Устройства итс по тт и тн

  1. Главная
  2. Проектные работы
  3. Работы по проектированию
  4. Проектирование объектов капитального строительства, проектирование линейных объектов
  5. ПС 220 кВ «Ветропарк»

ПС 220 кВ «Ветропарк»

I этап проектирования «Разработка основных технических решений (ОТР) по сооружаемому объекту».

«Основные технические решения по ПС».

  • решения по организации системы электроснабжения и резервирования СН;
  • количество и места установки ЩСН;
  • количество и мощность ТСН (с «сухой» изоляцией при установке в здании);
  • принципиальная схема ИБП;
  • обеспечение на ПС (в совмещенном производственном здании, здании ОПУ) помещений для пребывания командированного персонала, ремонтного персонала (персонала сервисных центров), включающих душевую комнату, комнату приема пищи, комнату отдыха и психологической разгрузки, комнату для сушки одежды/раздевалку, санузлы;
  • основные решения по организации системы оперативного постоянного тока: количество, емкость и место установки АБ, ЗПА и ЩПТ;
  • основные решения по организации питания электромагнитной блокировки разъединителей.

«Основные технические решения по РЗА и другим ИТС»

  • состав вновь устанавливаемых и объемы модернизации существующих устройств ИТС, в т.ч. РЗ, СА, ПА, РА и РАСП (РАС, ОМП) каждого элемента проектируемого объекта (АТ, шины, СКРМ и т.д.) и каждой отходящей ЛЭП (в том числе на противоположных концах ЛЭП) с учетом максимально допустимого времени отключения КЗ определенного технологическим процессом потребителей электрической энергии.
  • схема размещения устройств ИТС, в т.ч. РЗ, СА, ПА, РА и РАСП (РАС, ОМП) на объекте проектирования (АТ, шины, СКРМ и т.д.) и в прилегающей сети с отражением используемых каналов связи (ВОЛС, ВЧ, другое) для передачи сигналов и команд РЗА, включая резервные каналы связи;
  • технические характеристики вторичных обмоток ТТ и ТН;
  • режимы АПВ ЛЭП (в том числе ОАПВ ЛЭП 220 кВ и выше) и шин (ошиновок), в т.ч. алгоритмы АПВ (кратность, условия пуска, контроль напряжения на ЛЭП и шинах, контроль синхронизма и т.п.);
  • структурная схема АСУ ТП или ССПИ (ТМ) с краткой пояснительной запиской (виды контролируемого и управляемого оборудования, состав функциональных подсистем).

II этап проектирования «Разработка, согласование и сопровождение экспертизы разделов проектной документации в соответствии с требованиями нормативно-технических документов».

Для ПС определено:

  • схема распределения устройств ИТС, в т.ч. РЗА, по ТТ и ТН;
  • решения (обоснованные расчетами электрических режимов) по изменению (при необходимости) коэффициентов трансформации ТТ;
  • рекомендации по замене оборудования в прилегающей сети;
  • решения по обеспечению электроснабжения собственных нужд (СН): схему системы СН и схему питания СН; вид и количество независимых источников СН; требуемую мощность источников СН, включая решения по выделению, при потере внешних источников питания СН, электроприемников, перерыв в работе которых недопустим с точки зрения обеспечения технологического процесса, с организацией питания данных электроприемников от резервного источника;

В части технических решений по РЗА объекта проектирования и прилегающей сети с использованием микропроцессорных устройств:

