Сегодня электроэнергетика во всем мире развивается крайне быстро и происходит рост не только нагрузок, но и повышение эффективности энергосистемы. Энергосистема должна обладать высоким уровнем надежности, быть устойчивой к аварийным ситуациям, обеспечивать бесперебойную подачу электроэнергии не только промышленным предприятиям но и комунально-бытовым организациям, сельскому хозяйству.
При аварийных режимах работы, возникают переходные процессы, которые не в силах отследить дежурный и обслуживающий персонал. Такие процессы длятся как правило секунды или десятые доли секунд. Чтобы отслеживать подобные явления управлять энергосистемой и не допускать развития аварии, используют устройства релейной защиты и автоматики.
Производители устройств релейной защиты постоянно работают над совершенствованием своей продукции и на смену электромеханическим реле приходят устройства на основе микропроцессора, они уже давно показывают себя в мировой энергетике как быстрое, надежное и чувствительное решение.
Микропроцессорные устройства обладают такими свойствами как многофункциональность, при должном уровне грамотности их удобно настраивать и эксплуатировать. Они выгодны с экономической точки зрения, так как снижают затраты на обслуживание и уменьшают ущерб при аварии за счет своего быстродействия.
На АвтоВАЗе расположено 6 главных распределительных подстанций (ГПП), множество распределительных пунктов (РП) и большое количество потребителей, простой которых грозит миллионными убытками.
Выпускная квалификационная работа посвящена вопросу модернизации устаревшей электромеханической релейной защиты на современное оборудование с микропроцессорами на главной понизительной подстанции ПАО «АвтоВАЗ» №3. Актуальность данного вопроса переоценить трудно, ведь нагрузка на растущем производстве с вводом нового высокомощного оборудования возрастает, и повышается потребность в качественном и бесперебойно энергоснабжении предприятия, ведь новое оборудование стоит огромных денег и убытки от простоев такого оборудования или поломок колоссальны.
Цель работы. Модернизация релейной защиты и автоматики призвана повысить надежность энергоснабжения потребителей, снизить количество аварий и повысить эффективность работы ГПП №3.
Для достижения поставленной цель были выполнены задачи: 1. Изучено нынешнее положение релейной защиты и автоматики в
энергосистеме на главной понизительной подстанции №3 ПАО
«АвтоВАЗ» 2. Найдены причины сбоев в работе релейной защиты и пути повышения
Дипломная работа разработка устройства автоматического регулирования ...
... устройств, так и принципиально новое устройство. Тема дипломной работы – «Разработка устройства автоматического регулирования света на микроконтроллере». Основная цель дипломного проекта – на основании задания на проектирование разработать устройство автоматического регулирования света на микроконтроллере ... Н. Кечиев, Е. Д. Пожидаев "Защита электронных средств от воздействия статического ...
надежности работы системы. 3. Проведен расчет электрических нагрузок ГПП №3 ПАО «АвтоВАЗ».
Найдены токи короткого замыкания. Проведены расчеты релейной
защиты. 4. Подсчитан экономический эффект за счет модернизации.
1 Существующее положение релейной защиты в энергосистеме
1.1 Свойства релейной защиты и автоматики
Релейная защита и автоматика (РЗА) – комплекс защит, который предназначен выявлять и отделять (при аварии) поврежденные участки энергосистемы с целью минимизировать последствия аварии и оповещать дежурный персонал о наличии ненормального режима работы.
Релейная защита должна отвечать требованиям:
Селективность – способность релейной защиты выявлять участок или элемент подверженный замыканию или перегрузке ближайшим к нему выключателем, локализуя участок, при этом, не затрагивая остальных участников энергосистемы.
Быстродействие – возможность релейной защиты в кротчайшие сроки отделить поврежденный участок энергосистемы, не нарушая работу остальных потребителей. Главный показатель – это время с момента возникновения аварии в элементе или на участке до его отделения от энергосистемы.
Чувствительность – возможность чувствовать и выявлять повреждения и ненормальные режимы работы в зоне ее чувствительности. Главным показателем является коэффициент чувствительности, возникающий в результате отношения минимально возможного сигнала к выставленному в защите значению току срабатывания.
Надежность – возможность релейной защиты срабатывать безотказно в любой момент времени при ненормальных режимах работы и всех видах повреждений в области, подконтрольной этой защите, не давать ложных срабатываний, а также, выявляя повреждения, не затрагивать исправные участки энергосистемы. Время безотказной работы и число отказов – главный показатель надежности.
1.2 Роль ГПП №3 ПАО «АвтоВАЗ» в энергоснабжении
предприятия. Строение РЗА на объекте модернизации
На эксплуатацию главная понизительная подстанция глубокого ввода №3 ПАО «АвтоВАЗ» принята в 1997 году.
С ТЭЦ АвтоВАЗа поступает напряжение по воздушной линии ВДН-2 к трансформатору №1 по стороне 110 кВ. Кабельные линии ВАЗ-62 и ВАЗ-63 подсоединены к трансформаторам №2 и №3 на входе 110 кВ соответственно.
От ГПП-3 расходятся кабеля 10 кВ, от них производится запитка «GMАвтоВАЗ», цеха сварки B0, инструментального производства и многих других, расположенных на западе производственных корпусов АвтоВАЗа. Инструментальное производство, запущенное в 1969 году, является снабженцем инструмента и оснастки Волжского автомобильного завода. Автогигант производит около 1 млн. 400 тыс. единиц оснастки и инструмента для нужд автозавода.
Снабжение электроэнергией инструментального производства происходит с ГПП-3 , ячеек № 9, 10, 42 и 79. Главным потребителем является цех 18/4 термообработки деталей, их закалочные печи. Также первостепенными потребителями электроэнергии являются цеха по производству механизированного инструмента, режущего и участок гальванопокрытий. Без электроэнергии ни в коем случае нельзя оставлять цех термообработки и закалки, это главный техпроцесс, который добавляет прочности продукции. Печи и соляные ванны постоянно должны находится в состоянии готовности и в них должна поддерживаться постоянная температура, чтобы ни допустить брак.
Дипломные работы релейная защита
... противоаварийной автоматики. Работа многих из этих устройств тесно связана с работой релейной защиты. Основной задачей построения релейной защиты энергоблоков ... части - 1,1); по допустимым потерям и отклонениям напряжения . Перетоки активной мощности по проводам ЛЭП определены ... Окончательные значения токов короткого замыкания сведены в таблицу №1. Таблица №1. Точки КЗТоки трехфазного КЗ, (кА)Токи ...
Наблюдается рост производств, осуществляется установка нового, высокомощного, энергоэффективного оборудования, потребление энергии вырастет, так же как и риск ненормальных режимов работы, аварий. Следовательно, и вероятность выхода из строя силовых трансформаторов тоже возрастет, устаревшая релейная защита не может гарантировать безошибочную работу в силу своего возраста и надежности, которая, к слову сказать, не велика. Остановка производств чревата убытками и недопустима.
До 2009 года, на ГПП-3 было установлено два силовых трансформатора ТРДН 63000/110/10, потребляемая западной частью завода мощность росла из-за нового оборудования на производствах, и было принято решение об установке третьего трансформатора ТРДЦН 63000/110/10. Его оснастили новейшей микропроцессорной релейной защитой компании ABB SPAC 801 и 804. Устройство SPAC 801-033 следит за защитой, управлением и автоматикой вводов 10/110 кВ, за защиту, управление и автоматику секционных выключателей отвечает SPAC 801-02, управление и автоматику ТН 10 кВ доверили устройству SPAC 804. Второй и третий трансформатор остались на старой электромеханической защите.
На отходящих линиях 10 кВ была смонтирована защита от замыкания на землю, МТЗ, дуговая защита, защита секционных выключателей, ТО, установлена продольная дифференциальная защита от внутренних повреждений трансформатора и присутствует АРВ.
В таблице 1 приведены свойства трансформаторов ТРДН 63000/110.
Таблица 1 – Свойства трансформаторов ТРДН 63000/110 Трансформатор, Номинальная Номинальное Схема и Потери, кВт Напряжение Ток марка мощность, напряжение, кВ группа к.з., % х.х.,
кВА соединения %
ВН НН х.х. к.з.
