Автоматика нефтеперекачивающей станции

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ
УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ КИБЕРНЕТИКИ, ИНФОРМАТИКИ И СВЯЗИ

КАФЕДРА «ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА»

Задание по дисциплине:

«Автоматика энергосистем»

на тему:

«Автоматика нефтеперекачивающей станции»

                                                                   Выполнил:  студент группы АЭм-15-1

Бормотов А.П.                                

                                                            Руководитель: к.т.н.,

                                                                   доцент кафедры «Электроэнергетика»

Власова Е.П.

Тюмень 2016

Техническое задание на создание автоматизированной системы

Наименование вида автоматизированной системы: Система электроснабжения нефтеперекачивающей станции Наименование объекта автоматизации: Электроснабжение, релейная защита и автоматика НПС Сокращенное наименование АС: ЭРЗА НПС  Задание заказчика: 1.       рассчитать электрические нагрузки; 2.       выбрать число и мощности трансформатора; 3.       выбрать сечения проводов; 4.       рассчитать токи короткого замыкания (в именованных единицах); 5.       выбрать высоковольтные выключатели; 6.       выбрать трансформаторы тока и трансформаторы напряжения; 7.       рассчитать релейную защиту и автоматику, необходимую для данного объекта; 8.       рассчитать уставки АПВ, АВР, АЧР; 9.       провести согласование всех защит и автоматики всех ступеней; 10.   начертить функциональную и логическую схемы работы данного объекта.

Исходные данные к проекту:

1.       дана схема электроснабжения

2.       длина линии l=12 км

3.       мощность двигателей P=1,6 МВт

4.       блоки релейной защиты и автоматики «СИРИУС»

Техническое задание……………………………………………………………..2

1. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ …………..…………………………………..……...4

1.1 Расчет электрических нагрузок……………………………………….…….4

1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов……….……………………….5

1.3 Выбор сечений кабеля………………………………………………………7

1.4 Расчет токов короткого замыкания………………………………………...8

1.5 Выбор высоковольтных выключателей……..……………………..……...12

1.6 Выбор разъединителей……………………………………………………..15

1.7 Выбор трансформаторов тока и напряжения………………………………16

2. ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ…………….………………….18

2.1 Защита ВЛ 110кВ…………….……………………………………………..18

2.2 Выбор уставок АПВ, АВР, АЧР…………………………………………...24

ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА РАБОТЫ БЛОКА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ.32

ПРИЛОЖЕНИЕ 1………………………….. …………………………………..33

ПРИЛОЖЕНИЕ 2……………………………………………………………….34

ПРИЛОЖЕНИЕ 3……………………………………………………………….35

Введение

Релейная защита — комплекс автоматических устройств, предназначенных для быстрого (при повреждениях) выявления и отделения от электроэнергетическойсистемы повреждённых элементов этой электроэнергетической системы в аварийных ситуациях с целью обеспечения нормальной работы всей системы. Действия средств релейной защиты организованы по принципу непрерывной оценки технического состояния отдельных контролируемых элементов электроэнергетических систем. Релейная защита (РЗ) осуществляет непрерывный контроль состояния всех элементов электроэнергетической системы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. При возникновении повреждений РЗ должна выявить повреждённый участок и отключить его от ЭЭС, воздействуя на специальные силовыевыключатели, предназначенные для размыкания токов повреждения (короткого замыкания).

Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна нормальная работа энергосистем.

Современные устройства защиты могут строиться на схеме, включающей в себя программируемый (микро)контроллер.

Основные органы релейной защиты

-Пусковые органы -Измерительные органы -Логическая часть

1. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ НПС

Согласно ПУЭ, проектируемый объект относится к первой категории надёжности электроснабжения.

Это предъявляет к системе электроснабжения следующие требования:

·        Электроснабжение должно осуществляться от двух независимых источников питания по двум линиям;

·        Питание потребителей должно производится от двух трансформаторной подстанции, трансформаторы которой выбираются с учетом взаимного резервирования;

·        Перерыв в электроснабжении возможен лишь на время действия автоматики (АПВ и АВР).

1.1. Расчет электрических нагрузок

Для расчета электрических нагрузок воспользуемся методом коэффициента спроса[1].

