Дипломная работа: Проект новой подстанции для обеспечения электроэнергией нефтеперерабатывающего завода

8.1.2 Составление сметы капитальных вложений на сооружение линий и подстанций

Смета – экономический документ, характеризующий предел допустимых затрат на сооружаемый объект. Смета служит исходным документом для планирования капитального строительства. Первоначальный сметно-финансовый расчет представлен в табл. 46

Капитальные вложения определяются по укрупненным показателям стоимости каждого элемента

Таблица 46

 К=29115тыс.руб.

8.1.3 Постоянные затраты

Постоянная часть затрат по подстанциям:

– подготовка и благоустройство территории –1250тыс.руб.

– общеподстанционный пункт управления собственных нужд –1300тыс. руб.– подъездные и внутреплощадные дороги – 800 тыс.руб.

– средства связи и телемеханики – 1700 тыс. руб.

– внешние сети (канализация) – 350 тыс. руб.

– прочие затраты – 1050 тыс. руб.

Всего 6450 тыс. руб.

8.1.4 Определение производственных затрат при передаче и распределение электроэнергии

 План по себестоимости продукции в электросетевых хозяйствах в основе имеет калькуляцию для определения себестоимости при передаче и распределение электроэнергии. Калькуляция включает следующие статьи:

1. Доля заработной платы производственных рабочих и служащих приходящаяся на подстанцию НПЗ составляет 9%:.

9%·Зз/п=0,09·16235,2=1452,168 тыс.руб.

3. Отчисления на социальное страхование:

(26%·Зз/п)·9%=0,26·16135,2·0,09=377,563 тыс.руб.

4. Расходы на ремонт и содержание оборудования:

2,8%·19680+8,2%·9435= 0,028·19680+0,082·9435=1324,71т.руб.

5. Определяем долю постоянной части затрат для подстанции НПЗ:

9%·6450=0,09·6450=580,5 тыс.руб.

Согласно Налоговому кодексу РФ оборудование и силовые машины входят в 6-ю амортизационную группу. Мы назначаем срок линейную амортизацию сроком 10 лет. Определимся с ежегодными отчислениями на амортизацию:

 тыс.руб.

8.1.5  Себестоимость электроэнергии

Оплата за полученную электроэнергию с учетом потерь в ЛЭП(потери активной энергии в ЛЭП составляют 2% от передаваемой мощности).

Определим нагрузку в начале ЛЭП, с учетом потерь в трансформаторах нагрузка на ЛЭП в конце линии составляет 20,12МВт

МВт/ч

Энергия:

 (61)

W=20520·8760=179755,2 МВт×ч=179755200 кВт×ч;

Оплата за поставленную электроэнергию(стоимость 1кВт/ч=33,57 коп.):

179755200·0,3357=60343,82тыс.руб.

Проданная электроэнергия с учетом потерь и расходов на собственные нужды:

19900·8760=174324 МВт/ч

Общие затраты (расходы):

60343,82+2911,5+1324,71+377,563+1452,168+580,5=66990,261 тыс.руб.

Себестоимость электроэнергии:

С/С=66990,261тыс.руб /174324000 кВт×ч =

= 38,43 коп.кВт/ч.

Назначив цену за кВт/час продаваемой электроэнергии мы можем подсчитать прибыль для нашего случая.(назначаем цену равной 70 коп.кВт/час)

Находим доход от продажи электроэнергии:

174324000·70=122026,8 тыс.руб.

Подсчитываем прибыль (предварительную):

122026,8-66990,261=55036,539 тыс.руб.

Выполняем расчет по налогу на прибыль(ставка налога 24%):

55036,539·0,24=13208,769 тыс.руб.

Находим чистую прибыль:

55036,539-13208,769=41827,77 тыс.руб.

 С каждого кВт/ч на возмещение затрат за кап. строительство подстанции и ЛЭП Л-14-1,2 приходится:

коп.

8.2 Доходы организаций

Из положения по бухгалтерскому учету «Доходы организации» (ПБУ 9/99)

Положение по бухгалтерскому учёту устанавливает правила формирования в бухгалтерском учете информации о доходах коммерческих организаций (кроме кредитных и страховых организаций), являющихся юридическими лицами по законодательству Российской Федерации.

Применительно к настоящему Положению некоммерческие организации (кроме бюджетных учреждений) признают доходы от предпринимательской и иной деятельности.

Доходами нашей организации признается увеличение экономических выгод в результате поступления активов от продажи электроэнергии, приводящее к увеличению капитала этой организации(выручка).

Для целей бухгалтерского учета организация самостоятельно признает поступления доходами от обычных видов деятельности, характера своей деятельности, вида доходов и условий их получения.