обмоток
ТРДН- 63000 115 6,3-11,0 Yн/D-D- 11- 35,0 245,0 10,5 0,25 63000/110-У1, 11 УХЛ1
В следующих таблицах показаны установленные на ГПП-3 элементы электромеханических устройств релейной защиты и автоматики, их характеристики. Таблица 2 – Реле тока серии РТ40 Марка Диапазон При последовательном соединении катушек
чувствительности, Рассчитан на температуру, А
Рабочий ток,
А Продолжительность Продолжительная
А
1с нагрузка РТ40/20 4,9…26 5,0…10,0 350 18,0
Таблица 3 – Промежуточные реле Марка Диапа- Напряжение Напряжение
Рабочее напряжение, В зон срабатывания, В срабатывания,
чувстви- %Uном
Перем. Пост тока тельно- Перем. Пост тока
тока сти, А тока РП-12 36…200 — 0,07…6 24…240 24…240 85 РП-252 — 24…230 0,07…3 24…240 24…240 80 РП-25 36…220 — 0,07…6 24…240 24…240 75 РП-23 — 12…230 0,07…3 24…240 24…240 85 РП-256 36…200 — 0,07…6 24…240 24…240 75
Таблица 4 – Реле напряжения серии РН-54 Марка Реле рассчитано Номинальное Напряжение Коэф- Рассчитан на
на измерение напряжение, В коммутации, В фициент ток
напряжения возврата
II диа- I диа- II диа- I диа пазон пазон пазон пазон РН Минимальное 180 75 75-185 35-70 Не Переменный, 54/160 более частоты 50 и
Релейная защита — один из важнейших элементов автоматизации электрических систем
... реле ВF80/Q: , 4 - верхний и нижний поплавки; 2, 6 - постоянные магниты; 3, 5 - трубки; 7 - пластинка 4. Эксплуатация и ремонт элементов газовой защиты Эксплуатация и ремонт устройств релейной защиты ...
1,15 60 Гц Таблица 5 – Реле времени серии РВМ Тип Уставки по току коммутации* Диапазон Разброс
Первичные обмотки Первичные обмотки регулирования, времени**,
трансформаторов трансформаторов сек сек
соединены соеденины
парелельно последовательно РВМ 12 6 2,8 0,4-3,5 0,16
* — под током срабатывания имеется наименьший ток, в результате разность по времени не больше значений указанных в таблице;
- разброс времени показан при повышении тока в первичной обмотке насыщающегося трансформатора от Iср до 20×Iср.
Таблица 6 – Реле времени серии ЭВ
Разность Диапазон счетчика, Время в замкнутом
Марка
срабатывания*, сек сек состоянии**, сек
ЭВ 235 0,32 0,7-10 0,1-0,84
ЭВ 225 0,17 0,18-4,7 0,1-0,73
* -под разностью имеется разность между наибольшим и наименьшим значением времени при Uн на катушке (температура окружающей среды +20°С);
- для временно замыкающего контакта.
1.3 Трудности возникающие в ходе проведения модернизации
релейной защиты
«Большая часть фирм, выпускающих устройства релейной защиты и автоматики, завершают производство электромеханических реле в пользу новой, цифровой, элементной базы. Новая база не заменяет основные тезисы релейной защиты и электроавтоматики, а лишь дополняет её, увеличивает функциональные возможности и облегчают эксплуатацию». Микропроцессорные устройства стремительно занимают место стареющих электромеханических устройств РЗА. Однако всё ещё имеются проблемы, которые препятствуют внедрению микропроцессорной защиты во многие энергообъекты.
В наше время главным условием, определяющим надобность технической модернизации устройств релейной защиты и автоматики, считается наличие в работе свыше 62% устройств, срок безаварийного использования которых больше 25 лет, и которым нужна замена или модернизация. Число таких устройств растет год от года, но при этом, замена старых устройств РЗА проходит в недостаточных объемах из-за нехватки квалифицированного персонала и финансовых возможностей у эксплуатирующих эти устройства организаций.
Большая часть предприятий, которые эксплуатируют устаревшие реле, не умеют возможности одновременно произвести замену старых реле на новые по причине большой цены на микропроцессорные блоки защиты, в особенности иностранных производителей. Плюс к этому, далеко не каждое импортное устройство микропроцессорной защиты обладает инструкцией, корректно переведенной на русский язык. Это является организационной причиной сбоев в работе (таблица 8).
Российские производители стараются не отставать и противопоставляют МУРЗ отечественных заводов, плотно занимающихся активным проектированием и повсеместным введением на подстанции и не только блоков микропроцессорной защиты российских производителей, которые смотрятся лучше за счет цены, и у них присутствует хорошего качества техническая документация на понятном монтажнику и наладчику языке, это способствует уменьшению ошибок во время наладки и установки. Есть часть отечественных заводов, что используют в своей продукции узлы и комплектующие крайне низкого уровня качества, что влечет частые поломки, наладку и ремонт блоков отечественного производства.
С повышением технической сложности оборудования, необходимо уделить время обслуживающему персоналу, его необходимо обучить и оснастить оборудованием для испытания и наладки. Еще, новые блоки релейной защиты уязвимы перед электромагнитными излучениями, их необходимо экранировать, а накопительные токи направлять в землю. Это приведет к дополнительным тратам на монтажные работы.
Ремонт и обслуживание устройств релейной защиты
... защиты; реле указательные - для сигнализации и фиксации действия защиты; реле промежуточные, передающие действия основных реле на отключение выключателей и служащие для осуществления взаимной связи между элементами защиты. 3. Ремонт и обслуживание устройств релейной защиты ... правил технического обслуживания, действующих инструкций, в том числе и заводских, для данного конкретного типа устройств. ...
1.4 Плюсы и минусы внедрения микропроцессорной релейной защиты и автоматики и их особенности
Особенностью микропроцессорных блоков, которая облегчает их использование, считается способность к самодиагностике. Это стало возможно за счет процессора, который работает циклически и отвечает за проверку по установленному в нем алгоритму. Специальные фрагменты этой программы выполняют самотестирование микропроцессорного устройства защиты.
Существуют режимы диагностирования/контроля:
Ошибки тракта цифрового или аналогово преобразователей (АЦП), затрагивает все узлы, входящие в него, выявляются методом повторяющегося замера главного (не изменяющегося со временем) напряжения. Если проверка выявляет расхождение последнего и предыдущих замеров, подается оповещающий сигнал о неисправности.
Исправность оперативного запоминающего устройства испытывают, записывая в ячейки ранее известные числа и сопоставляя значения, извлеченные при дальнейших проверках.
На целостность, обмотки реле проверяются путем подачи на них напряжения, и контроле протекания его по обмотке.
Иногда производится контроль микропроцессора, блока питания. Замеряются параметры узлов устройства.
В случае, когда отвечающий за самоконтроль микропроцессор ломается, в блоке имеется отдельный счетчик попыток. Конечно же тест не гарантирует сто процентной гарантии на исправность. За объемы тестирования отвечают разработчики, они с учетом монтажа блока задают параметры. Как правило, тестированием удается охватить приблизительно 80-95 % всех узлов устройства. Производители, конечно же, стараются как можно больше пунктов охватить своим тестированием.
Надежность работы любого устройства рекомендуется рассматривать в двух направлениях: безотказность блока и надежность всех, входящих в систему узлов, куда внедрен блок. Качество любого микропроцессорного блока зависит в первую очередь от числа комплектующих элементов и их качества. Как пример посмотрим на два устройства с одинаковыми возможностями. Первое основано на аналоговом принципе действия, второе использует цифровой. Эти изделия обладают близкими степенями надежности. Наверняка, что более надежным покажется устройство, произведенное с использованием наименьшего числа элементов. У аналоговых устройств величина аппаратной составляющей растет пропорционально с ростом числа реализуемого функционала и их сложности, а у цифровых устройств величина аппаратной части практически не изменяется при вариациях трудности алгоритма в весьма и весьма широких пределах.
Если посмотреть с другого угла, для цифровых изделий свойственен постоянный самоконтроль цифровой составляющей и заложенной программы. Самотестирование очень сильно прибавляет в надежности микропроцессорной защиты за счет своевременной сигнализации персоналу о случаях неисправности аппаратной части. Благодаря этому можно без промедления принимать меры по восстановлению работоспособности комплекса релейной защиты. В то же время в аналоговых системах релейной защиты, зачастую предусматриваются лишь периодические испытания и контроль работоспособности аппаратной начинки, вдобавок с участием обслуживающего персонала. При периодическом контроле случается эксплуатация поврежденной системы релейной защиты в течение весьма продолжительного времени — до случая очередной плановой проверки. Тем самым, можно сказать о куда большей надежности функционирования цифровых аппаратов. Это означает, что цикл их технического обслуживания, возможно, теоретически увеличить до 10-12 лет. Но пока отсутствует существенный практический опыт, разделяющий это положение. Исходя из этого, в энергосистемах имеется тенденция, говорящая о сохранении их осмотра и испытания на величине электромагнитных защит раз в 6 лет. Но, беря во внимание функцию самотестирования, частоту испытаний возможно существенно уменьшить. Помимо того, нужно иметь в виду то, что по прежнему в цепях защиты, будут присутствовать еще и устаревшие вторичные цепи, которых могла не коснуться модернизация и которые по прежнему требуют периодической проверки и испытания. Еще один аспект необходимо иметь в виду: во время программирования устройства защиты из-за недостаточного знания аппаратуры велика вероятность ввести ошибки, поэтому необходимо сохранить и первичный профилактический контроль, предназначенный выявить и устранить ошибки, а также выявить отказы во время первичной «приработки» устройств.
Модернизация систем электроснабжения «ЦОФ Чумаковская» ...
