРазмер файла: 10.37 Мб В книге собраны рецепты доступных способов заготовки и хранения продуктов в домашних у . . .

Приготовление эспрессо rtf 4,32Мб

Автор: Коллектив баристов «Алеф Трейд»Название: Приготовление эспрессоИздательство: «Алеф Трейд»Год: 2009Формат: rtfРазмер: 4,32 mbДля сайта: www.bankknig.netБариста, как и сапер, не имеет права на ош . . .

Как хранить продукты djvu 1,46Мб

Автор:Семенова В.В.Название: Как хранить продуктыИздательство: ХимияГод: 1991Формат: djvuРазмер: 1.46Mb В брошюре приведены рекомендации по рациональному хранению пищевых продуктов как в домашних усло . . .

Ondori. Classic Lace jpg 19,1Мб

Название: Ondori. Classic LaceАвтор: коллективГод издания: 2008Страниц: 89Язык: ЯпонскийФормат: JPGКачество: хорошееРазмер: 19.1 МбЗнаменитый японский журнал по вязанию крючком и очень понятными схема . . .

Вы не зарегистрированы!

Если вы хотите скачивать книги, журналы и аудиокниги бесплатно, без рекламы и без смс, оставлять комментарии и отзывы, учавствовать в различных интересных мероприятиях, получать скидки в книжных магазинах и многое другое, то Вам необходимо зарегистрироваться в нашей Электронной Библиотеке.

Отзывы читателей

К сожалению, в нашей Бесплатной Библиотеке пока нет отзывов о Книге Релейная защита основного электрооборудования электростанций и подстанций. Вопросы проектирования. Помогите нам и другим читателям окунуться в сюжет Книги и узнать Ваше мнение. Оставьте свой отзыв или обзор сейчас, это займет у Вас всего-лишь несколько минут.

Каждый электрик должен знать:  Отключается сетевой фильтр во время работы стиральной машины
Добавить комментарий