Выручка принимается к бухгалтерскому учету в сумме, исчисленной в денежном выражении, равной величине поступления денежных средств и иного имущества и (или) величине дебиторской задолженности.

Если величина поступления покрывает лишь часть выручки, то выручка, принимаемая к бухгалтерскому учету, определяется как сумма поступления и дебиторской задолженности (в части, не покрытой поступлением).

Величина поступления определяется исходя из цены, установленной договором между организацией и покупателем (заказчиком).

При продаже продукции выручка принимается к бухгалтерскому учету в полной сумме дебиторской задолженности.

При образовании в соответствии с правилами бухгалтерского учета резервов сомнительных долгов величина выручки не изменяется.

8.3 Расходы организаций

Из положение по бухгалтерскому учету «Расходы организации» (ПБУ 10/99)

Положение по бухгалтерскому учету устанавливает правила формирования в бухгалтерском учете информации о расходах коммерческих, являющихся юридическими лицами по законодательству Российской Федерации.

Расходами организации признается уменьшение экономических вы
год в результате выбытия активов (денежных средств, иного имущества) и
(или) возникновения обязательств, приводящее к уменьшению капитала
этой организации, за исключением уменьшения вкладов по решению участников (собственников имущества).

Затраты могут быть признанны в качестве расходов при соблюдении следующих условий:

• затраты должны быть экономически оправданными;

• оценка затрат выражается в денежной форме;

• затраты должны подтверждаться документами, оформленными в соответствии с законодательством Российской Федерации;

• затраты должны быть произведены для осуществления деятельности, направленной на получение дохода.

Расходами по обычным видам деятельности являются расходы, связанные с изготовлением продукции и продажей продукции, приобретением товаров. Такими расходами также считаются расходы, осуществление которых связано с выполнением работ.

Расходами по обычным видам деятельности считается также возмещение стоимости основных средств, нематериальных активов и иных амортизируемых активов, осуществляемых в виде амортизационных отчислений.

Расходы по обычным видам деятельности принимаются к бухгалтерскому учету в сумме, исчисленной в денежном выражении, равной величине оплаты в денежной и иной форме или величине кредиторской задолженности.

Расходы по обычным видам деятельности формируют: расходы, связанные с приобретением сырья, материалов, товаров и

иных материально-производственных запасов;

расходы, возникающие непосредственно в процессе транспортировки и трансформации электроэнергии, а также перепродажи электроэнергии (расходы по содержанию и эксплуатации основных средств и иных внеоборотных активов, а также по поддержанию их в исправном состоянии, коммерческие расходы, управленческие расходы и др.).

При формировании расходов по обычным видам деятельности
должна быть обеспечена их группировка по следующим элементам:

материальные затраты; затраты на оплату труда; отчисления на социальные нужды; амортизация; прочие затраты.

Для целей управления в бухгалтерском учете организуется учет расходов по статьям затрат. Перечень статей затрат устанавливается организацией самостоятельно.

Для целей формирования организацией финансового результата
деятельности от обычных видов деятельности определяется себестоимость проданной электроэнергии, работ, услуг, которая формируется на базе расходов по обычным видам деятельности.

Правила учета затрат на производство продукции, продажу товаров, выполнение работ и оказание услуг в разрезе элементов и статей, исчисления себестоимости продукции (работ, услуг) устанавливаются отдельными нормативными актами и Методическими указаниями по бухгалтерскому учету.

В прочие расходы (операционные) можно отнести, расходы, связанные с продажей, выбытием и прочим списанием основных средств и иных активов.

8.4 Налог на прибыль

Порядок исчисления и уплаты налога определён Налоговым кодексом РФ(часть вторая, гл.25 «Налог на прибыль организаций).

Объектом налогооблажения является прибыль, полученная налогоплательщиком. При этом прибылью признается:

- полученный доход, уменьшенный на величину производственных расходов, определяемых в соответствии с Кодексом;

Все доходы, получаемые организациями, подразделяются на три группы:

1) доходы от реализации товаров (работ, услуг), ценных бумаг и имущественных прав;

2)  внереализационные доходы;

3)  Доходы, не учитываемые в целях налогооблажения.

Налоговой базой является денежное выражение прибыли, подлежащей нологооблажению.

 Для большинства организаций ставка налога на прибыль установлена в размере 24%. При этом сумма зачисляется:

• в федеральный бюджет – 5%;

• в бюджеты субъектов Российской Федерации – 17%;

• в местные бюджеты – 2%.

Налоговым периодом по налогу является календарный год.