... релейной защиты подстанции. Основным вопросом дипломного проекта является модернизация комплекса релейной защиты ... отсутствующие ... 10 пусков/срабатываний ступеней защит; ... работы ... ГПП 35/110 кВ" и проработать основные вопросы модернизации комплексов релейной защиты ... 35% на пост. токе) от среднего значения и перерывах питания не более 0,5с. Допускается применение устройства ТОР 200 в схемах релейной защиты ...
Необходимо помнить, что если защита в процессе проверки обнаружит неисправность, то оборудование остается без защиты. Следовательно, должны быть оставлены требования о ближнем и дальнем резервировании. Также необходимо позаботиться о дублирующей, защите, если резервирование мало эффективно, главным образом на ответственных участках энергосистемы.
В последние время на ПАО «АвтоВАЗ» проводится оптимизация труда (сокращения).
Много обслуживающего персонала, инженеров покинули производство. В данный момент трудится около 6 работников, они обслуживают защиту на всем предприятии и за его приделами. В этой связи, путь по модернизации РП и подстанций на микропроцессорные блоки выглядит обоснованным и актуальным.
2 Нахождение причин неправильной работы релейной защиты и возможные пути повышения надежности системы
2.1 Выявление причин неправильной работы релейной защиты и автоматики
Чтобы найти возможные причины отказов, увеличения точности работы и повышения надежности защиты, понадобится изначально определить наиболее встречающиеся причины отказов защиты.
На рисунке 1 показана тенденция уменьшения со временем числа электромеханических реле и приход им на смену микропроцессорных защит.
Рисунок 1 — Тенденция уменьшения со временем числа электромеханических
реле и приход им на смену микропроцессорных защит
ОРГРЭС и ФСК ЕЭС предоставили сведения, представленные на рисунке 1, откуда заметно, что применение микропроцессорной релейной защиты в энергетических системах возрастает с каждым годом, в то же время как от электромеханической релейной защиты постепенно уходят. Это связано с тем, что большая часть аварий по причине электромеханики повторяется из-за устаревания узлов и блоков защиты, а также кабелей. В таблицах 7-10 показан анализ технических отказов и организационных неточностей, повлекших за собой неправильную работу электромеханики, а также микропроцессорной защиты.
В таблице 7 приведены организационные первопричины неправильного срабатывания электромеханических защит.
Релейная защита и автоматика трансформаторов
... защит смежных элементов путем отключения трансформатора. Кроме того, защита может работать в качестве основной (на трансформаторах малой модности, а также при к. з. на шинах, если отсутствует специальная защита шин). Защиты ... управления электроустановкой. К релейной защите предъявляют следующие требования: ... токовые защиты (вторые ступени) трансформаторов могут отключить оба трансформатора. ...
Таблица 7 — Организационные первопричины неправильного срабатывания электромеханических защит Организационные причины Число неправильных срабатываний
2011г. 2012г. 2013г.
% число % число % число Ошибочные действия эксплуа- 9 6 2 1 4 3 тирующего персонала Ошибочные действия ремонтного 2 1 2 1 5 6 персонала Ошибки оперативного персонала 1 1 2 1 2 2 Неправильная работы РЗА 14 7 14 8 18 7 Старение оборудования (реле, 76 48 80 39 79 38 блоков, кабелей) Итого: 100 63 100 50 100 51
В таблице 8 показаны аварийные случаи, виной чему послужили организационные ошибки в микропроцессорной защите. Таблица 8 — Аварийные случаи, виной чему послужили организационные ошибки в микропроцессорной защите
Организационные причины Число неправильных срабатываний
2012г. 2013г. 2014г.
% число % число % число Ошибочные действия ремонтного — — 0,8 1 0,9 1 персонала Ошибки оперативного персонала 1,4 2 1,5 2 1,8 2 Неправильная работы РЗА 5,2 9 9,7 13 5,7 4 Ошибки в проектировании 14,1 22 6 7 9,2 7 Ошибки при монтаже или наладке 30,4 46 28,3 36 21,3 22 оборудования Брак с завода-изготовителя 17,6 23 22,7 31 23,7 29 (аппаратная часть) Ошибки разработчиков (логическая 6,4 7 5,2 7 2,9 5 часть или программные ошибки) Ошибочные действия эксплуа- 0,9 1 4,2 5 0 0 тирующего персонала Неустановленные причины 2,2 3 3,6 5 2,6 6 Иные причины 17,5 29 15,2 19 26,8 25 Старение оборудования (реле, 6,3 8 1,6 2 3,5 4 блоков, кабелей) Итого: 100 150 100 128 100 108
Глядя на таблицы 7 и 8, можно сделать вывод, что обслуживающий персонал совершает куда меньше ошибок, когда работает с реле на электромеханике, нежели с микропроцессорными. Глядя на это, можно утверждать, что электромеханические реле знакомы обслуживающему персоналу, а микропроцессорные блоки сложны в освоении и персонал допускает больше ошибок в наладке и при работе с ними. Значительное количество аварий по вине электромеханических реле происходит из-за старения кабеля и старения самого блока реле. Число аварий реле на электромеханике в два с половиной раза выше, чем у блоков, основанных на микропроцессорной защите (101 к 39 соответственно).
Далее сравним число ошибочных отключений электромеханических устройств релейной защиты по технической причине. В таблице 9 показаны ошибочные отключения электромеханических устройств релейной защиты по технической причине.
Таблица 9 — Ошибочные отключенья электромеханических устройств релейной защиты по технической причине
Технические причины Количество неправильных срабатываний
2012г. 2013г.
% число % число Обрыв кабеля 26 17 19 14 Поломки по аппаратной части 42 36 49 38 Ошибочные действия персонала при 3 2 1 1 оперирование устройствами РЗА Старение оборудования (реле, блоков, 16 13 16 13 кабелей) Ошибки в подключении и выбранных уставках 9 7 11 9 Несоблюдение директивных предписаний и 4 3 3 2 инструкций Итого: 100 78 100 76
В таблице 10 показаны ошибочные отключения микропроцессорной релейной защиты по техническим причинам. Таблица 10 — Ошибочные отключения микропроцессорной релейной защиты по техническим причинам
Технические причины Количество неправильных срабатываний
2013г. 2014г.
% число % число Выход из строя блоков питания и их цепей 5,1 7 8,2 9
Причины и виды коротких замыканий
... оборудование — быстродействующие коммутационные аппараты с функцией ограничения тока короткого замыкания - плавкие предохранители и автоматические выключатели ; Применяют устройства релейной защиты для отключения поврежденных участков цепи Причинами Часто причиной повреждений ...
Ошибочно выбранные уставки 8,7 9 11,3 12
Неправильно измененные уставки 4,8 6 4,8 5
Неправильно собранные схемы 5,1 7 4,5 5
Ошибки в заданных схемах 6,2 5 2,6 3
Ошибки наладки при работе со шкафами 2,1 2 0,8 1 управления, цепями и блоками Неисправные трансформаторы напряжения и 0,9 1 0,8 1 их кабели Поломки электромеханической аппаратуры — — 1,9 3
Обрывы в оперативных цепях 10,8 14 3,7 4
Поломки микроэлектронной и 0,9 1 0,8 1 полупроводниковой аппаратуры Поломки высокочастотной составляющей 4,8 5 0,9 1 Неправильная работы и поломки 16,5 19 16,7 17 микропроцессорной аппаратуры Неисправности элементов вторичной 10,3 14 12 13 коммутации Сбои на программном уровне. Ошибки 10,5 14 5,6 5 обеспечения и логической части Несоблюдение директивных материалов и 2,6 3 — инструкций Продолжение таблицы 10 Неверно прописанные инструкции по — — 3,9 4 обслуживанию и наладке Ошибочные действия персонала при 0,9 1 0,8 1 оперирование устройствами РЗА Иные технические причины 6,8 9 15,5 16
Неустановленные технические неполадки 5,7 7 4,8 5
Старение оборудования (реле, блоков, 0,9 1 0,8 1 кабелей) Итого: 100 128 100 108
Из таблицы 10, делаем вывод, что большая часть технических неисправностей, связанных с микропроцессорными устройствами релейной защиты, все так же остается: оплошности монтажно-наладочных бригад, изза брака на заводе, ошибки в проектировании и инженеров, делающих расчеты. Следует заострить внимание, что вероятность неправильной работы микропроцессорной релейной защиты по этим причинам возрастает более чем в 5 раз в сравнение с электромеханическими устройствами релейной защиты и автоматики. Возможно, это причина недостаточно полной подготовки работников, которые обслуживают устройства релейной защиты. Недостаточно грамотных проектировщиков, монтажных и наладочных организаций, незнание методик расчетов уставок.
2.2 Сравнение отечественных и мировых производителей микропроцессорной релейной защиты. Тенденция их применения в отечественной энергетике
В наше время, повсеместно производят сотни моделей микропроцессорных устройств релейной защиты от десятка известных и не очень производителей. В этой связи, МУРЗ, несмотря на схожие конструкции и исполнение, получаются не взаимозаменяемыми и не совместимыми друг с другом, а ремонт большей части моделей микропроцессорных защит либо чрезвычайно сложен, либо совсем невозможен.