Выбираем двигатель СДМ15-49-6У3

1.Найдем расчетную активную мощность высоковольтных синхронный двигателей:

                                                                       (2.1)

где - число электроприемников (синхронных двигателей);

- номинальная активная мощность единичного электроприемника

2. Найдем реактивную мощность высоковольтных синхронных электродвигателей:

                                                                             (2.2)

где  - коэффициент мощности для данного типа электроприемника;

3. Найдем полную мощность:

                                                                                       (2.3)

1.2. Выбор силового трансформатора

НПС относится к потребителю I категории надежности. Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, т.е. двухтрансформаторные подстанции и питание должно подаваться по двум

независимым линиям.

Номинальная мощность трансформатора выбирается по расчетной максимальной мощности потребителя:

         Расчетная нагрузка  была вычислена по формуле (2.3)

=8,32 МВА

Учитывая результат полной мощности электродвигателей, выберем трансформаторы. С учетом допустимых нагрузок мощность каждого из трансформаторов может быть принята

Выберем двухобмоточные масляные трансформаторы типа ТДН-10000/110, технические данные которых сведены в табл. 2.1

Таблица 2.1

Параметры трансформаторов ТДН-10000/110

Параметры	Единицы измерения	Данные
Номинальная мощность,	кВА	10000
Номинальное напряжение обмотки ВН	кВ	115
Номинальное напряжение обмотки НН	кВ	11
Потери холостого хода, Ро	кВт	14
Потери короткого замыкания, Рк	кВт	58
Напряжение короткого замыкания, UK	%	10,5
Ток холостого хода, Iо	%	0.9

         Трансформатор силовой ТДН-10000/110 У1 - стационарный силовой масляный трехфазный двухобмоточный трансформатор общего назначения с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), с диапазоном регулирования ±9х1,78% со стороны ВН, с системой охлаждения вида «Д» – принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, предназначен для работы в умеренном климате в условиях наружной установки.

Проверим, подходит ли выбранные трансформаторы с учетом потерь.

Рассчитаем коэффициент загрузки трансформаторов:

                                                                                             (2.4)

Активные потери рассчитаем по формуле

                                                                             (2.5)

реактивные:

                                                                    (2.6)

Полная мощность трансформатора с учётом потерь соответственно:

                                                      (2.7)

При таком выборе в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор должен обеспечить нормальное электроснабжение всех потребителей I и II категорий надежности, перегружаясь при   этом не более, чем на 110%, т.е.:

                                                                          (2.8)

Такая перегрузка допустима для трансформаторов в течение 6 часов в сутки сроком не более чем на 5 суток.

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет заданным требованиям.

1.3.Выбор сечений проводов

Сечение проводов выбирают в зависимости от ряда технических и экономических факторов. Электрические сети можно рассчитать:

- по экономической плотности тока;

- по потере напряжения;

- по нагреву.

Согласно ПУЭ выбор экономически целесообразного сечения производят по экономической плотности тока, которая зависит от материала проводников, конструкции провода и числа часов использования максимума активной мощности, поэтому выберем сечения проводов по экономической плотности тока. Сечение проводников проектируемой линии с достаточной точностью можно определить по формуле:

                                                                                          (2.9)

где  - экономическая плотность тока,

для алюминиевых проводов ;

 - расчетное значение тока. А.

         Расчетное значение тока  можно определить по величине активной Pp, либо полной Sp расчетной мощности.

Для трансформаторов расчетный ток:

                                                                            (2.10)

где U_ном- номинальное напряжение сети, равное 110 (кВ).

Для элеткродвигателя номинальный ток:

                                                                          (2.11)

где  - номинальная мощность электродвигателя, кВт;

 - номинальное напряжение, равное 10 кВ;

 - коэффициент мощности электродвигателя.

Для параллельно работающих линий, питающих ЗРУ-10.5кВ в качестве расчетного тока принят ток послеаварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. Расчетный ток для этого случая определим по величине расчетной мощности:

                                                                                           (2.12)

где  - полная расчетная мощность;  - номинальное напряжение

        

Выбираем сечения воздушной линии 110 кВ по экономической плотности тока по формуле (2.9):

 (мм²)

Сечение провода, полученное в результате расчета, округляем до ближайшего каталожного значения. При напряжении 110 кВ минимальное сечение проводника по условию короны = 70 мм². Тогда выбираем  провод марки АС-70/11,0 с параметрами:

Хо=0.444 Ом/км, г₀=0.422 Ом/км

Расчет токов короткого замыкания

Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих токов[1].