  • Схема распределения устройств информационно-технологических систем по ТТ и ТН (включая устройства РЗА, АСУ ТП, АИИС КУЭ, СМиУКЭ) на объекте проектирования и на объектах, технологически связанных с объектом проектирования (в объеме распределительного устройства с присоединениями, на которых создаются или модернизируются устройства РЗА).
  • Схемы организации цепей переменного напряжения на объекте проектирования.
  • Мероприятия, исключающие необходимость вывода устройств РЗА, которые могут ложно сработать при проведении операций в их токовых цепях с помощью испытательных блоков из-за разности потенциалов между двумя точками заземления токовых цепей.
  • Схема организации передачи сигналов и команд РЗА (ВОЛС, ВЧ каналы, другое) с учетом резервирования каналов, а также схему организации передачи доаварийной информации для ПА с учетом резервирования каналов.
  • Структурно-функциональные схемы устройств РЗА.
  • Перечень всех функций РЗА каждого защищаемого элемента сети (линия, шины, АТ и т.д.), необходимых на данном объекте.
  • Ориентировочный расчет параметров срабатывания устройств РЗ, СА необходимых для этого расчетов токов КЗ, в т.ч. для: обоснования количественного состава устройств РЗ; обоснования требуемого количества и направленности ступеней резервных защит ЛЭП и АТ; обоснования принятых коэффициентов трансформации ТТ дифференциальных защит для обеспечения программного выравнивания вторичных токов ТТ (без установки промежуточных ТТ).
  • Ориентировочный расчет параметров срабатывания устройств ПА для подтверждения принципов выполнения и уточнения количественного состава устройств, в т.ч. обоснование: требуемого количества ступеней каждого из устройств ПА АОПО и действия каждой ступени; алгоритмов устройств ПА; видов и объемов управляющих воздействий и состава пусковых органов.
  • Решения по удаленному доступу к изменению конфигураций и уставок терминалов РЗА.
  • В случае необходимости, разработать решения по ОМП на каждой ЛЭП с обоснованием применения способов двухстороннего или одностороннего замера в зависимости от конфигурации сети («коридоры», одиночные линии).
  • Обоснование (ориентировочные расчеты) требуемых номинальных первичных и вторичных токов ТТ, а также количества и номинальной мощности вторичных обмоток ТТ и ТН на основании обосновывающих расчетов с учетом видов устройств РЗ (дифференциальная защита шин, продольная дифференциальная, дифференциально-фазная защита линии, ступенчатые защиты линий и т.д.), СА, ПА и РА, их потребления, ориентировочных длин кабелей, значений токов КЗ и допустимой погрешности для каждого вида РЗА (при КЗ в месте их установки и в других точках сети, постоянной времени сети соответствующего напряжения, длительности бестоковой паузы для ОАПВ и т.п.).
Читайте также:  Какие требования предъявляются к диэлектрическим коврам

В части технических решений по автоматизированной системе управления технологическим процессом (АСУ ТП):

  • Перечень функциональных подсистем и задач АСУ ТП. Дать характеристику задач, решаемых в АСУ ТП, по каждой подсистеме.
  • Структурная схема АСУ ТП.
  • Определено общее количество сигналов по каждому типу оборудования.
  • Представлен обобщенный расчет количества сигналов по каждому виду оборудования с разбивкой по подсистемам и общее количество сигналов, собираемых в АСУ ТП.
  • Решения по организации измерений, организуемых средствами АСУ ТП и интегрируемых в АСУ ТП, и их метрологическому обеспечению.
  • Решения по организации автоматизированных рабочих мест (АРМ): определение количества АРМ на ПС; определение функций для каждого типа АРМ; определение конфигурации для каждого типа АРМ (состав и характеристики аппаратного обеспечения); характеристика программного обеспечения (ПО) для каждого типа АРМ (состав и функциональное назначение каждого вида ПО); решения по конфигурации и приоритетности вывода информации на интерфейс АСУ ТП оперативного персонала ПС (АРМ ОП).
  • Решения по обмену оперативной технологической информацией с ЦУС ЦПМЭС и Филиалом АО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ на базе протоколов МЭК: выбор направления обмена, определение состава и объема информации, обобщенный расчет данных каждого типа для каждого направления обмена по вновь вводимому (модернизируемому) оборудованию.
  • Решения по организации дистанционного (внешнего по отношению к ПС) управления КА из ЦУС филиала ПАО «ФСК ЕЭС» и из ДЦ Филиала АО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ с обязательным соблюдением требований информационной безопасности.
  • Решения по организации телеуправления оборудованием 35, 220 кВ и устройствами РЗА из ДЦ Филиала АО «СО ЕЭС» Кубанское РДУ.
  • Решения по диагностике, надежности, отказоустойчивости и резервированию системы АСУ ТП, а также резервному управлению первичным оборудованием при отказах АСУ ТП. Решения по организации оперативных блокировок.
  • Решения по интеграции (информационному обмену) в АСУ ТП устройств РЗ, СА, ПА и РА, РАСП, мониторинга и диагностики состояния основного оборудования и инженерных систем ПС, взаимодействие с оборудованием системы связи на основе стандартных протоколов.
  • ешения по организации системы единого времени (СЕВ) и временной синхронизации всех МП устройств, имеющих цифровой обмен.
  • Решения по организации электропитания устройств АСУ ТП.
  • Решения по организации системы сигнализации.