Отчетными периодами по налогу признаются:

• в случае уплаты налога налогоплательщиками авансовыми платежами исходя из предполагаемой прибыли — первый квартал, полугодие и девять месяцев календарного года;

 • для налогоплательщиков, исчисляющих ежемесячные авансовые платежи исходя из фактически полученной прибыли, — месяц, два месяца, три месяца и т. д. до окончания календарного года.

Все налогоплательщики независимо от наличия у них обязанности по уплате налога и (или) авансовых платежей по налогу, особенностей исчисления и уплаты налога обязаны по истечении каждого отчетного и налогового периода представлять в налоговые органы по месту своего нахождения и месту нахождения каждого обособленного подразделения налоговые декларации. Установлены следующие сроки представления налоговых деклараций:

•  за отчетный период — не позднее 28 дней со дня окончания от
четного периода;

•  за налоговый период — не позднее 28 марта года, следующего за
истекшим налоговым периодом.

9 Релейная защита и автоматика на подстанции «НПЗ»

9.1 Выбор видов защиты для оборудования подстанции

Для защиты электрооборудования подстанции, согласно ПУЭ 3.2, необходимо подстанцию оборудовать системами релейной защиты для:

-автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал;

-реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

На каждом из элементов электроустановки предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента со временем, меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит. Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов предусматриваем резервную защиту, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия. Если основная защита элемента обладает абсолютной селективностью (высокочастотная защита, продольная и поперечная дифференциальные защиты), то на данном элементе установлена резервная защита, выполняющая функции не только дальнего, но и ближнего резервирования, т.е. действующая при отказе основной защиты данного элемента или выведении ее из работы. Если в качестве основной защиты от замыканий между фазами применена дифференциально-фазная защита, то в качестве резервной применена трехступенчатая дистанционная защита. Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения целостности электрооборудования, что в свою очередь повлияет на быстрое восстановление работоспособности оборудования. обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР. Возможность точного срабатывания обеспечивается правильным выбором устройств РЗА по своим параметрам и исполнению/

Если в релейной защите имеются цепи напряжения, нужно применять устройства:

-автоматически выводящие защиту из действия при отключении автоматических выключателей, перегорании предохранителей и других нарушениях цепей напряжения (если эти нарушения могут привести к ложному срабатыванию защиты в нормальном режиме), а также сигнализирующие о нарушениях этих цепей;

-сигнализирующие о нарушениях цепей напряжения, если эти нарушения не приводят к ложному срабатыванию защиты в условиях нормального режима, но могут привести к излишнему срабатыванию в других условиях (например, при КЗ вне защищаемой зоны).

На каждом из элементов электроустановки должна быть предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит.

9.1.1 Защита трансформаторов с обмоткой высшего напряжения 110 кВ

Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

-витковых замыканий в обмотках;

-многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

-однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной;

-токов в обмотках, обусловленных внешним КЗ;

-токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

-понижения уровня масла;

-однофазных замыканий на землю в сетях 3 – 10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

Для трансформаторов мощностью 6,3 МВ·А и более должна быть предусмотрена газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле следует предусматривать отдельное газовое реле.

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена:

-продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более;

Все перечисленные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

От токов КЗ в понижающих трансформаторах мощностью более 1 МВ·А, должна быть предусмотрена максимальная токовая защита с действием на отключение, с комбинированным пуском напряжения или без него.

9.1.2 Защита воздушных линий в сетях напряжением 35 кВ с изолированной нейтралью

Необходимо предусмотреть в сетях 35 кВ с изолированной нейтралью устройства релейной защиты от многофазных замыканий и однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном двухрелейном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. В целях повышения чувствительности к повреждениям за трансформаторами с соединением обмоток звезда – треугольник допускается выполнение трехрелейной защиты.

Защиту от однофазных замыканий на землю следует выполнять, как правило, с действием на сигнал. Для осуществления защиты допускается использовать устройство контроля изоляции.

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должны быть установлены преимущественно ступенчатые защиты тока или ступенчатые защиты тока и напряжения.

9.1.3 Защита воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 3 - 10 кВс изолированной нейтралью

Для линий в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Защита должна быть выполнена одно-, двух- или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности.

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

Защита от однофазных замыканий на землю будет выполнена в виде:

-селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал.

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена, с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся замыкания на землю.

9.1.4 Защита шин, защита на секционном выключателе

В качестве защиты сборных шин подстанций 35 кВ и выше следует предусматривать, как правило, дифференциальную токовую защиту без выдержки времени, охватывающую все элементы, которые присоединены к системе или секции шин. Защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от переходных и установившихся токов небаланса (например, реле, включенных через насыщающиеся трансформаторы тока, реле с торможением).