Составим расчётную схему и схему замещения цепи короткого замыкания.На рис. 2.1 приведена расчетная схема замещения. На рис.2.2 приведена преобразованная схема замещения.

В нормальном режиме все секционные выключатели находятся в отключенном состоянии, силовые трансформаторы работают раздельно на отдельные секции шин. Наиболее тяжелый режим работы может наступить при КЗ в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на другой, т. е. когда секционные выключатели включены. Этот режим принят за расчетный.

Для расчетов токов короткого замыкания выше 1кВ воспользуемся ГОСТ Р 52735-2007. Расчет производим в именованных единицах.

                                  Рис. 1.1Расчетная схема электроснабжения НПС

Рис.1.2. Схема замещения

1. Определяем сопротивления элементов схемы до т.К1. За базисное напряжение принимаем напряжение U_б = 115 кВ.

                                                                  (2.13)

2. Определяем ток КЗ в т.К1.

                                                     (2.14)

3. Определяем результирующие сопротивления до т.К2.

За базисное напряжение принимаем напряжение U_б = 10,5 кВ.

Приведем Х_с.б.1 к U_б = 10,5 кВ.

Трансформатор Т2:

                                                (2.15)

Воздушная линия Л2:

                                                           (2.16)

                                                              (2.17)

Приведем к базисному напряжению U_б = 10,5 кВ сопротивления ВЛ.

Определяем суммарное сопротивление до т.К2 отдельно в системе и в синхронном двигателе:

                                   (2.18)

                                                                             (2.19)

                                                                     (2.20)

                                                       (2.21)

Рис. 2.2. Преобразованная схема замещения

4. Определяем токи в т.К2 отдельно от системы и от синхронного двигателя. Так как условие для т.К2 выполняется, то не учитываем в расчетах активное сопротивление:

;         (2.22)

Суммарный ток в т.К2:

                                                  (2.23)

5. Определяем ударный ток в т.К1.

К_уд1=1,82, т.к. активные сопротивления не оказывают существенного влияния на полное сопротивление цепи КЗ [..].                                                      

                                            (2.24)

6. Определяем ударный ток в т.К2.

7. Определяем ударный для СД:

8. Для выключателя Q5:

                                                             (2.25)

Результаты расчетов токов КЗ сведём в таблицу 2.2.

Таблица 2.2

Результаты расчета токов КЗ.

Точка КЗ
К-1	4,52	11,63
К-2	8	20,59

1.5Выбор выключателей

1.5.1Выбор высоковольтного выключателя

Выключатели выбирают по номинальному напряжению Uном, номинальному току Iном, конструктивному выполнению, месту установки (наружная или внутренняя), току отключения Iоткл и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость.

Выбор высоковольтных выключателей произведен на основе сравнения каталожных данных с соответствующими расчетными данными, для чего составим таблицу.

Таблица 2.3

Выбор высоковольтных выключателей.

Место установки вьключателя	Тип выключателя	Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные выключателя
Q1-Q2	ВВЭЛ-110-20/1250У1		110 кВ 50,2 А 4,52 кА 12,46 кА	110 кВ 1250 А 20 кА 50 кА
Q3- Q4	ВБПС-10-20/1000-У3		10,5 кВ 480,36 А 8 кА 20,59 кА	10 кВ 1000 А 20 кА 50 кА
Q5	ВВУ-СЭЩ-Э- 10-20/1000		10,5 кВ 480,36 А 3,09 кА 7,95 кА	10 кВ 1000 А 20 кА 52 кА
Q6-Q9	ВВУ-СЭЩ-Э- 10-20/1000		10,5 кВ 205,28 А 1,03 кА 2,65 кА	10 кВ 1000 А 20 кА 52 кА

Рассчитаем тепловой импульс тока при КЗ:

                                                     (2.26)

где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ;

 - время от начала КЗ до его отключения.

                                                                                       (2.27)

где  - время действия релейной защиты, для МТЗ

Примем

         - полное время отключения выключателя;

         - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

                                                                                         
        (2.28)

где - соответственно суммарное индуктивное и активное сопротивления цепи до точки КЗ.