III этап – разработка рабочей документации. На этапе РД, в соответствии с техническими решениями, определёнными в ПД, разработаны принципиальные, полные и монтажные схемы, а также мероприятия по организации и выполнению проектных технических решений, бланки параметрирования, полные спецификации устанавливаемого оборудования, необходимой кабельной продукции и материалов, а также ЗИП; Заказные спецификации (карты заказа) на устанавливаемое оборудование.

Заказчик: ООО «Энергия Юга»

Разработка проектной и рабочей документации по объекту: «Строительство ВЭС 610 МВт и завода ВЭУ. Адыгейская ВЭС. ПС 220 кВ и ВЛ 220 кВ» в объеме вторичных систем (РЗА, ПА, СА, РА, РАС, СОПТ, СН, АСУ ТП, ССПИ) в работе

1 Общие положения

2 Основные технические решения

2.1 Релейная защита и автоматика

2.1.1 Релейная защита и автоматика силового трансформатора
2.1.2 Защита ВВ-10 кВ
2.1.3 Защита присоединений 10 кВ
2.1.4 Защита СВ-10 кВ
2.1.5 Дуговая защита 10 кВ
2.1.6 Логическая защита шин 10 кВ
2.1.7 Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ) 10 кВ
2.1.8 Автоматическая частотная разгрузка (АЧР

2.2 Автоматика управления ДГР
2.3 Управление, сигнализация, оперативная блокировка и питание оперативных цепей

3 Разработка мероприятий по ЭМС

Лист регистрации изменений.

Пояснительная записка

Основные технические решения по созданию комплекса РЗА приняты на основании задания на разработку рабочей документации по титулу : «Подстанция 110 кВ Угольный Комплекс с заходами линии электропередач 110 кВ».

Количественный и качественный состав функций РЗА соответствует требованиям НТД (ПУЭ, ПТЭ, НТП ПС и других отраслевых нормативных документов).

2 Основные технические решения

Настоящим проектом предусматривается создание комплекса РЗиА ПС 110/6,6/6,3 кВ «Инаглинский Уголный Комплекс», выполненного на современных микропроцессорных (МП)
устройствах производства ООО НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары) и ООО «РЗА Системз» (г. Москва), ООО «НТЦ Механотроника» (г. Санкт Петербург).

РЗиА силовых трансформаторов 110/6,6/6,3 кВ предусматривается выполнить на базе МП устройств производства ООО НПП «ЭКРА». РЗиА оборудования 6,6 кВ и 6,3 кВ предусматривается выполнить на базе МП устройств производства ООО «РЗА Системз».

Защита оборудования КРУ-6,6 кВ и 6,3 кВ от дуговых замыканий предусматривается выполнить на базе комплекса «Дуга» производства ООО «НТЦ Механотроника».

Установка шкафов РЗиА 110 кВ, а также общеподстанционных систем ЦС, питания ОБР производится в помещении релейных панелей.

Комплекты защит присоединений 6,6 кВ 6,3 кВ устанавливаются в релейные отсеки ячеек КРУ.
Все применяемые устройства РЗА имеют функции осциллографирования, регистрации аварийных процессов и их последующего хранения в энергонезависимой памяти. Также все
устройства имеют стандартный цифровой интерфейс RS-485.

Решения в части подключения ко вторичным обмоткам ТТ и ТН отображены на схеме распределения по ТТ и ТН устройств ИТС см. П-15015-021-РЗ.2.

