Релейная защита и автоматика подстанции 110/35/10 кВ на базе микропроцессорных терминалов

1. НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»

Институт дистанционного и дополнительного образования
Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”
Программа: Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем
Направление: Электроэнергетика
Выпускная квалификационная работа:
Релейная защита и автоматика
подстанции 110/35/10 кВ на базе
микропроцессорных терминалов
Слушатель: Роговой И.Б.
Руководитель: Мельников П.В.

2.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
СОДЕРЖАНИЕ
1.
2.
3.
4.
5.
Электрическая часть подстанции
Общие требования к РЗиА подстанции
Релейная защита трансформатора и ошиновки
Автоматика подстанции (АРКТ, АВР)
Техника безопасности

3. НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ» Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”

ЗАДАНИЕ
Параметры воздушной сети высшего напряжения (ВН)
Параметры систем
Uном,
кВ
110
С1
Длина воздушных линий, км
С2
Sном,
МВ*А
Хс,
о.е.
3000
0,9
Рав.р,
ТЭЦ
МВт
150
Sном,
МВ*А
Xc,
о.е.
Рав.р,
МВт
l1
l2
3200
1,0
110
70
100
l3
Параметры воздушной сети среднего напряжения (СН)
Uном,
кВ
35
Рнг.max,
МВт
35
Потребители ,% по категориям
1
2
3
30
35
35
cosφном
0,86
Длина воздушных линий, км
l1
l2
l3
l4
20
30
Параметры кабельной сети низшего напряжения (НН)
Потребители, % по
категориям
Uном,
кВ
Рнг.max,
МВт
cosφном
10
25
0,86
Наименьшая длина кабеля
отходящего от шин РУ НН
до РП l, км
2,5
1
2
3
30
40
30
Время действия релейной
защиты на шинах tзащ, с
ЭС (ПС)
РП
1,2
0,6
Параметры распределительных пунктов (РП)
КолТип
Рнг.max,
во,
РП
МВт
шт
а
3.3
4
б
1.5
3
в
1.5
3
Минимальное сечение
кабеля отходящего от
РП Sмин, мм2
70
Суммарная
протяженность
кабельной
сети, км
120
Тип выключателя, установленного на РП
BB/TEL
l4

4. НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ» Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”

Схема электрическая подстанции

5. НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ» Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”

Релейная защита и автоматика
Релейная защита — комплекс автоматических устройств, предназначенных для быстрого (при
повреждениях) выявления и отделения от электроэнергетической системы повреждённых элементов
этой электроэнергетической системы в аварийных ситуациях с целью обеспечения нормальной
работы всей системы.
Требования к релейной защите
Селективность - свойство релейной защиты, характеризующее способность выявлять именно
поврежденный элемент электроэнергетической системы и отключать этот элемент от исправной части
электроэнергетической системы (ЭЭС). Защита может иметь абсолютную или относительную
селективность.
Быстродействие - это свойство релейной защиты, характеризующее скорость выявления и
отделения от электроэнергетической системы повреждённых элементов.
Чувствительность - это свойство, характеризующее способность релейной защиты выявлять
повреждения в конце установленной для неё зоны действия в минимальном режиме работы
энергосистемы.
Надёжность - это свойство, характеризующее способность релейной защиты действовать
правильно и безотказно во всех режимах контролируемого объекта при всех видах повреждений и
ненормальных режимов для действия при которых данная защита предназначена, и не действовать в
нормальных условиях.
Функции автоматики
- Обеспечение требуемых качественных показателей электроснабжения потребителей.
- Вспомогательное участие в ликвидации аварийных и ненормальных режимов работы оборудования.
- Повышение надежности и безопасности функционирования оборудования.
- Создание информационной основы для построения интегрированной многоуровневой
иерархической системы технологического управления энергообъектами.

6.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”
Выбор типов защит и автоматики по ПУЭ и НТП «ФСК ЕЭС»
ОБЪЕКТ
Кабельная линия 10кВ
ТИП ЗАЩИТЫ
ТИП АВТОМАТИКИ
МТЗ, ТО, Защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ), УРОВ, АЧР/ЧАПВ
Дуговая защита (ДЗ)
МТЗ, ТО, ДЗ, Защита минимального напряжения (ЗМН)
УРОВ, АПВ
Вводной
выключатель10кВ
Секционный выключатель МТЗ, ТО, ДЗ
10кВ
Шины 10кВ
Логическая защита шин (ЛЗШ), ДЗ, Сигнализация
замыканий на землю (3Uo)
Воздушная линия 35кВ Дистанционная защита, ТО, ОЗЗ
МТЗ, ТО, Защита минимального напряжения (ЗМН)
Вводной
выключатель35кВ
Секционный выключатель МТЗ, ТО
35кВ
Шины 35 кВ
Дифференциальная защита, Логическая защита шин
АВР, АПВ, УРОВ
УРОВ*, АПВ*, АВР*
УРОВ, АПВ
УРОВ, АПВ
АВР, АПВ, УРОВ
УРОВ*, АПВ*, АВР*
Воздушная линия 110 кВ Дифференциально-фазная защита, Дистанционная защита,
ТНЗП, ТО
Секционный выключатель МТЗ, ТО, Токовая защита нулевой последовательности
110кВ
(ТНЗП)
Ошиновка 110кВ
Дифференциальная защита
УРОВ, ТАПВ
Трансформатор 110/35/10 Дифференциальная защита, Газовая защита, ТО, МТЗ,
кВ
ТНЗП, Защита нейтрали, Защита от перегрузки на сигнал,
Струйная защита устройства РПН
УРОВ, АПВ*, АРКТ
АПВ
АПВ*