Для выключателей Q1-Q2 время до отключения КЗ по формуле (2.27):

t_откл = 1+0,055 = 1,055 (с)

Т. к. активное сопротивление до точек КЗ не учитываем, то зададимся:

        

Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q1-Q2 по формуле (2.26):

      

Интеграл Джоуля при коротком замыкании для выключателей Q1-Q2:

                                                                                                 (2.29)

Для выключателя: I_∞=20 кА;   t_п=3с, тогда интеграл Джоуля

= 20² ·3 = 1200 (кА²с)

Для выключателей Q3-Q4 время до отключения КЗ по формуле (2.27):

t_откл = 1+0,05 = 1,05 (с)

Т. к. активное сопротивление до точек КЗ не учитываем, то зададимся:

        

Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q3-Q4 по формуле (2.26):

      

Интеграл Джоуля при коротком замыкании для выключателей Q3-Q4:

= 20² ·3 = 1200 (кА²с)

Для выключателей Q5 время до отключения КЗ по формуле (2.27):

t_откл = 1+0,05 = 1,05 (с)

Т. к. активное сопротивление до точек КЗ не учитываем, то зададимся:

        

Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q3-Q4 по формуле (2.26):

      

Интеграл Джоуля при коротком замыкании для выключателей Q5:

= 20² ·3 = 1200 (кА²с)

Для выключателей Q6- Q9 аналогично выключателям Q3- Q4.

t_откл = 1+0,05 = 1,05 (с)

Т. к. активное сопротивление до точек КЗ не учитываем, то зададимся:

        

Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q3-Q4 по формуле (2.26):

      

Интеграл Джоуля при коротком замыкании для выключателей Q5:

= 20² ·3 = 1200 (кА²с)

1.5Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают по номинальному току и напряжению, классу точности и допускаемой погрешности и проверяют на термическую и динамическую стойкость к токам к.з. Условия выбора и расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 2.5.

Ток электродинамической стойкости при номинальном первичном токе выбираем по каталогу.

         Номинальный класс точности – 10Р

В данной схеме электроснабжения наличие трансформаторов тока технологически необходимо:

- перед силовыми трансформаторами на стороне 110 кВ;

- после трансформаторов на стороне 10 кВ;

- перед двигателями.

                                                                                
                       Таблица 2.5

Место установки	Тип трансформатора тока	Условия выбора	Расчетные данные	Каталожные данные
На стороне 110 кВ	ТФМ-110-II-У1	Uc ≤ Uном Iрасч ≤ Iном iуд ≤ iдин Bк ≤ 2t	110кВ 31,629 А 3,51 кА 9,0145 кА	110кВ 1000 А 63 кА 3969кА2·с
После трансформатора на стороне 10,5 кВ	ТЛМ-10	Uc ≤ Uном Iрасч ≤ Iном iуд ≤ iдин Bк ≤ 2t	10,5 кВ      380 А 2,88 кА 5,241 кА	10кВ 1500 А 100 кА 10000кА2·с
На линии, питающей двигатели	ТОЛ-10-I-1	Uc ≤ Uном Iрасч ≤ Iном iуд ≤ iдин Bк ≤ 2t	10,5кВ 97,752 А 0,698 кА 1,27кА	10 кВ 600А 40 кА 1600 кА2·с

Трансформаторы напряжения (ТV) выбирают по номинальному первичному напряжению, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному выполнению.

Условия выбора:

1)По напряжению

U_ном  ³U_{ном.сети} ;

2)по конструкции и схеме соединения обмоток

3)По классу точности

4)По вторичной нагрузке

S_ном  ³S_{2 .}

S₂ – суммарная мощность, потребляемая катушками приборов и реле

Трансформаторы напряжения изготовляют для работы в классах точности 0,2; 0,5; 1; 3.ТV класса 1- для подключения приборов  класса 2,5 и ТV класса 3- для релейной защиты.

Параметры трансформатора занесены  в таблицу (табл.1.6)

Таблица 1.6

Наименование параметра	ЗНОЛП-10
Класс напряжения, кВ	10
Наибольшее рабочее напряжение, кВ	12
Номинальное напряжение на высокой стороне, кВ	10,5
Номинальное напряжение на низкой стороне, В	100
Номинальная мощность,	200

Выбор источника оперативного тока

В качестве источника оперативного тока используем аккумуляторные батареи, т.е. используем источники постоянного оперативного тока. Основным преимуществом которой является независимость от режима работы и состояния первичной сети. Поэтому постоянный оперативный ток обладает большей надежностью во время нарушения нормальной работы сети.