Ведущими мировыми изготовителями микроэлектронных систем релейной защиты считаются: ABB, Siemens, Schneider Electriс.
На российском же рынке, лидируют производители фирм: ЭКРА,ИЦ Бреслер, РАДИУС Автоматика, НТЦ Механотроника, Чебоксарский Электроаппаратный завод (ЧЭАЗ).
На рисунке 2 показана диаграмма применения микропроцессорных устройств релейной защиты разных производителей на производствах в России в 2012 году.
Рисунок 2 — Применение МУРЗ разных производителей на производствах в
России в 2012 году
На рисунке 3 показана диаграмма применения микропроцессорных устройств релейной защиты разных производителей на производствах в России в 2016 году. Рисунок 3 — МУРЗ разных производителей на производствах в России в 2016
году
На приведенных выше сравнениях мы видим, что за четыре года произошел рост установок Российских блоков релейной защиты «ЭКРА» и прирост составил 12%, еще выросло использование оборудования «Siemens» на 200%, тем самым сместив фирму «ABB» на третье место (с 32 до 12%).
Релейная защита и автоматика трансформаторов (2)
... УСТРОЙСТВ ТРАНСФОРМАТОРА На трансформаторах устанавливаются следующие защиты: защита от коротких замыканий, действующая на отключение поврежденного трансформатора и ... АПВ трансформаторов при внутренних повреждениях, которые .отключаются дифференциальной или газовой защитой; автоматическое ... трансформаторах малой модности, а также при к. з. на шинах, если отсутствует специальная защита шин). Защиты ...
Это стало возможно потому, что «ЭКРА» имеет широкий выбор продукции, предназначенной на какие угодно виды напряжений, сравнительно малую цену релейных защит и автоматики, надежные компоненты, сборку, применяемые при изготовлении микропроцессорных устройств релейной защиты. Тем же требованием соответствует компания «Siemens» из Германии и «ABB», расположенная в Швеции, выпускающая продукцию релейной защиты и автоматики на заводах города Чебоксары.
На некоторых РП и ГПП ПАО «АвтоВАЗ» уже смогли себя отлично показать МУРЗ отечественного завода «ИЦ Бреслер» (серия ТЭМП) и «ABB» (серия SPAC) шведского производителя. Продукция этих производителей крайне редко выходила из строя и дает сбои во время работы. Еще на предприятии, применяются микропроцессорные устройства релейной защиты фирм НТЦ Механотроника, РАДИУС, но со слов обслуживающего персонала, данные устройства часто выходят из строя по вине плохих комплектующих.
Проделаем сравнительный анализ некоторых производителей передовой релейной защиты, по итогам которых для модернизации релейной защиты на главной понизительной подстанции №3 подберем блоки, которые будут соответствовать необходимым запросам в защите и обладать приемлемой стоимостью.
В таблицах 11-13 показано сопоставление имеющихся возможностей МУРЗ фирм SPAC 801.03, БМРЗ-ВВ, Sepam 1000+ S41, ТЭМП 2501-1Х и ALSTOM MiCOM P 127. Таблица 11 – Защита вводных выключателей Имеющаяся функция SPAC 801.03 БМРЗ-ВВ Sepam 1000+ ТЭМП 2501-1Х ALSTOM
S41 MiCOM P 127
МТЗ МТЗ 3 ступени МТЗ с пуском по МТЗ 4 ступени пуск по МТЗ 3 ступени пуск по МТЗ 3 ступени пуск по
напряжению3 напряжению напряжению напряжению
ступени программируется программируется
ЗОФ Защита от есть Максимальная есть Максимальная обратной
несимметричной обратной последовательности /
работы нагрузки последовательности / небаланса
небаланса МТЗ направленная Отсутствует 1 ступень Отсутствует Отсутствует 3 ступени ЗНЗ ненаправленная 3 ступени Сигнализация ОЗЗ 4 ступени 3 ступени 3 ступени ЗНЗ направленная Отсутствует Отсутствует 2 ступени Отсутствует 3 ступени Защита по направлению Отсутствует Не требуется т.к. Макс. Направленная Не требуется т.к. Защита по мощности
мощности Есть ЗПП активной мощности Есть ЗПП (Р0 или I0 Cos) Защита от повышения Отсутствует Отсутствует 2 ступени Отсутствует 1ступень напряжения нулевой последовательности Защита минимального Отсутствует Отсутствует 2 ступени 2 ступени 2 ступени
напряжения Защита макс. частоты Отсутствует Отсутствует 2 ступени Отсутствует Отсутствует Продолжение таблицы 11 Защита мин. частоты Отсутствует Не требуется т.к. 4 ступени Не требуется т.к. Есть Отсутствует
Есть ЗПП ЗПП
ЗПП Отсутствует ЗПП Программируется ЗПП Программируется
АПВ АПВ АПВ АПВ 4 цикла Двухкратное АПВ АПВ 4 цикла
УРОВ УРОВ УРОВ УРОВ УРОВ УРОВ
АВР Отсутствует АВР Программируется АВР Программируется
ЛЗШ ЛЗШ Дуговая защита Вход Технический учет Отсутствует Отсутствует Отсутствует Отсутствует Есть электроэнергии Аварийный осциллограф Отсутствует Регистрация 7 аналоговых Регистрация 4 аналоговых
параметров 10 дискретных пуска/срабатывания 16 дискретных
аварийных событий 2 12 точек/период защит; 20 точек/период
точек/период 9 до 19 записей Предварительная 5 записей
записей максимум 10 сек. запись (0,5с.), запись максимум 3 сек.
предыстория 0-99 аварии (от 0,5-5с.), предыстория
периодов объем (35с.) Таблица 12 – РЗА для секционных выключателей Имеющаяся функция SPAC 801.02 БМРЗ-СВ Sepam 1000+ ТЭМП 2501-1Х ALSTOM
S40 MiCOM P 127
ЗОФ Защита от ЗОФ Максимальная ЗОФ Максимальная
несимметричной обратной обратной
работы нагрузки последовательности / последовательности /
небаланса небаланса
МТЗ МТЗ 3 ступени пуск по напряжению
ЗНЗ ненаправленная 3 ступени Сигнализация ОЗЗ 4 ступени 3 ступени 3 ступени
УРОВ УРОВ
Защита минимального Отсутствует Отсутствует 2 ступени 2 ступени 2 ступени
напряжения
АВР Нет АВР Программируется АВР Программируется
ЛЗШ ЛЗШ
Дуговая защита Вход Продолжение таблицы 12 Технический учет Отсутствует Отсутствует Есть Отсутствует Есть электроэнергии Аварийный осциллограф Отсутствует Регистрация 7 аналоговых Регистрация 4 аналоговых
параметров 10 дискретных пуска/срабатывания 16 дискретных
аварийных событий 12 точек/период защит; 20 точек/период
2 точек/период 9 до 19 записей Предварительная 5 записей
записей максимум 10 сек. запись (0,5с.), запись максимум 3 сек.
предыстория 0-99 аварии (от 0,5-5с.), предыстория
периодов объем (35с.)
Таблица 13 – РЗА линий Наименование функций SPAC 801.01 БМРЗ-КЛ Sepam 1000+ ТЭМП 2501-1Х ALSTOM защит и автоматики Т20 MiCOM P 123
МТЗ МТЗ 3 ступени ЗНЗ ненаправленная 3 ступени Сигнализация ОЗЗ 4 ступени 3 ступени 3 ступени
ЗОФ Защита от ЗОФ Максимальная ЗОФ Максимальная обратной
несимметричной обратной последовательности /
работы нагрузки последовательности / небаланса
небаланса Продолжение таблицы 13
УРОВ УРОВ
ЛЗШ ЛЗШ Аварийный осциллограф Отсутствует Регистрация 8 аналоговых Регистрация 4 аналоговых
параметров 10 дискретных пуска/срабатывания 16 дискретных
аварийных событий 2 12 точек/период защит; 20 точек/период
точек/период 9 до 2 записей Предварительная 5 записей
записей максимум 86 запись (0,5с.), запись максимум 3 сек.
периодов. аварии (от 0,5-5с.), предыстория
предыстория объем (35с.)
Дуговая защита Вход Технический учет Отсутствует электроэнергии 3 Расчет электрических нагрузок ГПП №3 ПАО «АвтоВАЗ». Нахождение токов короткого замыкания. Расчет релейной защиты
3.1 Вычисление токов нагрузки на подстанцию для модернизации
В таблице 14 показана полная мощность, потребителей ГПП-3.