Дифференциальная защита должна быть выполнена с устройством, контроля исправности вторичных цепей задействованных трансформаторов тока, действующим с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал.

При наличии трансформаторов тока, встроенных в выключатели, для дифференциальной защиты шин и для защит присоединений, отходящих от этих шин, должны быть использованы трансформаторы тока, размещенные с разных сторон выключателя, чтобы повреждения в выключателе входили в зоны действия этих защит.

Если выключатели не имеют встроенных трансформаторов тока, то в целях экономии следует предусматривать выносные трансформаторы тока только с одной стороны выключателя и устанавливать их по возможности так, чтобы выключатели входили в зону действия дифференциальной защиты шин. Специальные устройства релейной защиты для одиночной секционированной и двойной систем шин 6-10 кВ понижающих подстанций, как правило, не следует предусматривать, а ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе.

9.2 Выбор поставщика оборудования и типоисполнение терминалов РЗА

Проблема надежности становится одной из важнейших в технике, в том числе и в электроэнергетике. В результате неоправданной экономии затрат на обеспечение надежности электроснабжения, ежегодно происходят серьезные аварии в энергосистемах, в результате которых недоотпуск электроэнергии потребителям исчисляется в миллионах киловатт-часов.

Изучение отечественного и зарубежного опыта показывает, что вложение капитала в повышение уровня релейной защиты и автоматизации (РЗА) энергетических объектов экономически выгодно, т. к. приводит к значительному снижению ущерба от перерыва в подаче электроэнергии, повышению удобства в эксплуатации и т. д.

При всем многообразии типов электроэнергетических объектов, зачастую наиболее оправдано использование современных микропроцессорных (цифровых) реле и терминалов, т. к. цифровым устройствам РЗА присущи некоторые положительные свойства, полностью отсутствующие у аналоговых реле:

-непрерывная самодиагностика и высокая аппаратная надежность (исключает ущерб от прекращения электроснабжения из-за выхода из строя устройств РЗА);

-регистрация и запись параметров аварийных режимов (исключает необходимость затрат на приобретение, установку и обслуживание дополнительных приборов и аппаратов);

-дистанционная проверка и изменение параметров срабатывания (уставок) устройств РЗА и передача всей информации о их состоянии и срабатываниях (значительная экономия средств, повышение удобства и качества эксплуатации);

-многофункциональность устройств РЗА (значительно снижает весо-габаритные показатели, стоимость конструкции и монтажа);

-ускорение отключения КЗ (снижает размеры повреждений, дает возможность уменьшить сечение проводов, что дает существенную экономию);

Кроме того, повышается точность расчета и выставления уставок РЗА, осуществляется диагностика и профилактический контроль первичного оборудования, улучшается техника безопасности и появляется масса других преимуществ, которые не всегда можно оценить в денежном выражении.

Исходя из вышесказанного и учитывая приказ РАО «ЕЭС России» N 197 от 27.06.96 целесообразно сделать упор на применении цифровых защит ООО “АББ Автоматизация”, использовать эти защиты на вновь проектируемых энергообъектах и проводить техперевооружение в первую очередь при реконструкции подстанций и электростанций, считать эти защиты одним из иерархических уровней АСУ ТП подстанций, электростанций. Совместное предприятие ООО «АББ Автоматизация» производит и поставляет современные микропроцессорные средства и системы РЗА различной сложности для энергообъектов любого уровня напряжения. Они протестированы в России в соответствии с высшими стандартами и адаптированы к требованиям российских энергообъектов.

9.2.1 Защита трансформатора

Для защиты трехобмоточного трансформатора ТДТН-25000/110/35/10 кВ выбрана цифровая защита трансформатора RET 521*2.3.Цифровой терминал защит трансформатора RET 521 предназначен для быстрого и селективного отключения повреждений, а так же для выполнения функций управления двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов, автотрансформаторов, блоков генератор трансформатор и шунтирующих реакторов.

Гибкость защиты обеспечивает ее применение в любых условиях. Мощные и ответственные трансформаторы такие, как блочные или сетевые, могут защищаться двумя комплектами RET 521 и включать одинаковые функции защит для обеспечения резервирования.

RET 521 обеспечивает адаптацию уставок к номинальным параметрам как самого трансформатора так и измерительных трансформаторов благодаря возможности выбора уставок в процентном отношении (%) от номинальных значений трансформатора.

Основными особенностями терминала RET 521 являются:

-Многофункциональный терминал защиты трансформатора в компактном исполнении.

-Цифровая защита с улучшенными свойствами.

-Защита силовых трансформаторов, блоков генератор-трансформатор и реакторов.

-Не требуется применения промежуточных трансформаторов тока.