7.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”
Выбор элементной базы
Релейная защита и автоматика элементов ПС 110кВ
Блоки микропроцессорные релейной защиты БМРЗ
Модификации:
БМРЗ-ТД – основная защита трансформатора (автотрансформатора);
БМРЗ-ТР – резервная защита трансформатора;
БМРЗ-ЦРН – регулировка напряжения трансформатора под нагрузкой
БМРЗ-100
БМРЗ-120
БМРЗ-150
Релейная защита и автоматика
элементов ПС 6-35 кВ
Защита от дуговых замыканий ДУГА-МТ
Состав:
ДУГА-БЦ – центральный блок – один на секцию;
ДУГА-О – регистратор замыканий – один на ячейку;
ВОД-Л – волоконно-оптический датчик – до четырех
на ячейку.

8. НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ» Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”

Схема подключения терминалов РЗиА

9. НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ» Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”

Релейная защита силового трансформатора
Шкаф защит трансформатора ШЗТ-МТ-019.
Комплект А1 – терминал типа БМРЗ-ТД (основные защиты):
• Продольная дифференциальная токовая защита (ДТО, ДЗТ), работа с учётом действия РПН;
• Комплект сигналов от газовых защит, РПН, с действием на отключение и сигнал;
• УРОВ ВН;
• Защита от перегрузки;
• Приём сигнала от датчиков контроля температуры или уровня масла.
Комплект А2 – терминал типа БМРЗ-ТР* (резервные защиты):
• Максимальная токовая защита (МТЗ);
• Токовая защита нулевой последовательности;
• Токовая защита нулевой последовательности с торможением;
• Защита от нессиметричной перегрузки (обрыва фазы питающей линии ВН);
• Дублирование приёма сигналов от газовых защит;
• Защита от перегрузки, блокировка РПН;
• УРОВ ВН;
• АУВ, АПВ

10.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”

11. НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ» Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”

Уставки
Ток срабатывания ДТО, о.е.
Коэффициент сигнализации небаланса, о.е.
Начальный ток срабатывания ДЗТ, о.е.
Коэффициент торможения второго участка ДЗТ
Коэффициент торможения третьего участка ДЗТ
ИПБ, о.е.
Время ограничения длительности перекрёстного
режима блокирования, с
Начальный ток срабатывания "чувствительного"
органа ДЗТ, о.е.
Коэффициент торможения второго участка
"чувствительного" органа ДЗТ
Коэффициент торможения третьего
участка"чувствительного" органа ДЗТ
Уставки
Номинальный ток ПТН для
присоединений
Ток срабатывания ДТО
Обозн. Знач.
IДТО
4,37
KНБ
1,47
IДЗТ нач
0,3
KТОРМ 2 0,56
KТОРМ 3 0,75
K ИПБ
0,15
T ПБ
2
IДЗТ нач ч
0,3
KТОРМ 2 ч
0,34
KТОРМ 3 ч
0,59
Обозн.
Значение
I НОМ ПТН
0,915
I ДТО
15
I НБ
Ток сигнализации о небалансе, о.е.
Начальный ток срабатывания ДЗТ,
о.е.
Ток начала торможения ДЗТ, о.е.
I ДЗТ НАЧ
0,385
2,4
I НТ
1,5
Коэффициент торможения ДЗТ, о.е.
KT
0,6

12.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”
Автоматика силового трансформатора
Шкаф автоматики трансформатора ШАРНТ-МТ.
Комплект А1 – терминал типа БМРЗ-ЦРН*:
• Автоматика регулирования напряжения трансформатора под нагрузкой;
• Возможность применение автоматического и ручного
регулирования;
• Блокировка РПН при перегрузке по току, наличии 3Io,
по дискретным входам;
• Постоянная или интегральная задержка управления;
• Регулирование напряжения с учётом токовой нагрузки;
• Учет ресурса устройства РПН.
Блоки могут включаться в АСУ и информационноуправляющие системы в качестве подсистемы нижнего
уровня.
Управление электроприводом устройств регулирования
под нагрузкой в четырех режимах:
• автоматически;
• оперативно по дискретным сигналам;
• по каналам АСУ;
• с пульта блока.
В режиме "АУ - РНТ" уставка напряжения поддержания
может быть постоянной или изменяться в соответствии с
одним из следующих графиков регулирования:
• интервальный график;
• график рабочих/выходных дней;
• почасовой график.
Уставка
По напряжению: Uподд1, %
По току Iном1, А
По времени, Tmax, с
Диапазон
85,00 –
115,00
0,5 – 25,00
0,1 - 300,0
Дискр.
0,01
0,01
0,01