Таблица 14 – Полный список потребителей ГПП №3 ПАО «АвтоВАЗ»
Полная мощность Коэффициент
Потребитель
Smax, МВА мощности, cosφ
Вспомогательные и второстепенные
19 0,85
цеха
Участок с компрессорами 0,4 0,8
Участок с печами 2,6 0,8
РП-22 2,2 0,8
Бытовые помещения 9 0,8
Участок с насосами 2 0,84
Участок механо-сборочной линии 6,4 0,85
Корпус пластмассовых изделий 3,6 0,85
РП-24 19 0,8
РП-26 3 0,8
РП-22 23,4 0,8 Продолжение таблицы 14
РП-33 14,85 0,8
РП-32 4,647 0,8
РП-31 6,855 0,8
По результатам таблицы полная потребляемая мощность равна 116,98 МВА. Если представить что все потребители включились одновременно, то найдем коэффициент полной загрузки трансформаторов. Воспользуемся формулой (1), коэффициент будет равен:
SН
Кз
S Н .Т nТ (1)
116,98
Кз 0, 62
63 3
Если вывести в ремонт один из трансформаторов или если случится его поломка, то исправные трансформаторы продолжат работать при коэффициенте равном:
116,98
Кз 0,93
63 2
Полученный коэффициент допустим при достаточно долгой работе трансформатора.
Так как одновременного включения всех потребителей маловероятно можно уверено заявить, повседневная загрузка трансформаторов на ГПП-3 ниже тех, на какие они рассчитаны. В таблице 15 показаны нагрузки секций шин подстанции, взятые с регистрирующих приборов в момент наивысшей загрузки трансформаторов. Таблица 15 – Реальная нагрузку ГПП-3 в момент наивысшей загруженности
Секции шин 10 кВ Параметр
1 СШ Т1 2 СШ Т1 3 СШ Т2 4 СШ Т2 5 СШ Т3 6 СШ Т3 Потребляемая нагрузка S, 6,068 5,677 9,270 20,524 18,089 15,422 МВА Максимальный
309 363 500 1218 1204 750 ток, Imax, А Полная потребляемая
75,15 мощность S∑, МВА
Во время наибольшей нагрузки общая потребляемая мощность равна 75,15 МВА; выводя один трансформатор в ремонт, оставшиеся два трансформатора, продолжат работу с коэффициентом загрузки:
75,15
Кз 0, 6
63 2
Из этого сделаем вывод о том, что трансформаторы, установленные на ГПП-3 не перегружены и имеют большой запас по мощности. Они способны выдержать неблагоприятные аварийно высокие нагрузки достаточно продолжительный период времени.
На рисунке 4 представлен график нагрузок ГПП-3 за год.
Рисунок 4 – График нагрузок за год
3.2 Расчет токов короткого замыкания
Оборудование должно выдерживать аварийные режимы работы. Для подбора такого оборудования надо произвести расчет токов короткого замыкания. Что бы составить расчет, для начала необходимо составить схему замещения; в нее войдут питающая линия, система и непосредственно силовой трансформатор.
Расчетная и схема замещения изображены на рисунке 5
Рисунок 5 – а) Схема расчетная; б) Замещения схема
Затем находим параметры узлов схемы замещения. Для начала необходимо найти величину сопротивления по формуле (2):
Sб
Хс
Sк , (2)
Sб – базисная мощность, в вычислениях берется число кратное 10, в этом вычислении за базисную мощность взято значение 100 МВА;
- Sк – мощность короткого замыкания;
- берется 4000 МВА;
Хс 0, 025
4000
Находим сопротивление кабельной линии. На него влияет число параллельно запитанных кабелей, сечения жилы кабеля и протяженности линии. Воспользовавшись формулой (3) найдем полное сопротивление кабельной линии:
Sб
Х кл х0 lкл
U ср2 , (3)
х0 – максимальное сопротивление кабеля, Ом/км. Наш кабель имеет значение = 0,1209;
- lкл – длина линии в км. Наша длинна 3,65 км;
- Uср – напряжение средне — номинальное линии, в нашем случае равняется 115 кВ;
Х кл 0,1209 3, 65 0, 0033
1152
Затем необходимо рассчитать сопротивления обмоток трансформатора, воспользуемся формулами (4), (5);
хт.в % Sб
Х тв
100 Sн.т (4)
хт.н1,2 % Sб
Х т.н1 Х т.н 2
100 S н.т , (5)
хт.в% — сопротивление трансформатора относительное, находится из величины К.З трансформатора Uк%, воспользуемся формулами (6), (7);
- Sн.т – мощность трансформатора — номинальная, равняется 63 МВА;
хт.в % 0,125 U кВН НН %
(6)
хт.в % 0,125 10,5 1,313
хт.н1 % хт.н 2 % 1, 75 U кВН НН %
(7)
хт.н1 % хт.н 2 % 1, 75 10,5 18,375
1,313 100
Х т.в 0, 021
100 63
18,375 100
Х т.н1 Х т.н 2 0, 292
100 63
Мы посчитали сопротивление всех элементов схемы, приступим к вычислению токов КЗ.
Изначально посчитаем ток трехфазного короткого замыкания в отметке К1 110 кВ (рисунок 5).
Необходимо перестроить схему замещения в отметке К1, методом параллельного или последовательного суммирования узлов схемы замещения, находя тем самым результирующее сопротивление до точки короткого замыкания.
Х резК1 Хс Х кл 0,025 0,0033 0,0283
Изначальная действующая величина тока короткого замыкания периодической составляющей находится по формуле (8):
Еб
I п ,0 Iб
Х резК 1 , (8)
где Iб – базисный ток, его найдем по формуле (9):
Sб
Iб
3 Uб , (9)
Iб 0,5 кА
3 115
Изначальная действующая величина периодической составляющей тока КЗ по выражению (8) составит:
I п,0 0,5 17,67 кА
0,0283
Затем, необходимо определить величину апериодической составляющей тока КЗ, воспользуемся формулой (10):
/Т а
iа, 2 I п,0 е
, (10)
где τ – расчетное время, аналогично при срабатывании разъединителя цепи в момент короткого замыкания, суммируется из личного времени отключения разъединителя и время срабатывания ближайшей защиты:
0,01+tсв, сек;
- tсв = 0,04 сек;
- Та – время затухания апериодической постоянной составляющей тока короткого замыкания = 0,05 сек;
iа, 2 17,67 0,3 7, 47 кА
По формуле (11) можно определить ударный ток КЗ:
iу 2 К у I п,0
, (11)
Ку – ударный коэффициент. В точке КЗ К1 будет равен: 1,8;
iу 2 1,8 17,67 44,85 кА
Затем, воспользовавшись теми же формулами, найдем ток для трехфазного короткого замыкания в точке К2 10 кВ (рисунок 5).
До точки К2 результирующее сопротивление составит:
Х резК 2 Хс Х кл Х т.в Х т.н1 0,025 0,0033 0,021 0, 292 0,3413
По формуле (9) базисный ток составляет:
Iб 5,51 кА
3 10,5
Изначальная действующая величина периодической составляющей тока КЗ по вычислению (8):
I п,0 5,51 16,14 кА
0,3413
По формуле (10) найдем апериодическую составляющую короткого замыкания:
iа, 2 16,14 0,3 6,82 кА
tсв = 0,05 сек;
- Та = 0,05 сек;
- Находим ударный ток с помощью формулы (11); при Ку = 1,12 получится:
iу 2 1,12 16, 4 25,9 кА
3.3 Расчет релейной защиты подстанции
Для расчета релейной защиты понадобится определить величину токов короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах работы энергосистемы. В данном случае на нашей подстанции смонтирован трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения, отличающийся возможностью регулировки напряжения под нагрузкой (РПН), вследствие этого нам понадобится учитывать положение ступени регулятора напряжения, так как его положение влияет на характеристики самого трансформатора. Из этого следует, что при понижении коэффициента трансформации ( U рпн ), сопротивление самого трансформатора падает
относительно среднего показателя, а при повышении коэффициента трансформации ( U рпн ) растет. Для нахождения токов короткого замыкания
понадобится составить схему замещения и вычислить её параметры.
Схема замещения показана на рисунке 6
Рисунок 6 – а) Схема расчетная; б) Замещения схема.
Произведем вычисление тока короткого замыкания, используя именованные единицы. Величину всех значений находим для первичного отрезка КЗ. Вычисления производятся, не принимая во внимание переходные сопротивления, а также сопротивления нагрузки в точках КЗ.
Все вычисления токов короткого замыкания проводятся при подведении сопротивлений к наивысшему напряжению:
SK max 5000 МВА
SK min 1500 МВА
Вычислим сопротивление схемы в состоянии наивысшем и наименьшем по формуле:
U номВН
хC (12)
SK
U номВН 1152
хC min 8,8 Ом;
SK min 1500
U номВН 1152
хC max 2,6 Ом.
SK max 5000
Сопротивление ВЛ вычислим с помощью формулы:
xЛ х0 l (13)
xЛ 0,1209 3,65 0,441 Ом.