-Адаптация к объекту защиты благодаря широким возможностям задания уставок и конфигурирования.

-Модульный принцип построения. аппаратно-программного обеспечения

-Дифференциальная защита трансформатора:

-Двух/трехобмоточных трансформаторов с 2, 3 или большим количеством групп ТТ

-Устойчивость к внешним повреждениям благодаря широкому выборутормозных характеристик

-Стабильность при внешних повреждениях в схемах подключения с несколькими выключателями (разъединителелями)

-Отстройка от броска намагничивающего тока с двумя вариантами торможения по второй гармонике и по форме волны.

-Внутренняя подстройка к коэффициентам ТТ и векторной группе защищаемого трансформатора

-Трехфазная МТЗ с обратнозависимой и независимой характеристикой выдержки времени. Три независимых модуля защиты могут быть привязаны к любой стороне трансформатора.

-Токовая защита от замыканий на землю с обратнозависимой и независимой характеристикой выдержки времени с возможностью заказа направленности. Три независимых модуля могут быть привязаны к любой стороне трансформатора.

-Одно- или трехфазная защита от перенапряжения с независимой или обратнозависимой выдержкой времени для любой стороны трансформатора, а также нейтрали.

-Одно- или трехфазная защита от понижения напряжения с независимой

-выдержкой времени для одной из сторон трансформатора.

-Защита от тепловой перегрузки.

-Регулирование напряжения под нагрузкой для одного трансформатора или группы трансформаторов, работающих параллельно.

-Отображение на дисплее терминала рабочих значений.

-Отображение на дисплее терминала записи событий.

-Постоянный самоконтроль и диагностика.

-Регистрация анормальных режимов и сохранение данных для последующего отображения на ПК.

-Дисплей на передней панели с навигационными клавишами для перемещения по меню и передний оптический порт для подключения ПК.

-Два независимых задних порта дистанционной связи для систем мониторинга и управления подстанции.

Дифференциальная защита трансформатора, DIFP

Функция дифференциальной защиты является одной из наиболее важных функций защиты трансформатора с точки зрения быстродействия и селективности. Терминал RET 521 обеспечивает внутреннюю адаптацию к различным коэффициентам трансформации ТТ и группам соединения обмоток защищаемого трансформатора, что позволяет непосредственно подключать терминал во вторичные цепи ТТ, соединенные по схеме звезда с нулевым проводом. Так же обеспечивается исключение составляющих нулевой последовательности, но данная операция может быть исключена. По условиям уставок терминал может применяться для защиты трансформаторов с устройством РПН или без него, шунтирующих реакторов или фидеров в пределах подстанции. Защита адаптирована к сквозным коротким замыканиям. Ток срабатывания дифференциальной защиты может быть выбран с учетом положения устройства РПН, чем обеспечивается высокая чувствительность терминала. Защита надежно отстроена от бросков намагничивающих токов и перевозбуждения. Также обеспечивается стабильность при бросках тока при восстановлении системы и в условиях насыщения ТТ при внешних повреждениях. Для повышения устойчивости используется поперечная блокировка между фазами, которая при необходимости может быть выведена.

В состав защиты входит дифференциальная токовая отсечка без торможения для быстрого отключения тяжелых внутренних повреждений. В терминале так же производится отображение рабочих параметров дифференциальных токов и тормозного тока, а также положения РПН.

Рисунок 21 Схема подключения терминала RET 521.

Трехфазная максимальная токовая защита с выдержкой времени, TOC

Три программных модуля трехфазной двухступенчатой максимальной токовой защиты могут быть включены в состав терминала. Каждый из них может быть закреплен за отдельной стороной трансформатора. Максимальная токовая защита является резервной защитой трансформатора при внутренних и внешних повреждениях. Вторая ступень защиты может быть выбрана с независимой или инверсной характеристикой выдержки времени, а первая ступень только с независимой выдержкой времени. Обе ступени имеют отдельные блокирующие входы. Первая ступень может использоваться как защита шин низкого напряжения с малой выдержкой времени и блокировкой. При этом пусковые органы максимальных токовых защит фидеров на шинах низкого напряжения должны блокировать эту защиту (быть подключены на блокирующий вход).

Трехфазная максимальная токовая защита может быть заказана направленной индивидуально для каждой ступени. Для целей поляризации используется напряжение неповрежденной фазы. При очень низких значениях поляризующего напряжения функция максимальной токовой защиты может быть заблокирована или переведена в ненаправленный режим. Есть возможность отображения рабочего значения максимального тока.