13.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”
График работы АРКТ трансформатора

14.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”
Напряжение на шинах
РУНН в случае работы АРКТ
Напряжение на шинах
РУНН в случае постоянного
к-та трансформации для
поддержания на Uпот~10кВ
Напряжение у потребителя в
случае работы АРКТ

15.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”
Резервирование отказа выключателя (УРОВ)
БМРЗ отходящих линий комплектуются УРОВ - датчиками, БМРЗ вводов – УРОВ - приёмниками,
БМРЗ-СВ – УРОВД и УРОВП . Сигнал «УРОВД» выдается при невыполнении команды на
отключение выключателя, снимается по факту возврата защит. Уставка по времени срабатывания, в
общем случае, выбирается большей времени срабатывания выключателя на время dt = 0,2-0,3 c.
Уставка
По времени ТУРОВ,с
Диапазон
0,10 - 2,00
Дискретность
0,01
Автоматическое повторное включение (АПВ)
Двукратное с возможностью блокировки одного или обоих циклов. Оба цикла АПВ могут
блокироваться входными дискретными сигналами, при неисправности БМРЗ или выключателя, при
срабатывании логической защиты шин, при срабатывании первой ступени МТЗ. Программно может
быть задана блокировка второго цикла АПВ при появлении напряжения 3Uо.
На ВЛ 110кВ используется ТАПВ быстродействующее, трехфазное, однократного действия, без
улавливания синхронизма, т.к. между системами существуют внешние связи и нет опасности потери
синхронизма. Время выдержки должно быть больше времени готовности привода выключателя к
повторному включению и больше времени погасания дуги и полного восстановления изоляционных
свойств воздуха (принимается большее).
Уставка
Выдержка времени:
первый цикл, с
второй цикл, с
Диапазон
Дискретность
0,50 - 99,99
2 - 99
0,01
1

16.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”

17.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”
Автоматическое включение резерва (АВР)
Устройства АВР предусматриваются для восстановления питания потребителей путем
автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника
питания. Устройства АВР предусматриваются также для автоматического включения резервного
оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального
технологического процесса.
АВР выполняется совместными действиями БМРЗ-СВ и двух БМРЗ-ВВ, или двух БМРЗ-ВВ с
контролем напряжения U2 и частоты на рабочей секции, напряжения на резервной секции и
напряжения до выключателя. Предусмотрена блокировка АВР при наличии напряжения 3Uo и по
дискретным сигналам. Предусмотрена возможность выполнения АВР без выдержки времени по
команде на дискретный вход (при срабатывании защит трансформатора, при работе
технологической автоматики и т. д.). Предусмотрена возможность автоматического восстановления
схемы нормального режима после АВР (ВНР).
Пуск АВР выполняется по снижению рабочего напряжения ниже уставки «UАВР<», по появлению
напряжения обратной последовательности («U2АВР>») и контролю этих параметров на резервной
секции. Сигнал «Разреш. АВР» выдается при значении рабочего напряжения выше уставки
«UАВР>», отсутствии напряжения обратной последовательности («U2АВР<»), значении частоты
выше уставки «F >» и отсутствии однофазного замыкания на землю («3U0<»).
Уставка
По напряжению: UАВР>, UАВР<, В
U2АВР>, U2АВР<, В
3U0АВР<, В
F >, F <, Гц
По времени, с
Диапазон
10 - 60
5 - 20
5,0 - 99,9
45,0 - 55,0
0,5 - 99,9
Дискретность
1
1
0,1
0,1
0,1

18.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”
Автоматическое частотная разгрузка (АЧР/ЧАПВ)
Блоки БМРЗ-ТН (защита на трансформаторе напряжения РУНН 10 кВ) обеспечивают три очереди
АЧР и ЧАПВ по вычисляемой частоте. В блоках реализована возможность срабатывания АЧР
первой, второй или третьей очереди при подаче входного назначаемого сигнала "Авар. Разгрузка" от
системы АСУ.
Блок формирует команды управления отключением выключателей присоединений РУНН в
соответствии с заданной программой, обеспечивая предотвращение опасного снижения частоты
сети, вызванного дефицитом активной мощности.
Требования к АОСЧ (требование ПУЭ п. 3.3.76):
f < 48,5 – не превышает 60 с
f < 47 – не превышает 20 с
f < 45 – исключена полностью
Распределение объема нагрузки (на основании методических указаний по автоматической
частотной разгрузке. Решение №Э-21/71)
АЧР-I - на 5% больше максимального дефицита активной мощности, рассчитанного отдельно для
каждого энергорайона;
АЧР-II (не совмещённая) – не менее чем на 10% больше максимального дефицита активной
мощности, рассчитанного отдельно для каждого энергорайона.
Уставка
1,2,3 оч. АЧР, Гц
По времени, с
Диапазон
45,0 - 50,0
0,10 - 99,99
Дискретность
0,01
0,01

19.

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»
Центр подготовки и переподготовки “Электроэнергетика”
Спасибо за внимание!