Затем, беря во внимание устройство регулирования напряжения, найдем сопротивление. Наименьшее и соответственно наивысшее значение сопротивления трансформатора будет равно наименьшему и наивысшему напряжениям в максимально верхних значениях и крайним нижним положении регулятора напряжения (-∆UРПН и +∆UРПН).
Минимальная и максимальная величина напряжения находится по формулам (14) и (15):
U min U ср ном 1 U рпн /100 (14)
U min 115 1 16 /100 96,6 кВ
U maх U ср ном 1 U рпн /100 (15)
U maх 115 1 16 /100 133,4 кВ
Если для сети с нормальным напряжением 110 кВ максимально допустимое напряжение 126 кВ, то в следующих вычислениях Umax возьмем равным 126 кВ. Трансформатор обладает расщепленной обмоткой на стороне низкого напряжения, величина (Uк ВН-НН) дана для полной мощности напряжения короткого замыкания на трансформаторе; чтобы найти сопротивление каждой обмотки трансформатора, подставим в формулы (16) и (17):
Uк в 0,125 U к вн нн (16)
U к в min 0,125 10,84 1,36 %
Uк в max 0,125 11,9 1,49 %
U к н1 U к н 2 1,75 U к вн нн (17)
U к н1min U к н 2min 1,75 10,84 18,97 %
U к н1max U к н 2max 1,75 11,9 20,83 %
Получается чтос помощью блока регулировки под нагрузкой, наивысшее и наименьшее сопротивление трансформатора, возможно, найти по формуле (18):
U к U ВН 2
xт , (18)
100 Sт.ном
1,36 96,62
xтв min 2,01 Ом
100 63
1, 49 1262
xтв max 3,75 Ом
100 63
18,97 96,62
xтн1,2 min 28,1 Ом
100 63
20,83 1262
xтв max 52,5 Ом
100 63
Найдя все сопротивления узлов схемы замещения, необходимо перейти к вычислению величины тока трехфазного КЗ. Для начала находим значение результирующего сопротивления до отметки короткого замыкания К1, воспользуемся формулой (19):
х к1 хс хкл (19)
х к1 min хс min хкл 8,8 0, 441 9, 241 Ом
х к1 max хс max хкл 2, 6 0, 441 3, 041 Ом
Найдем ток трехфазного КЗ с помощью формулы (20):
(3)
U ср.ВН
I К1 , (20)
3 x
U ср.ВН 115
(3)
I К1 min 7, 2 кА
3 x min 3 9, 241
U ср.ВН 115
(3)
I К1 max 21,9 кА
3 x max 3 3,041
Чтобы вычислить ток КЗ в точке К2 при наименьшем положении блока регулировки под нагрузкой, общее сопротивление в отметке К1 доводим до напряжения 96,6 кВ, используем выражение (21):
U min 2
хк1 min хк1min (21)
U ср ном 2
96,62
хк1 min 9, 241 6,52 Ом
1152
Сопротивление до точек КЗ К2 найдем по формуле (22):
х к2 min хк1 min хт в / min хт н1min (22)
х к2 min 6,52 2, 01 28,1 36, 63 Ом
По выражению (20) найдем ток трехфазного КЗ:
96, 6
(3)
I К2 min 1,52 кА
3 36, 63
Ток в точке КЗ, приведенный к действующей величине напряжения 10,5 кВ, получится:
96,6
(3)
I К2 min 1,52 13,98 кА
10,5
Чтобы найти ток КЗ в точке К2 при наивысшем положении регулятора РПН, общее сопротивление в точке К1 подводим к напряжению 126 кВ, мы воспользуемся формулой (21), подставив в него вместо минимальных значений максимальные:
1262
хк1 max 3,041 3,65 Ом
1152
Затем сопротивление до точки КЗ К2 найдем по вычислению (22), но с максимальными величинами сопротивлений:
х к2 mах хк1 mах хт в.mах хт н1mах 3, 65 3, 75 52,5 59,9 Ом
По формуле (20) находим ток трехфазного короткого замыкания:
(3)
I К2 mах 1, 22 кА
3 59,9
Ток в точке КЗ, приведенный к действительной величине напряжения 10,5 кВ будет равен:
(3)
I К2 mах 1, 22 14,64 кА
10,5
В таблице 16 содержатся полученные результаты по расчету.
Таблица 16 – Результаты вычисления токов короткого замыкания Полная мощность Мощность Ток трехфазного короткого трансформатора короткого замыкания (А) на входах (МВА) и напряжение замыкания
10,5 кВ 115 кВ
(кВ) системы, МВА Sт ном = 63 МВА, Sк min =1500 13,98 7,2 Uвн = 115 кВ, Sк ном = 4000 16,14 17,67 Uнн=10,5 кВ. Sк max = 5000 14,64 21,9
Из таблицы 16 можно заметить, что наибольшее значение тока КЗ на стороне 10 кВ будет не при наивысшем напряжении 126 кВ, а при средне номинальном значении, и для трансформатора напряжение КЗ будет равно Uк = 10,5%, конкретно этой максимальной величиной тока КЗ на стороне НН будем руководствоваться в дальнейших вычислениях.
Перейдем к вычислению продольной дифференциальной защиты. Для данного трансформатора с обеих сторон установим трансформаторы тока. В цепях дифференциальной защиты, чтобы выравнивать токи, для трансформаторов со способом коммутирования обмотки звезды с землей треугольник, со стороны ВН трансформатор тока необходимо соединять треугольником и соответственно в звезду со стороны НН.
Сначала подберем уставку дифференциальной защите с торможением. Выбирается узел, в который помещается обмотка реле торможения. Определяем ток срабатывания, после того как произойдет настройка от токов намагничивания. Используем формулу (23):
I с.з кн I ном.тр , (23)
кн – коэффициент отстройки от бросков тока намагничивания дифференциальной защиты, при отсутствии нужды в точности считается равным 1,5.
Iном.тр – номинальный ток трансформатора, этот показатель равнозначен его ном. мощности.
I с.з 1,5 316 474 А
Руководствуясь коэффициентами трансформации наших трансформаторов тока, необходимо найти вторичные токи в цепях реле, имея в виду также коэффициенты схемы; эти и другие вычисления, необходимые для нахождения уставок ДЗТ, показаны в таблице 17. Таблица 17 – Нахождение вторичных токов и номинальных в плечах защиты
Sт.н = 63000 кВА
Формула и № Параметр числовое значение для сторон
обозначение
115 кВ 11 кВ 11 кВ
Первичный
ток на входах 63000
S т.н. 63000 I 3468=
рассматри- Iн I 3 10,5 1 3 U н.ср 3 115
ваемого =2 1734
трансформа тора, А
Коэффициент 2 трансформа- кI 400/5 2000/5 2000/5
ции
Схема
соединения
- Δ Y Y 3 ТТ,
ксх 1,73 1 1
коэффициент
схемы
Вторичный I н ксх 316 1, 73 1734 1 1734 1
ток в плечах
I нм в Iн в Iн в Iн в 4 кI 80 400 400
защиты, А 6,8 4,3 4,3
Трансформатор с расщепленной обмоткой низкого напряжения смонтирован на нашей ГПП. Для его защиты, кроме дифференциальной защиты, также была смонтирована максимальная токовая защита (МТЗ).
Также на отходящих кабельных линиях и секционных выключателях была внедрена МТЗ. Устройство автоматического ввода резерва (АВР) так же имеется на секционном выключателе. Для МТЗ мы проводили вычисления, чтобы найти коэффициент чувствительности не ниже 1.5, при нехватке чувствительности МТЗ придется «пуском» по напряжению.
В таблице 18 показан расчёт МТЗ от токов перегрузки, токовой блокировки реле, регулятора трансформаторов и уставок реле обдувки. Таблица 18 – Расчет МТЗ трансформатора
Трансформатор 63000 кВА
МТЗ на стороне Защи Реле
та от Реле
обдув
пере- блоки№ Формула и ки на
Параметр грузки ровки пп обозначение сто 10,5 кВ 115 кВ на на сто роне
сторо- роне
10,5
не 10,5 10,5 кВ
кВ
кВ
Первичные Sн
Iн 1 номинальные токи, 3 U н 2х1734 316 2х1734
А
Коэффициент
2000/5 400/5
трансформации и 2 nт Y Δ — — —
схема соединения
1 1,73
ТА
Кратность сверх тока 3 mсн 2 1,4 — — —
нагрузки
Первич ный
к н m сн
расчёт- I сз
Макси- кв
ный ток
мальной Iн 5202 663,6 — — —
срабаты
токовой кн = 1,2;
вания 4 кв = 0,8
защиты,
А
кн
I сз Iн
От пере- кв
- 2276 — —
грузки кн =1,05;
кв = 0,8 Продолжение таблицы 18
Реле обдувки на 0,7
- Iн — — — 1214 —
стороне 6,3 кВ 2
- IН — — — — 3468
I к( 2min
Кч = =
Коэффициент I с.з 6 чувствительности = 2,3>1,5 9,4>1,5
защиты 0,87 I к(3)min в
I сз
к сх I сз 7 Ток уставки реле, А iср 13 14,4 5,7 3 8,7
nт
РТ РТ- РТ- РТ- РТ Тип реле и пределы 40/6 8 40/20 40/20 40/6 40/10
уставки, А 1,5…
10…20 10…20 3…6 5…10
Глядя на расчеты, приведенные в таблице 18, можно говорить о том, что защита предоставит необходимую чувствительность при возникновении в обмотках трансформатора тока предопределенными наружными КЗ и при возможной перегрузке трансформатора.
На ГПП-3 секционные включатели 10 кВ защищены максимальной токовой защитой, работающей при повреждениях на отключение.
Выбор МТЗ секционного выключателя показан в таблице 19. Таблица 19 – Выбор МТЗ секционных выключателей
Обозначение и
Расчет для стороны 10
Параметр формула для
кВ
расчета
2000/5 Коэффициент трансформации и схема
ксх = 1 nт соединения ТА
Y Первичный расчетный ток
Iс.з. — защита ввода срабатывания защиты на вводе 10,5 кВ 5201
от трансформатора силового трансформатора, А Первичный расчетный ток срабатывания защиты секционного
I с.з. кс I с.з. выключателя по условию I СЗ 0,85 5202 4421, 7
кс 085
- согласования с защитой трансформатора, А
4421,7 I с.з. Ток уставки реле, А iср 1 11,1 iс.р. ксх
400 nт
0.87 I к( 3max
в Чувствительность защиты 2,8>1,5 кч
I с.з.
РТ 40/20 Тип реле и пределы уставки
10…20 А
Предложенный диапазон срабатывания МТЗ обеспечит необходимую защиту секционного выключателя от возможных повреждений за счет правильно подобранной чувствительности.
4 Экономический эффект за счет модернизации
Модернизация РЗА на ГПП -3 110/10 кВ ПАО «АвтоВАЗ» обусловлена желанием увеличения надежности и эффективности электроснабжения предприятий. В пункте 2.2. мы рассмотрели 5 разных блоков микропроцессорных устройств релейной защиты как иностранных, так и отечественных заводов изготовителей: Alstom (MiCOM Р) – цена за блок составляет 118 000 руб, ABB (SPAC 801) – цена за блок составляет 155 000 руб, General Electric (Sepam 1000+) – цена за блок составляет 117 000 руб, НТЦ Механотроника (БМРЗ-100) – цена за блок составляет 50 000 руб и ИЦ Бреслер (ТЭМП 2501-1Х) – цена за блок составит 70 000 руб. Цены изменяются в зависимости от количества функций в блоке.
Все представленные устройства соответствуют минимальным требованиям по функционалу и пригодны для защиты вводов и секционных выключателей.
Полагаясь на стоимость, приведенную выше, мы заметим, что иностранные блоки МУРЗ обойдутся почти в два раза, а то и в три раза дороже. Исходя из этого, в целях экономии станем ориентироваться на микропроцессорные устройства релейной защиты российских заводов. Эти устройства доступнее иностранных моделей, не имея малозначительных функций, допустим, счетчика электроэнергии. На ГПП-3 на всех ячейках уже смонтированы счётчики завода имени М.В. Фрунзе — ПСЧ — 4ТМ.05М, цена которого колеблется в районе 9600 руб. И даже если понадобится прибавить к отечественному микропроцессорному устройству РЗА счетчик, то цена за комплект все равно выходит ниже на 40-50 тысяч рублей. Еще цена зарубежных МУРЗ больше за счет «раскрученного бренда», потому что во всем мире используют продукцию фирм General Electric, Siemens и ABB, а блоки фирм ИЦ Бреслер, ЭКРА, НТЦ Механотроника используется исключительно в России и странах СНГ.
Блоки фирм БМРЗ и ТЭМП обширно применяются на подстанциях и распределительных устройствах АвтоВАЗа продолжительное время, и, ориентируясь на опыте их работы, можно заявить, что наиболее надежными являются блоки производителя ИЦ Бреслер (ТЭМП).
За все время использования они ломались и давали сбои крайне нечасто; если все таки случались поломки жизненно важного компонента в устройстве, работники ближайшего обслуживающего центра производителя оперативно выезжал на заявки. Блоки фирмы БМРЗ слишком часто выходили из строя в промежутке года (6 устройств).
Кое-какие неисправности блоков ТЭМП и БМРЗ ремонтный персонал предприятия устраняет самостоятельно. Из опыта эксплуатации микропроцессорных устройств релейной защиты фирмы ТЭМП, берем их для последующего экономического расчета и модернизации.
К расчету будут добавлены сравнения функционала и стоимости для микропроцессорных защит и защит на дискретных реле. Стоимость берется с оптового рынка закупочных площадок.
Стоимость блоков оборудования на дискретных реле приводится с помощью коэффициента удорожания. Поскольку невозможно получить данные о цене производства блоков релейной защиты на дискретных реле используется два показателя коэффициента удорожания:
К удор min. = 1,5 К удор. max. = 1,8.
Величина коэффициентов удорожания используются на основании сведений по коэффициенту удорожания комплектных устройств изготовителя ОАО «ЧЭАЗ» типа КЗ по сопоставлению со стоимостью комплектующих их реле, поднимающегося до значения 1,67. Два показателя коэффициентов удорожания берутся с поправкой на серьезные отличия в уровне оплаты труда на разных КРУ – строительных производствах.
В таблице 20, в колонке №2 указаны функции, доступные в блоке терминала «ТЭМП 2501 – 1Х», который обеспечит защиту рабочего ввода и управление выключателем. В колонке №4 указаны компоненты дискретных реле, предназначенные для работоспособности функции, отображенной в колонке №2. В колонке №3 показана стоимость комплектующих реле, показанных в колонке №4. В колонке №6 показана наименьшая цена функции, показанной в колонке №4, для конечного потребителя. В колонке №5 показана наибольшая стоимость функции для конечного потребителя. Стоимость функции осциллографа показана из надобности монтажа одного цифрового осциллографа компании «БРЕСЛЕР» с шестнадцатью аналоговыми каналами, его средняя стоимость 100 тысяч рублей за комплект (стоимость одного аналогового канала, приблизительно 6250 руб.).
Освобождается четыре аналоговых контакта благодаря встроенному аварийному осциллографу в «ТЭМП 2501-1Х» – получаем экономический эффект 25 000 рублей. На деле экономический эффект заметен гораздо сильнее, потому что отпадает надобность в прокладке дополнительных измерительных кабелей, предназначенных в случаях монтажа осциллографа отдельно.
В таблице 20 представлены расчеты стоимость набора защит и управлений дискретными реле равноценного по функционалу блоку «ТЭМП 2501 – 1Х». Таблица 20 – Вычисление стоимости набора защит и управлений дискретными реле равноценного по функционалу блоку «ТЭМП 2501 – 1Х» № Возможность Цена составных частей Состав дискретных реле Цена (без НДС) с учетом затрат п/п «ТЭМП 2501 – 1Х» (без НДС) для выполнения
Max (руб.) Min (руб.)
(руб.) функциональности 1 2 3 4 5 6 1. Трехступенчатая двухфазная 8 343 РТ-40 3шт, 17 042 12 340
МТЗ, двухрелейная, с РТ-90 3шт,
ускорением, с зависимой или РВ-200 2шт,
независимой от тока РП-16 3шт,
выдержкой времени 3-й РУ-21 4шт.
ступени, с тремя выдержками
времени 2-й ступени. 2. УРОВ 4 200 РТ-40, РВ, РУ, РП. 5 900 4 370 3. Логическая защита шин 500 РП-16. 763 629 4. Удвоение уставок 1,2 4*1902, удорожание МТЗ (пункт В МТЗ вместо РТ-40 4шт Удорожание МТЗ Удорожание МТЗ
ступеней МТЗ при 1) на 5 948 применяются РНТ – 565 4шт. (пункт 1) на (пункт 1) на 8 237
включении (для отстройки от 10 112
«бросков» тока) Продолжение таблицы 20 5. Защита от замыкания на 2 153 РТЗ – 52, РВ, РУ. 4 111 3 316
землю по току Io (две группы 5 861 Для 2-х групп уставок 9 379 7 893
уставок по току и времени) РТ3 – 51 2шт., РВ, РУ 2шт. 6. Двукратное АПВ 3 264 РПВ — 02 6 130 4 975 7. Защита от несимметричных 4 647 РТФ – 9, РВ, РУ. 6 990 5 646
режимов и обрыва фазы 8. Управление выключателем 5 731 РП 8шт., РП 9, ключ управления, 7 987 5 932
лампы, резисторы 9. Обработка сигналов АЧР 4 128 РВ 2шт., РП, РУ 2шт. 6 513 5 257
ЧАПВ 10. Обработка сигналов от 2 792 РП 4шт., РУ шт. 5 851 4 106
внешних устройств:
блокировка МТЗ по
напряжению; пуск дуговой
защиты по току; запрет АПВ,
отключение с АВР
резервного ввода 11. Диагностика цепей 1 516 РВ, РУ
управления Продолжение таблицы 20 12. Встроенный аварийный 25 000 Аварийный осциллограф на 25 000 25 000
осциллограф (4*6 250) подстанции фирм «ЭКРА» и (4*6 250) (4*6 250)
«БРЕСЛЕР»
(4 аналоговых входа)
37 732 64 144 52 825
43 680 С отстройкой МТЗ от «бросков» 74 256 61 152
тока
62 732 С учетом встроенного 89 144 77 825
осциллографа
ИТОГО
68 680 С отстройкой МТЗ от «бросков» 99 256 86 152
тока и с учетом встроенного
осциллографа
Самая маленькая цена на блок «ТЭМП 2501 – 1Х» установилась на отметке 52448 рублей. Глядя на таблицу 20 мы видим, что прямой экономический эффект, не беря в учет все составляющие, подсчет которых в наше время связан с трудностями, станет равен 11696 рублей на один комплект (без учета встроенного осциллографа).