Ограниченная защита от замыканий на землю, REF

Три программных модуля ограниченной максимальной токовой защиты от замыканий на землю могут быть включены в состав терминала RET 521. Функция REF является быстродействующей дифференциальной защитой от замыканий на землю для систем с эффективно заземленной нейтралью или для систем с нейтралью, заземленной через низкоомный резистор. Защита может использоваться для любой стороны трансформатора, имеющей малое сопротивление в цепи заземления нейтрали. Защита отстроена от броска тока намагничивания или от внешних коротких замыканий, а также устойчиво работает при насыщении ТТ. Опция направленности также включена в состав защиты.

Отображение значений тормозного и дифференциального токов также предусмотрено защитой.

 Регулировка напряжения для одного трансформатора, VCTR

Функция регулятора напряжения может быть включена в состав терминала RET 521 и использоваться для поддержания постоянного, заранее установленного уровня напряжения на низкой стороне трансформатора , т.е. на стороне шин потребления или отходящего фидера. Постоянство уровня напряжения достигается путем подачи команд повышения или понижения положения РПН.

Подача команд может выполняться с независимой или инверсной выдержкой времени.

Предусмотрено выполнение блокировок по максимальному току и минимальному напряжению, а также по условиям аварийного состояния системы и конечному положению РПН. Также включена опция разгрузки по принципу уменьшения напряжения. Количество операций РПН может фиксироваться с целью определения межремонтного интервала. Предусмотрена возможность местного или дистанционного управления.

Сигналы от вспомогательного оборудования РПН (дискретные контакты) могут восприниматься функцией регулятора. Положение РПН может отображаться с использованием mА-сигнала или с использованием дискретных входов функции регулятора.

Значения напряжения на шинах нагрузки, уставка компенсации падения напряжения, расчет износа контактов положения РПН и количество операций, подлежат отображению.

Индикация, события и отображение рабочих значений Отображение рабочих параметров и записанных во времени событий возможно через локальный ИЧМ и подключенный компьютер или с другого места через систему обмена данных. Также актуальные значения входных величин, нагрузки, дифференциального тока и других сервисных параметров могут быть считаны с терминала.

Регистрация анормальных режимов Данные аварии, например, отключающее воздействие, могут быть записаны и затем воспроизведены в виде осциллограммы при помощи компьютера. Компьютер может быть подключен через передний порт или дистанционно через систему обмена данных. Эта функция циклически перезаписывает значения в буфер памяти. При выполнении условий пуска эти данные сохраняются, таким образом, происходит запись аварийных и доаварийных параметров.

Передача данных В состав терминала могут быть включены два порта дистанционной связи SPA и LON. Таким образом, осуществляется взаимодействие с системой мониторинга подстанции (SMS), включая удаленный компьютер, и системой управления подстанции (SCS).

Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла. Действует на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла. Устанавливается реле РГТ-80.

9.2.2 Выбор релейной защиты и автоматики КРУ 6 и ОРУ 35 кВ.

Все защиты КРУ и ОРУ выполняются на терминалах ООО «АББ Автоматизация» серии SPAC-800.

Комплектные устройства защиты, управления и автоматики распределительных сетей серии SPAC 800 (терминалы) выполнены на микропроцессорной элементной базе и предназначены для защиты и автоматики присоединений комплектных распределительных устройств (КPУ) напряжением 6-10-35 кВ: секционных и вводных выключателей, кабельной или воздушной линии, двигателей и трансформаторов собственных нужд, линии к реактору, трансформатора частичного заземления нейтрали и т. д. Терминалы выполняют функции местного или дистанционного управления, защиты, автоматики, измерения, сигнализации, а также необходимые блокировки.

Фидерные терминалы являются интерфейсными устройствами нижнего уровня для построения системы управления энергообъектов (АСУ ТП).

Терминалы входят в семейство SPACOM и совместимы с комплексной системой защиты и управления концерна АВВ.

Функции управления и автоматики:

-Опеpативное включение и отключение выключателя с помощью внешних ключей;

-Отключение выключателя от устpойств автоматики, автоматической частотной разгрузки (АЧР) и внешних защит;

-Двукратное автоматическое повторное включение (АПВ) или АПВ после действия АЧP;

-Подсчет числа попыток АПВ;

-Блокирование действия защит, в том числе от внешнего органа напряжения;

-Контроль готовности цепей управления выключателем;

-Контроль состояния автоматов питания цепей управления и защиты;

-Блокирование от многократных включений выключателя;

-Автоматическое ускорение действия второй ступени МТЗ при включении выключателя;

-Устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ);

-Логическая защита шин с блокированием от защит присоединений;

-Автоматическое включение резервирования (АВР), в том числе с контролем встречного напряжения на шинах;

-Блокирование включения при перегреве двигателя;

-Контроль исправности цепей напряжения секций, положения тележки и аппаратов.

К установке принимаем:

На вводных выключателях терминалы SPAC 801 – 03 с модулем SPCJ 4D28 реализующем:

-МТЗ с ускорением;

-Защита шин;

-Дуговая защита;

-АПВ;

-УРОВ;

-М/Д управление.

На секционных выключателях – SPAC 801 – 02 с модулем SPCJ 4D28 реализующем:

-МТЗ с ускорением;

-Защита шин;

-Дуговая защита;

-АВР;

-УРОВ;

-М/Д управление.

На отходящих воздушных или кабельных линиях – SPAC 801 – 01 с модулем SPCJ 4D28 реализующем:

-МТЗ с ускорением;

-Дуговая защита;

-АПВ 2-х кратное;

-УРОВ;

-М/Д управление.

На трансформаторах напряжения – SPAC 804 с модулями SPCU 1C6 и SPCU 3C15.

9.3 Расчет МТЗ для отходящей линии 35 кВ

Для расчета защит на отходящей линии 35 кВ проектируемой подстанции задаем фиктивную нагрузку, трансформатор мощностью 4МВА.

Рисунок 22

Приводим данные для расчета:

UНОМ = 37 кВ

 А

K1 = 680 А (приведен к напряжению 37 кВ)

На п/ст мы выбрали оперативный ток – постоянный.

Выбираем измерительный трансформатора тока типа ASS 36-08:

Находим необходимый коэффициент трансформации трансформатора тока:

где: I1НОМ – первичный номинальный ток трансформатора тока (выбирается по IРАБ.MAX и типу трансформатора тока).

I2НОМ – вторичный номинальный ток трансформатора тока равный 5(А).

Расчет 1й ступени МТЗ (ТО):

По условию селективности ток срабатывания отсечки выбирается большим максимального значения тока при КЗ в конце защищаемого участка

где: kН – коэффициент надежности для токовых отсечек 1,3;

 - ток КЗ при максимальном режиме питающей системы.

 А

 А

Реле SPAC 801 01 позволяет выставить уставку по току до 40IH.

Расчет 2й ступени МТЗ

Защита должна надежно срабатывать при повреждениях, но не должна действовать при максимальных токах нагрузки и её кратковременных толчках (например, запуск двигателей)

Слишком чувствительная защита может привести к неоправданным отключениям.

Главная задача при выборе тока срабатывания состоит в надежной отстройке защиты от токов нагрузки.

Существуют два условия определения тока срабатывания защиты.

1)Токовые реле не должны приходить в действие от тока нагрузки:

Iс.з>Iн.макс,(53)

Где Iс.з – ток срабатывания защиты (наименьший первичный ток в фазе линии, необходимый для действия защиты);

Iн.макс – максимальный рабочий ток нагрузки.

2)Токовые реле, сработавшие при КЗ в сети, должны надёжно возвращаться в исходное положение после отключения КЗ при оставшемся в защищаемой линии рабочем токе.

Iвоз>kзIн.макс.(54)

Увеличение Iн.макс, вызванное самозапуском двигателей, оценивается коэффициентом запуска kз.

Учет самозапуска двигателей является обязательным.

При выполнении условия (6.2) выполняется и условие (6.1), так как Iвоз<Iс.з. Поэтому для отстройки защиты от нагрузки за исходное принимается условие (6.2):

Iвоз=kнkзIн.макс,(55)

гдеkн – коэффициент надежности, учитывающий возможную погрешность в величине тока возврата реле, kн=1,1 – 1,2.

Ток срабатывания защиты находят из соотношения

.(56)

 А

где: КН=1,1 – коэффициент надежности ;

КЗ=1,5 – коэффициент запуска;

КВ=0,96 – коэффициент возврата для реле типа SPAC.

Вторичный ток срабатывания реле находится с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока nт и схемы включения реле kсх:

 .(57)

 А

Так как ОРУ – 35 кВ имеет на отходящих линиях три трансформатора тока принимаем схему защиты «полная звезда» с kсх = 1.

Ток срабатывания защиты Iс.з проверяется по условию чувствительности защиты:

Коэффициент чувствительности в конце зоны резервирования (за трансформатором Т, точка К1) при двухфазном КЗ:

  А

где:  - коэффициент относительной чувствительности схемы к току двухфазного КЗ за трансформатором Т, со схемой соединения обмоток

Y/Δ – 11 гр.

Результат сверки полученного значения с нормативным:

КЧ2=3,2>КЧ.НОРМ.=1,2

Принимаем выбранную схему к установке.

Выбор выдержки времени:

Выдержка времени выбирается по селективности на ступень больше, чем у аналогичной защиты смежного, более удаленного участка.

tСЗ(1)=tCP(2)+Δt

где Δt = 0,5 с. – ступень селективности.