                            Релейная защита линий.

Защита ВЛ 110 кВ

В соответствии с требованиями ПУЭ объем устройств релейной защиты ЛЭП определяется уровнем номинального напряжения.

Линии 110 кВ и выше выполняются с заземленной нейтралью. Для линии 110-500 кВ должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных и от однофазных замыканий на землю.

Для защиты от многофазных замыканий устанавливают дистанционную защиту, а в качестве резервной устанавливают ТО.

Защита от ОЗЗ выполняется с использованием трансформатора тока нулевой последовательности и действует от емкостного тока на сигнал.

3.1.3. Газовая защита трансформатора

Согласно ПУЭ установка газовой защиты обязательна для трансформаторов мощностью 6300 кВ×А и более.

Чувствительный элемент – газовое  реле, которое реагирует на появление газа и движение масла.

Газовое реле состоит из кожуха и двух расположенных внутри него поплавков, снабженных ртутными контактами, замыкающимися при изменении их положения. Оба поплавка шарнирно укреплены на вертикальной стойке. Один из них расположен в верхней части, другой в центральной. При слабом газообразовании газ скапливается в верхней части реле, а также при понижении уровня масла верхний поплавок опускается, что приводит к замыканию его контактов.

При бурном газообразовании потоки масла устремляются в расширитель, что приводит к замыканию контактов обоих поплавков.

Первая ступень защиты действует на сигнал. Вторая ступень – отключение трансформатора без выдержки времени.

4. Устройства автоматического управления схемой электроснабжения 4.1 Выбор, описание и согласование схем устройств автоматического управления 4.1.1 Автоматическое повторное включение (АПВ)

Общие сведения. Устройства автоматического повторного включения предусматриваются на выключателях всех воздушных и кабельно-воздушных линий электропередачи, сборных шинах подстанций, если эти шины не являются элементом КРУ, понижающих трансформаторов однотрансформаторных ГПП.

Сущность АПВ состоит в том, что элемент схемы электроснабжения, отключившийся при срабатывании релейной защиты, через определенное время (0.5-1.5 с) снова включается под напряжение (если нет запрета на обратное включение), и если причина, вызвавшая отключение элемента, исчезла, то он остается в работе.

Среди наиболее частых причин, вызывающих неустойчивые повреждения элементов системы электроснабжения, можно назвать перекрытие изоляции линий при атмосферных перенапряжениях, схлестывания проводов при сильном ветре или пляске, замыкание линий или шин различными предметами, отключение линий или трансформаторов вследствие кратковременных перегрузок или неизбирательного срабатывания релейной защиты и т.д. В связи с этим АПВ с большим успехом может применяться для воздушных и кабельных линий, секций или систем шин, двигателей и одиночных трансформаторов.

Стоимость устройства АПВ ничтожно мала по сравнению с убытками производства, вызываемыми перерывами в электроснабжении. Применение устройства АПВ различных элементов системы электроснабжения значительно повышает надежность электроснабжения даже при одном источнике питания. В системах электроснабжения промышленных предприятий в основном применяются устройства АПВ однократного действия, как наиболее простые и дешевые. С увеличением кратности действия АПВ их эффективность уменьшается. Так, эффективность применения однократного АПВ для воздушных линий в энергосистемах составляет 60-75%, при двукратном 10-15%, при трехкратном всего лишь 1-3%.

Требования к устройству АПВ:

1.                Устройство АПВ должно находится в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при всех случаях аварийного отключения выключателя, сразу же после включения его дежурным персоналом. Устройство АПВ не должно приходить в действие при оперативных отключениях выключателя оперативным персоналом.

2.                Устройство должно иметь минимальное время срабатывания tАПВ1 для того, чтобы сократить продолжительность перерыва питания потребителей.