Если осциллограф все таки необходим, экономический эффект на 1 комплект будет равен – 36696 рублей.
Если возникнет надобность в подключении к секции шин мощных двигателей или трансформаторов и необходимо отстроить МТЗ от бросков тока, то эффект от внедрения блока «ТЭМП 2501 – 1Х» может составить 21808 рублей на комплект (без учета встроенного осциллографа) и 46808 рублей если осциллограф в данной сборке необходим.
При вычислении не был учтен ряд особенностей, достаточно сильно увеличивающих экономический эффект от установки терминала «ТЭМП 2501 – 1Х»:
1) понижение эксплуатационных вложений, так как блок не требует трудозатрат на частое обслуживание по сравнению с дискретными реле.
2) понижение затрат на телемеханизацию подстанций при внедрении микропроцессорных терминалов;
3) значительный рост надежности микропроцессорного терминала относительно дискретного реле за счет постоянной самодиагностики и отображения информации на дисплее и на сигнализацию;
4) понижение трудозатрат при анализе аварий за счет регистратора аварийных случаев и хранящейся информации, находящейся в микропроцессорном блоке.
Применение блока «ТЭМП 2501-Х» вместо комплекта дискретных реле, отвечающих за защиту и управление вводными выключателями, даст прямой экономический эффект минимум 36696 рублей на один комплект (терминал со встроенным в блок осциллографом).
При запитке мощных трансформаторов или двигателей к секции шин и надобностью отладки максимальной токовой защиты от «бросков» тока прямой экономический эффект благодаря терминалу «ТЭМП 2501 – 1Х» будет равен 46808 рублей на один комплект (терминал со встроенным в блок осциллографом).
Заключение
Целью выпускной квалификационной работы являлось повышение надежности энергоснабжения потребителя и эффективности работы ГПП №3 110/10 кВ ПАО «АвтоВАЗ» методом проведения модернизации релейной защиты на двух трансформаторах марки ТРДН 63000/110/10. В бакалаврской было уделено внимание следующим основным этапам модернизации:
1. Сделан анализ работы релейной защиты на ГПП-3;
2. Изучены факторы, приводящие к неправильному срабатыванию
МУРЗ и электромеханических устройств релейной защиты;
3. Проанализированы разновидности микропроцессорного
оборудования различных производителей для замещения
устаревших реле;
4. Были найдены электрические нагрузки подстанции;
5. Найдены токи короткого замыкания и определены уставки
срабатывания РЗА;
6. Подсчитана стоимость компонентов РЗА и управления.
Рассмотрев проделанный анализ и проведённые расчёты, мы можем сделать вывод, что организация модернизации ГПП №3 110/10 кВ ПАО «АвтоВАЗ» не лишена смысла с точки зрения технической необходимости. Ведь любое предприятие стремится всеми возможными усилиями минимизировать простои оборудования, аварии, причиной которых может стать недовыпуск продукции и, как исход, финансовые потери предприятия.
В ходе проведения работы мы увидели, что все сбои релейной защиты возможно обобщить и свести к 2 видам причин: технические и организационные. По итогам выполненных сравнений мы наблюдали, что большая часть отказов МУРЗ является следствием ошибок персонала. Происходит это потому, что микропроцессорные реле монтируются, относительно электромеханических, не столь давно, и релейный персонал, занимающийся обслуживанием микропроцессорных устройств релейной защиты, обладает небольшим опытом при их монтаже, наладке и обслуживании. Вследствие чего в схемах допускаются ошибки, неверно рассчитываются уставки. Большая часть аварий по вине электромеханической релейной защиты, связанная с отказом, берет свое начало со старения самих реле. Поэтому мы имеем крайне много отказов срабатывания. По многим основным параметрам лидируют МУРЗ, исходя из этого, такой защитой мы и оснастим наши трансформаторы на ГПП-3.
Нами подбирались уставки релейной защиты после того, как мы нашли токи КЗ, затем подобрали микропроцессорный блок марки «ТЭМП 2501-12» завода ИЦ Бреслер, блок хорошо себя показал на распределительных пунктах ПАО «АвтоВАЗ». Анализ стоимости показал, что микропроцессорные устройства релейной защиты иностранных производителей в 2-3 раза дороже отечественных. Предлагаемый блок имеет все необходимые функции для защиты линий, секционных выключателей, вводов ячеек, относительно быструю техническую поддержку сервисных центров производителя, если возникнут неисправности микропроцессорного блока. Отличается низкой стоимостью ремонта, если сравнивать с блоками аналогичных устройств зарубежных производителей. Был выполнен подсчет цены набора защит и управлений дискретными реле равноценного по функционалу терминала, который выявил, что экономический эффект при монтаже МУРЗ «ТЭМП 2501-12» на смену электромеханических устройств на дискретных реле может составлять 36696 рублей. А при запитке к секции шин мощных двигателей и трансформаторов и надобности в отстройки МТЗ от «бросков» тока экономический эффект может равняться 46808 рублей.
Список использованных источников
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/releynoy-zaschite/
1. Гельфанд, Я. С. Релейная защита распределительных сетей [Текст] / Я. С. Гельфанд.— М.: Энергоатомиздат, 1987.– 231 с.
2. Библия электрика: ПУЭ, МПОТ, ПТЭ [Текст]. – М.: Эксмо, 2012.– 689 с. – (Росийское законодательство. Техническая литература).
3. Гловацкий, В. Г. Современные средства релейной защиты и автоматики электросетей [Текст] / В. Г. Гловацкий, И. В. Пономарев. -М.: Энергомашвин, 2006.– 426 с.
4. Гуревич, В. И. Надежность микропроцессорных устройств релейной защиты: мифы и реальность [Текст] / В. И. Гуревич // Электротехнический рынок. – 2009. — № 4-7.
5. Гуревич, В. И. Проблемы оценки надежности релейной защиты [Текст] / В. И. Гуревич // Электричество. – 2011. — №2.
6. Гук, Ю. Б. Теория надежности в электроэнергетике [Текст] : учеб. пособие для вузов / Ю.Б. Гук. – Л.: Энергоатомиздат, 1990.– 219 с.
7. Дьяков, А. Ф. Микропроцессорная автоматика и релейная защита электроэнергетических систем : учебное пособие для вузов [Текст] / А. Ф. Дьяков, Н. И. Овчаренко.– М.: МЭИ, 2008.- 91 с.
8. Копьев, В. Н. Релейная защита основного электрооборудования электростанций и подстанций. Вопросы проектирования : учебное пособие [Текст] / В. Н. Копьев.– Томск.: ЭЛТИ ТПУ, 2005.– 113 с.
9. Неклепаев, Б. Н. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования [Текст] / Б. Н. Неклепаев.– М.: Изд. НЦ ЭНАС, 2010.– 147 с.
10. Пуляев, В. И. Итоги работы устройств релейной защиты и автоматики ОАО «ФСК ЕЭС» [Текст] / В. И. Пуляев // Релейная защита и автоматика энергосистем. Сборник докладов.- 2004.- С. 2-3.
11. Степкина, Ю. В. Надежность систем электроснабжения [Текст] : учеб. пособие / Ю. В. Степкина, А. А. Гришкевич. Репр. Воспр. Текста изд. 2005.– Тольятти: ТГУ, 2007.– 74 с.
12. ОРГРЭС [Электронный ресурс]. – Режим доступа: .
13. Механотроника интеллектуальные устройства релейной защиты [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.mtrele.ru/.
14. ИЦ Бреслер [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.bresler.ru/.
15. Энергетика оборудование документация [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://forca.ru/.
16. Home — Siemens — USA [Электронный ресурс]. – Режим доступа: https://www.siemens.com/us/en/home.html .
17. GEC-Alsthom [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.alstom.com/.
18. ABB PRODUCT-DETAILS [Электронный ресурс]. – Режим доступа: .
19. Woodward Electrical Power Systems [Электронный ресурс]. – Режим доступа:
20. Power System Protection Forum [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://forum.pearlabs.com/