9.4 АПВ линий с односторонним питанием

Согласно Правилам устройств электроустановок (ПУЭ) обязательно применение АПВ на всех воздушных и смешанных ЛЭП напряжением выше 1 кВ. Успешность действия АПВ составляет 50-90%. АПВ восстанавливает нормальную схему и при ложном действии релейной защиты.

Время срабатывания однократного АПВ определяется по следующим условиям:

,

где tД – время деионизации среды в месте КЗ, значение которое зависит от метеорологических условий, значения и длительности протекания тока КЗ, от рабочего напряжения. Для сетей напряжением до 35 кВ включительно tД = 0,1 с.

tзап принимается равным примерно 0,5 с.

,

 с.

Однако, как правило, для одиночных воздушных линий 6 – 110 кВ с односторонним питанием практически принимается время срабатывания tАПВ в пределах 3 – 5 с. При такой выдержке времени до момента АПВ линии наиболее вероятно самоустранение причин, вызывающих неустойчивое КЗ (падение деревьев, набросы веток и других предметов, приближение к проводам передвижных механизмов), а также успевает пройти деионизация среды в месте КЗ.

Если для потребителей столь длительный перерыв электроснабжения является недопустимым, то время t1АПВ следует выбрать по вышеприведенной формуле, а для повышения процента успешных действий выполнить двукратное АПВ линии.

Время срабатывания второго цикла двукратного АПВ:

с.

Это объясняется необходимостью подготовки выключателя к возможному третьему отключению КЗ при устойчивом повреждении линии. Наряду с этим увеличение t2АПВ повышает вероятность успешного действия АПВ во втором цикле [6].

9.4.1 Выполнение функции АПВ

Устройство SPAC 801 предусматривает два цикла АПВ, причем АПВ первого цикла выполняется с выдержкой времени, регулируемой в диапазоне 0,5...20 с, а второго цикла - с выдержкой времени 20...120 с.

Схема АПВ имеет время подготовки tгот (аналог заряда конденсатора) порядка 25-30 с, отсчитываемой с момента перехода выключателя во включенное состояние (после срабатывания РПВ и реле РФК) (сигнал 21). Выдержка времени обнуляется при появлении сигнала запрета АПВ и отключении выключателя.

Разрешение ввода АПВ производится внешним ключом “ключ АПВ” (14), при этом на вход Х18:6 должно подаваться напряжение +220 (110) В.

Пуск схемы АПВ формируется при аварийном отключении выключателя, при котором состояние реле РПО (13) не соответствует последней поданной команде, которая фиксируется РФК (цепь несоответствия), при этом АПВ производится, если набрана выдержка времени tгот и нет сигналов запрета АПВ от защит и внешних устройств.

Рисунок 23

Сигнал запрета АПВ (рис.6.4) формируется при срабатывании:

-УРОВ (17);

-команды “отключить” (1);

-защит с запретом АПВ (устанавливается в измерительном блоке программированием переключателей с действием на SS3) (16).

Программными переключателями в блоке управления можно ввести запрет АПВ при действии :

-противоаварийной автоматики (ШМН) - SG2/1 (7);

-дуговой защиты на отключение - SG2/2 (9);

-отключения от внешних устройств - SG2/3 (10);

-газовой защиты на отключение - SG2/4 (6);

-АЧР с запретом ЧАПВ - SG2/5 (3).

Рисунок 24

Вход противоаварийной автоматики (7) при действии на отключение выключателя (SG1/5=1) может быть запрограммирован с различным действием на схему АПВ, выбор которого определяется программными переключателями SG2/1 (рис.6.4) и SG2/6 (рис.6.3). Установка SG2/1 в 1 обеспечивает отключение без последующего АПВ. Установка SG2/1=0 дает возможность производить АПВ по факту аварийного отключения выключателя от противоаварийной автоматики.

Установка переключателя SG2/6 в 1 (при SG2/1=0) дает возможность производить отключение с последующим АПВ после возврата (в нормально открытое состояние) выходного контакта автоматики (Х18:9), при этом набор выдержки времени первого цикла АПВ начинается после возврата контакта.

Устройство обеспечивает двукратное АПВ при их поочередном действии. Для ввода двукратного АПВ, кроме внешнего ключа разрешения АПВ, необходимо установить программный переключатель SG2/7 в состояние 1. Второй цикл АПВ вводится при неуспешном первом цикле с контролем цепи несоответствия.

Устройство SPAC 801 обеспечивает подсчет количества попыток АПВ, хранящегося в регистрах памяти и доступного для считывания.