3.                Для однократного АПВ время t_г.в =t_г.п + t_в.в (t_в.в – время включения выключателя). Поэтому определяющим обычно является условие t_АПВ1t_г.п . При этом, с учетом времени запаса  t_зап= 0,4...0,5 с, время срабатывания УАПВ для линий с односторонним питанием t_г.п  – время готовности привода для выключателей Q1-Q2, равное  , которое может изменяться в пределах 0,2–1 с. для приводов разных типов:  tД  -время дионизацим

tАПВ1 ≥ tг.п + tзап = 0,8+0,3=1,1 с.	(5.1)
tАПВ1 ≥ tД + tзап = 0,17+0,3=0,47 с.	(5.2)
При выборе уставок принимается большее значение  tАПВ1

Время автоматического возврата АПВ выбирается из условия обеспечения однократности действия. Однократность действия обуславливается возможностью самозапуска электродвигателей. В обратном случае, после первого неуспешного АПВ возможна полная остановка двигателей, а при возобновлении питания ток цепи статора превышает допустимое значение, что может привести к выходу из строя или срабатыванию защиты синхронных двигателей.

tапв в ≥ tзащ + tотк + tзап

tапв - наибольшее время выдержки защиты

tотк - время отключения выключателей Q1-Q2, равное 0,55 с

tапв в ≥ 0,6+0,55+0,3=1,45с

Автоматическое ускорение действия защиты при АПВ применяется для ускорения ликвидации КЗ и повышения надежности работы энергосистемы и потребителей. Ускорение защиты после АПВ предусматривается, как правило, на всех линиях как мера повышения надежности защиты линии в целом.

Если в результате действия АПВ возможно несинхронное включение синхронных компенсаторов или синхронных электродвигателей и если такое включение для них недопустимо, а также для исключения подпитки от этих машин места повреждения следует предусматривать автоматическое отключение этих синхронных машин при исчезновении питания или переводить их в асинхронный режим отключением АГП с последующим автоматическим включением или ресинхронизацией после восстановления напряжения в результате успешного АПВ.

5.Требования к устройствам АВР, принципы их выполнения и расчет параметров

Требования к устройствам АВР. В системах ЭСПП при наличии двух и более ИП часто целесообразнее работать по разомкнутой схеме. Такой режим сети уменьшает значения токов КЗ , упрощает релейную защиту, уменьшает потери электроэнергии и т. п. Однако при этом надежность электроснабжения в разомкнутых сетях ниже, чем в замкнутых. Повысить надежность возможно, применив устройства АВР.

Применяемые схемы УАВР должны удовлетворять следующим требованиям

1. Схема АВР должна приходить в действие в случае исчезновения напряжения на шинах потребителей по любой причине, в том числе при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателей рабочего источника питания, а также при исчезновении напряжения на шинах, от которых осуществляется питание рабочего источника. Включение резервного источника питания допускается также при КЗ на шинах потребителя.

2. Для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей, включение резервного источника питания должно производиться, возможно, быстрее, сразу же после отключения рабочего источника.

3. Действие АВР должно быть однократным, чтобы не допускать нескольких включений резервного источника на не устранившееся КЗ. 4. Схема АРВ не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника, чтобы избежать включения резервного источника на КЗ в не отключившемся рабочем источнике. Выполнение этого требования исключает также в отдельных случаях несинхронное включение двух источников питания.

5. Для того чтобы схема АВР действовала при исчезновении напряжения на шинах, питающих рабочий источник, когда его выключатель остается включенным, схема АВР должна дополняться специальным пусковым органом минимального напряжения.

6. Для ускорения отключения резервного источника при его включении на не устранившееся КЗ должно предусматриваться ускорение защиты резервного источника после АРВ. Это особенно важно в тех случаях, когда потребители, потерявшие питание, подключаются к другому источнику, несущему нагрузку

Минимальный пусковой орган напряжения не должен срабаты-

вать при понижениях напряжения на шинах, до U_ост.кз, вызванных короткими замыканиями в точках К1–К2 (за элементами с сосредоточенными параметрами). Эти повреждения обычно отключаются защитой с выдержкой времени третьей ступени t^"_с^"_.з . Характер изменения напряжения на шинах секции 1 и напряжение срабатывания.

Выбор уставок:

1.     Реле однократности включения

tо.в.=tвкл+tзап

tо.в.=1+0,3=0,35с

где:

 tвкл- время включения выключателя резервного источника питания 1с.

tзап- время запаса, принимается равным 0,5 с.

2.     Расчет пускового органа min. U

Uср=(0,25÷0,4)Uном

Uном - номинальное напряжение

Uср=0,3∙10=3 кВ

3.     Реле контроля наличия напряжения на резервном источнике питания

Uср=Uраб.min/(kн∙kв∙ktv)

Kн - коэффициент надежности равный 1,2

Kв - коэффициент возврата реле равный 1,15

Ktv - коэффициент трансформации трансформатора напряжения

Uср=10/(1,2∙1,15∙110)=0,065кВ

Автоматическаячастотная разгрузка:

Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) — один из методов противоаварийной автоматики, направленный на повышение надежности работы электроэнергетической системы путем предотвращения образования лавины частоты и сохранения целостности этой системы. Метод заключается в отключении наименее важных потребителей электроэнергии при внезапно возникшем дефиците активной мощности в системе.

При дефиците реактивной мощности c целью исключения образования лавины напряжения применяют АОСН

1.     Первая категория АЧРI ,быстродействующая: tср=0.1-0.3с, с уставкой от 49Гц до 46,5 Гц с шагом 0,5 Гц

Назначение: не допустить глубокого понижения частоты в первое время развития аварии мощность потребителей подключенных к АЧР 1

2.     Вторая категория АЧРII предназначена для восстановления частоты до нормального значения , если она длительна остается пониженной, примерно равной 48 Гц. АЧР II работает после отключения части потребителей от АЧР I, когда снижение частоты прекращается и она устанавливается на уровне 47,5-48,5 Гц. : tвыд= 5-90с.

ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА РАБОТЫ БЛОКА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

В приложении 1 и приложении 2 представлены функциональная и принципиальная схемы работы блоков микропроцессорной релейной защиты. В приложении 3 представлена логическая схема двух кратного АПВ плюс АЧР.

Принцип работы схемы приведенной в ПРИЛОЖЕНИИ 2:

Во время возникновения КЗ на любом участке, сигнал по току, снимаемый с линий при помощи трансформаторов тока ТТ1-ТТ4 поступает на датчик тока (DT1), после этого оцифрованные сигналы подаются на логический элемент (1(ИЛИ)), который посылает выбранный сигнал на блок АПВ, блок является исполнительным устройством, селективно отключающим нужный выключатель. Во время срабатывания блока АПВ, так же приводится в действие датчик задержки времени или датчик уставки (DB1) он не позволяет блоку АПВ и блоку АВР сработать одновременно, при неуспешном срабатывании АПВ подается сигнал на БЛОК АПВ, который получив сигналы с датчиков напряжений (DU1 и DU2) трансформаторов напряжений (TV1 и TV2), пошлет сигнал, одновременно с окончанием работы датчика времени (DB1), на логический элемент (1(или))который в свою очередь даст сигнал блоку АВР на включение секционного выключателя Q5. Блоки fявляются цифровыми блоками АЧР которые получают свои сигналы по току от трансформаторов тока (ТТ3 и ТТ4) и по напряжению от датчиков напряжения (DU1 иDU2), используя сигналы полученные с датчиков они отправляют данные на БЛОК ЗАЩИТ который при устранении повреждений вернет питание шины в исходное состояние. Датчики мощности DW1 и DW2 в цепях блоков АЧР предназначены для устранения ложного срабатывания блока защит.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

СПИСОК  ИСПОЛЬЗОВАННЫХ  ИСТОЧНИКОВ

1.             РТМ 36.18.32.4-92

2.             РД 153-34.0-20.527-98

3.             Червяков Д. М. , Ведерников В. А. Пособие к курсовому и дипломному проектированию по электроснабжению предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учеб. пособ. – Тюмень, ТюмГНГУ, 1996. – 119 с.

4.             Положение по проектированию схем электроснабжения объектов нефтяных месторождений и переработки попутного газа в Западной Сибири. – М.: 1986. – 13 с.

5.             Неклепаев Б. Н. , Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. –  4-е изд. , перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

6.             Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 3. Кн. 1. Производство, передача и распределение электрической энергии /Под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова, П. Г. Грудинского, Л. А. Жукова и др. – 6-е изд. испр. и доп. – М.: Энергоиздат, 1982. – 656 с.

7.             Справочник по электрическим сетям 0,4-35кВ и 110-1150кВ  / Под общ. ред. Е.Ф Макарова.

8.             Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Издание седьмое. http://www.elec.ru/library/direction/pue.html