Читайте также:  Что сделать чтоб не скрипел пол

Для пояснения принципа работы комплекса релейной защиты и автоматики на объекте выполнены структурно-функциональные схемы РЗА. Схемы представлены в графических
материалах П-15015-021-РЗ.3.

2.1 Релейная защита и автоматика

2.1.1 Релейная защита и автоматика силового трансформатора
Проектом предусматривается установка шкафов типа «ШЭ2607 045073», производства ООО НПП «ЭКРА». Шкаф содержит два комплекта:

1-й — комплект основной защиты трехобмоточного трансформатора на базе микропроцессорного терминала типа «БЭ2704 V045», выполняющий следующие функции: — дифференциальная токовая защита (ДЗТ) трансформатора от всех видов КЗ внутри бака трансформатора;

— МТЗ стороны ВН с возможностью комбинированного пуска по напряжению со стороны НН,
— МТЗ сторон НН с возможностью комбинированного пуска по напряжению со стороны НН,
— защита от перегрузки по каждой стороне (ЗП),
— реле тока для блокировки РПН при перегрузке,
— газовая защита трансформатора и РПН с контролем изоляции,
— прием технологических сигналов от трансформатора,

2-й — комплект резервной защиты трансформатора и автоматики управления
выключателем на базе микропроцессорного терминала типа «БЭ2704 V073», выполняющий
следующие функции:

— МТЗ стороны ВН с возможностью комбинированного пуска по напряжению со стороны НН;
— автоматика управления выключателем (АУВ);
— газовая защита трансформатора и РПН с контролем изоляции.

Для выполнения функций регулирования напряжения трансформатора устанавливается
шкаф ШЭ 2607 157, содержащий два комплекта на базе терминалов БЭ2502А0501 производства
ООО НПП «ЭКРА». Каждый комплект выполняет следующие функции:

— автоматическое поддержание напряжения в заданных пределах;
— управление приводом РПН;
— контроль положения РПН;
— контроль исправности привода РПН.

Газовая защита применяется в качестве чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформатора, реагирующей на выделение газов, возникающих при разложении масла электрической дугой.

Газовая защита трансформатора имеет две ступени: первая ступень выполняется с действием на сигнал при слабом газообразовании, вторая ступень выполняется с действием без
выдержки времени на отключение трансформатора при сильном газообразовании.

Предусмотрен перевод отключающей ступени газовой защиты на сигнал. Газовая защита (струйное реле) контактора РПН имеет одну ступень, которая действует без выдержки времени на отключение трансформатора.

Действие газовой защиты трансформатора и РПН предусматривается через комплект основной и комплект резервной защит трансформатора. В цепях газовой защиты предусматриваются устройства контроля изоляции. При снижении уровня изоляции газовая защита выводится из работы и выдается сигнал неисправности.

2.1.2 Защита ВВ-6,6 кВ и ВВ-6,3 кВ

Для защиты ВВ предусматривается установка в релейный отсек ячейки микропроцессорных терминалов «РС83-АВ2», выполняющих следующие функции:

— трехфазная МТЗ с выдержкой времени и комбинированным пуском по напряжению,
— автоматический ввод ускорения МТЗ при любом включении выключателя,
— логическая защита шин (ЛЗШ),
— автоматика управления выключателем (АУВ),
— защита минимального напряжения (ЗМН),
— прием сигнала от ЗДЗ,
— устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ),
— формирование сигнала АВР на включение секционного выключателя.

2.1.3 Защита присоединений КРУ 6,6 кВ и 6,3 кВ

Для защиты присоединений предусматривается установка в релейные отсеки микропроцессорных терминалов «РС83-А2М», выполняющего следующие функции:

— трехфазная МТЗ с выдержкой времени,
— автоматический ввод ускорения МТЗ при любом включении выключателя,
— определение фидера при однофазных замыканий на землю (ОПФ),
— блокировка логической защиты шин (ЛЗШ),
— автоматика управления выключателем (АУВ),
— прием сигнала от ЗДЗ,
— устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ),
— отключение от АЧР и включение от ЧАПВ.

2.1.4 Защита СВ-6,6 кВ и СВ-6,3 кВ

Для защиты СВ предусматривается установка в релейные отсеки ячеек СВ микропроцессорных терминалов «РС83-А20», выполняющего следующие функции:

— трехфазная МТЗ-СВ от междуфазных повреждений,
— автоматический ввод ускорения МТЗ-СВ при любом включении выключателя,
— логическая защита шин (ЛЗШ),
— автоматика управления выключателем (АУВ),
— прием сигнала от ЗДЗ;
— устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ),
— автоматическое включение резерва (АВР)

2.1.5 Дуговая защита шин 6,6 кВ и 6,3 кВ

Дуговая защита выполнена с помощью блоков регистрации «ДУГА-О» и центрального блока «ДУГА-БЦ» производства ООО «НТЦ Механотроника». Защита реагирует на световое
излучение от дугового разряда и выполнена с контролем по току. При дуговом замыкании в отсеке ввода/вывода в ячейке отходящего присоединения «ДУГА-О» выдает сигнал на
дискретный вход терминала защиты, который, при наличии тока через присоединение, отключает собственный выключатель с запретом. При дуговом замыкании в отсеке выкатного
элемента или отсеке сборных шин любой из ячеек устройство выдает сигнал на дискретный вход блока «ДУГА-БЦ», который, при наличии сигналов пуска защит от вводного и
секционного выключателей, формирует сигнал на отключение этих выключателей. При срабатывании датчиков дуги в отсеке ввода/вывода ячейки ВВ-6,6 (6,3) кВ блок «ДУГА-БЦ»
формирует сигнал на отключение силового трансформатора и ВВ-6,6 (6,3) кВ, при дуговом замыкании в отсеке ВЭ ячейки ВВ-6,6 (6,3) кВ блок «ДУГА-БЦ» формирует сигналы на
отключение силового трансформатора и СВ-6,6 (6,3) кВ с запретом АВР.

2.1.6 Логическая защита шин 6,6 (6,3) кВ

Для защиты шин 6,6 (6,3) кВ применяется логическая защита шин, блокирующая быстродействующую защиту ВВ-6,6 (6,3) кВ при КЗ на отходящем присоединении и разрешающая ее работу при КЗ на сборных шинах. Блокировка осуществляется сигналами «Пуск МТЗ» от устройств защит отходящих линий. ЛЗШ собирается по последовательной схеме для возможности контроля цепей ЛЗШ.

Читайте также:  Дизайн стен в стиле кантри

2.1.7 Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ)

Предусматривается организация УРОВ-6,6 (6,3) кВ, который предназначен для отключения с выдержкой времени вышестоящего выключателя при отказе своего выключателя.
Сигнал УРОВ формируется при срабатывании защиты и наличии тока через выключатель. При отказе выключателей отходящих линий 6,6 (6,3) кВ формируется сигнал УРОВ на отключение вводного выключателя секции шин и секционного выключателя, при отказе секционного выключателя формируется сигнал на отключение обоих вводных выключателей, при отказе вводного выключателя секции шин формируется сигнал на отключение секционного выключателя и на отключение силового трансформатора через комплект основной защиты. При отказе выключателя 110 кВ трансформатора формируется сигнал на отключение трансформатора со всех сторон через комплект основной защиты. Отключение поврежденного трансформатора при отказе выключателя 110 кВ производится защитами линий 110 кВ.

2.1.8 Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)

Автоматическая частотная разгрузка применяется с целью ликвидации дефицита активной мощности путем автоматического отключения потребителей при снижении частоты
(АЧР) с последующим автоматическим повторным включением отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ). Для реализации данных функции предусматривается установить 2 шкафа типа «ШЭЭ224 0611» на основе терминалов ЭКРА 221 0201. Каждый комплект обеспечивает АЧР в количестве 3 очередей с последующим ЧАПВ (по факту восстановления частоты).

Выбор очереди АЧР для терминала защиты отходящего фидера производится посредством переключателя, устанавливаемого в ячейке каждого присоединения.

2.2 Регистрация аварийных событий.

Для выполнения функций регистрации аварийных событий на подстанции предусматривается установка шкафа типа «ШЭЭ 233 153» на основе терминала «ЭКРА 232», который обеспечивает сбор хранение и возможность передачи на верхний уровень данных об аварийных ситуациях.

2.3 Управление, сигнализация, оперативная блокировка и питание оперативных цепей.

Управление и сигнализация положения основных коммутационных аппаратов предусматривается со щита управления. На щите управления нанесена мнемосхема, на которой
расположены индикаторы положения разъединителей и заземляющих ножей, сигнальные лампы положения выключателей, переключатели для управления выключателями, а также щитовые приборы для измерения электрических величин. Проектом предусматривается установка шкафа центральной сигнализации. В шкафу предусматривается организация трех участков сигнализации: первый — ОРУ-110 кВ и ОПУ, второй — КРУМ-6,3 кВ, третий — КРУМ-6,6 кВ. Для каждого из участков организуются импульсные шинки аварийной и предупредительной сигнализации а так же сбор дискретных сигналов.

Для питания цепей оперативной блокировки разъединителей проектом предусматривается установка комплекта питания цепей ОБР в составе щита управления. Комплект питания цепей оперативной блокировки обеспечивает гальваническую развязку цепей питания и цепей ОБР. Сигналы разрешения управления каждым разъединителем формируются путем последовательного соединения контактов положения коммутационных аппаратов, фактическое положение которых необходимо учитывать при переключении соответствующего разъединителя или заземляющего ножа.

На напряжении 110 кВ техническим заданием предусматривается схема 110-4Н «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».
Существующие устройства РЗиА выполнены на электромеханической базе. На данный момент на ПС в ОПУ установлены панели управления и защит выполняющие функции: защиты и автоматики трансформаторов Т-1 и Т-2, АЧР 1 и 2 ступени, защиты и автоматики секционного выключателя 6 кВ, управления отделителями 110 кВ, организации оперативного постоянного тока и собственных нужд, защиты минимального напряжения.
Для осуществления функция релейной защиты и автоматики (РЗА), управления новым оборудованием проектом предусматривается демонтаж панелей управления и РЗА и установка новых шкафов РЗА, прокладка силовых и контрольных кабелей в проектируемых кабельных каналах, подключение вновь устанавливаемых защит к существующим схемам, токовым цепям, цепям напряжения, обогрев и питания наружных шкафов, оперативная блокировка разъединителей, реализация центральной сигнализации в ОПУ, АЧР и АВР по стороне 6 кВ.
Питание цепей оперативной блокировки предусматривается на выпрямленном токе 220 В от выпрямительного блока, устанавливаемого в панели центральной сигнализации. Цепи оперативной блокировки собираются в шкаф на ОРУ 110 кВ.
В проекте предусматривается коммерческий учет электроэнергии по стороне 110 кВ. Счетчик подключается к цепям напряжения ТН-110 кВ и к токовым цепям встроенного в устанавливаемый по проекту выключатель ТТ.

Управление выключателями 110 кВ, вводов 6 кВ и секционного выключателя 6 кВ осуществляется с устанавливаемого в ОПУ шкафа управления с мнемосхемой. Также управление выключателями 110 кВ осуществляется со шкафов защит трансформатора.
Управление разъединителями и заземляющими ножами осуществляется с блоков управления, устанавливаемых на раме соответствующих аппаратов.
Для трансформаторов напряжения в ОПУ устанавливается шкаф трансформатора напряжения 110 кВ, в котором осуществляется образование шинок напряжения 110 кВ, их резервирование ключом перевода на ТН другой секции, контроль неисправности цепей напряжения, измерения фазных и линейных напряжений обоих секций 110 кВ.
Функции АЧР выполняет устанавливаемый шкаф автоматической частотной разгрузки, в состав которого входят два терминала, по одному на секцию.
Функции АВР выполняет выполняет устанавливаемый шкаф защит и автоматики вводных и секционного выключателей 6 кВ, в состав которого входят три терминала микропроцессорных защит.

Состав: Схемы однолинейная и распределения устройств ИТС по ТТ и ТН ПС 110/6 кВ

Оставить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *