Проектирование релейной защиты и автоматики линии электропередачи 220 кВ

При близких КЗ сработает трехфазная токовая отсечка и через выдержку времени подействует на выходной блок защит. Сигналы срабатывания РС II ступени ДЗ и реле тока II ступени ТНЗНП используются для пуска ОМП. Через заданную выдержку времени, задаваемую в диапазоне от 0,01 до 0,06 с после пуска, происходит считывание информации для алгоритма ОМП. Выдача на индикацию информации ОМП осуществляется по факту появления сигнала на выходе узла отключения выключателя схемы АУВ или сигнала пуска УРОВ от защит[8]. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫДифференциально-фазная защита

Исходные данные для расчета проектных уставок

ДФЗВЛ220 кВ «Линия 1», «Линия 2», «Линия 3» и «Линия 4»: длина ВЛ «Линия1», «Линия 2» — 100 км;длина ВЛ «Линия3», «Линия4» — 120 км;максимально допустимая токовая нагрузка (для провода марки АС400/51) — 825 А;минимальный полный ток внутреннего КЗ — = 2510 АДФЗ на базе шкафа ШЭ 2607 081 выполняется с торможением. Общий вид тормозной характеристики защиты представлен на рис.

3.1. Рис.

4.1 — Тормозная характеристика ДФЗна базе шкафа ШЭ 2607 081.Погрешность ТТ ВЛ 220 кВ ПС «Б» в установившемся режиме при максимальном токе внешнего повреждения не превышает 10% (согласно [4]). При погрешности до 10% выполняются следующие условия (см. рис.

3.2):о.е.;, (4.1)где — токи через ТТ на разных концах защищаемой ВЛ; - максимально возможная погрешность по фазе между ТТ на разных концах защищаемой ВЛ.Рис. 3.1 — Кривые изменения во времени отношения модулей векторов первичного и вторичного тока и кривые изменения во времени разности фаз векторов первичного и вторичного тока при погрешности ТТ в установившемся режиме 10%.Для данных погрешностей выбирается характеристика блокирования ДФЗ в виде кардиоиды с коэффициентом торможения kт = 0,75. Максимально допустимый угол несрабатывания для такой характеристики составляет 76° (см. рис.

3.3), что больше максимально допустимой погрешности по фазе 70°.Рис.

3.3 — Зависимость предельного угла между векторами токов по концам ВЛ от модуля отношения токов на границе блокирования ДФЗ. Базисный ток принимается равным

А (исходя из максимально допустимой токовой нагрузки для провода марки АС400/51).Ток срабатывания ДФЗ определяется путем отстройки от токов в нагрузочном режиме с учетом возможного небаланса, (4.2)где — максимальный ток через защиту в рабочем режиме (в связи с отсутствием данных по токам рабочего режима принимается равным максимально допустимому току для провода марки АС-400/51); - коэффициент отстройки;

небаланса., (4.3)где — коэффициент, учитывающий переходный процесс (принимается равным 1,5); - полная относительная погрешность ТТ в установившемся режиме (принимается равной 10%); - относительная погрешность цифрового выравнивания токов плеч защиты (принимается равной 3%). .С учетом того, что минимально возможная уставка начального тока срабатывания по техническим возможностям терминала БЭ2704 V091 должна находиться в пределах (0,2 ÷ 2,0) о.е., а также с целью исключения граничного значения уставка срабатывания принимается. Проектныеуставки ДФЗ приведены в таблице 2. Таблица 2 — Проектныеуставки ДФЗМесто установки полукомплекта — ПС БНаименование защищаемой ВЛЛиния 1, Линия 2Базисный ток, А825Ток срабатывания ДФЗ, А206,25 (0,25 о.е.)Коэффициент торможения0,75Напряжение срабатывания (фазное) РН1мин, В-Напряжение срабатывания (фазное) РН2, В-Вид торможения ДФЗсумма модулей

Угол сектора блокировки, град.

Работа на ВЛ с ответвлениямине предусмотрена

Место установки полукомплекта — ПС БНаименование защищаемой ВЛЛиния 3, Линия 4Базисный ток, А825Ток срабатывания ДФЗ, А206,25 (0,25 о.е.)Коэффициент торможения0,75Напряжение срабатывания (фазное) РН1мин, В-Напряжение срабатывания (фазное) РН2, В-Вид торможения ДФЗсумма модулей

Угол сектора блокировки, град.

Работа на ВЛ с ответвлениямине предусмотрена

Коэффициент чувствительности ДФЗ, (4.4)где — минимально допустимый коэффициент чувствительности ДФЗ.

4.2 Дистанционная защита

Расчет приведен для первых ступеней ДЗ, вторые ступени выбираются из условия обеспечения чувствительности. Исходные данные для расчета уставок ДЗ ВЛ 220 кВ «Линия1», «Линия2» со стороны ПС «Б»: длина ВЛ L = 100 км;Ry= 0,075 Ом/км — удельное активное сопротивление линии;

Ху = 0,42 Ом/км — удельное реактивное сопротивление линии. Активное сопротивление ВЛ"Линия1″, «Линия2»: RВЛ = RуL= 1000,075 = 7,5 Ом.(4.5)Реактивное сопротивление ВЛ «Линия1», «Линия2»: XВЛ = XуL= 1000,42 = 42 Ом. (4.6)Уставки по сопротивлению срабатывания первой ступени выбираются из условия отстройки от максимального тока, протекающего в месте установки защиты при КЗ на шинах смежной подстанции.Rc.з.1 = КотсRВЛ = 0,857,5 = 6,38 Ом, (4.7)Хс.з.1 = КотсXВЛ = 0,8542 = 35,7 Ом, (4.8)где Котс = 0,85 — коэффициент отстройки. Уставки по сопротивлению срабатывания второй ступени выбираются из условия обеспечения необходимой чувствительности к КЗ в конце защищаемой ВЛ: Rc.з.2 = Кч.мин.

доп. RВЛ = 1,257,5 = 9,38 Ом, (4.9)Xc.з.2 = Кч.мин.

доп.XВЛ = 1,2542 = 52,5 Ом, (4.10)Исходные данные для расчета уставок ДЗ ВЛ 220 кВ «Линия3», «Линия4» со стороны ПС «Б»: длина ВЛ L = 120 км;Ry= 0,075 Ом/км;Ху = 0,42 Ом/км.Активное сопротивление ВЛ"Линия3″, «Линия4»: RВЛ = 120 0,075= 9 Ом. Реактивное сопротивление ВЛ"Линия3″, «Линия4»: XВЛ = 120 0,42= 50,4 Ом. Уставки срабатывания первой ступени: Rc. з1= 0,859 = 7,65 Ом, Хс. з1 = 0,8550,4 = 42,84 Ом. Уставки срабатывания второй ступени: Rc.з.2 = 1,259 = 11,25 Ом, Xc.з.2 = 1,2550,4 = 63 Ом. Уставки срабатывания третьих ступеней защит выбираются, как правило, по условиям отстройки от максимального тока нагрузки ВЛ, задаваемого диспетчерской службой энергосистемы, после ввода линий и ПС в эксплуатацию.

4.3 Токовая направленная защита нулевой последовательности

Расчет приведен для первых ступеней ТНЗНП, а вторые ступени выбираются из условия обеспечения чувствительности. Ток срабатывания первой ступени выбирается по условию отстройки от максимального тока 3Iо, протекающего через защиту, при КЗ на шинах противоположной подстанции. Ток срабатывания первой ступени ТНЗНП ВЛ220 кВ «Линия 1», «Линия 2» со стороны ПС «Б»: Ic.з.1 = Котс3Iо = 1,3480 = 624 А, (4.11)где Котс = 1,3 — коэффициент отстройки. Ступень считается удовлетворительной, если защищает 25% линии. Уставки по току срабатывания второй ступени выбираются из условия обеспечения необходимой чувствительности к однофазным КЗ в конце защищаемой линии: А, (4.12)где — минимальный ток через защиту при однофазном КЗ на шинах ТЭЦ. Ток срабатывания первой ступени ТНЗНП ВЛ220 кВ"Линия 3″, «Линия 4» со стороны ПС «Б»: Ic.з.1 = Котс3Iо = 1,3450 = 585 А, Уставки по току срабатывания второй ступени: А, где — минимальный ток через защиту при однофазном КЗ на шинах ПС «В». Ток срабатывания третьей ступени выбирается из условия отстройки от вторых и третьих ступеней смежных линий. Ток срабатывания четвертой ступени выбирается из условия отстройки от токов небаланса ТТ при трехфазном КЗ за трансформаторами смежной подстанции.

4.4 Максимальная токовая защита (токовая отсечка) Расчет уставки ТО ВЛ220 кВ"Линия 1″, «Линия 2» со стороны ПС «Б». Ток срабатывания выбирается по условию отстройки от максимального тока IКЗ (3) при КЗ на шинах противоположной подстанции (ТЭЦ).IТО = КотсIКЗ (3)= 1,22 990 = 3588 А, (4.13)где IКЗ (3) — ток, протекающий через защиту при КЗ на шинах противоположной подстанции;

Котс = 1,2 — коэффициент отстройки. Расчет уставки МТЗ ВЛ220 кВ «Линия 3», «Линия 4» со стороны ПС «Б». I ТО = КотсIКЗ (3)= 1,210 300 = 12 360 А. 5]АВТОМАТИКА ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМААвтоматика ликвидации асинхронного режима — АЛАР (старое название — автоматика прекращения асинхронного хода — АПАХ) является частью противоаварийной автоматики энергосистем и предназначена для устранения опасных явлений, возникающих в таких системах при нарушении устойчивости параллельной работы агрегатов электростанций, целых электростанций и частей объединенных энергосистем. Устойчивость параллельной работы в нормальном режиме работы энергосистем, при авариях типа КЗ, сложных отключениях линий электропередачи и других отключениях поддерживается в энергосистемах за счет естественных синхронизирующих сил. Кроме того, для этой цели используются устройства противоаварийной автоматики (ПА), действующие в начальный момент аварии путем отключения части генераторов, аварийного управления мощностью паровых турбин, отключения части нагрузки и деления энергосистем на несинхронно работающие части.

Эти устройства, получившие название автоматики предотвращения нарушения устойчивости, позволяют избежать многих тяжелых аварий и в то же время повысить эффективность использования электропередач за счет увеличения их загрузки в исходном (доаварийном) режиме. Однако предотвращение нарушений устойчивости с помощью устройств ПА в ряде случаев оказывается либо невозможным, либо нецелесообразным. В этих случаях применяют устройства АЛАР, действующие в конечном итоге на разрыв связей, устойчивость которых нарушена[15]. Устройства АЛАР могут использоваться как в качестве резерва к устройствам автоматики предотвращения нарушения устойчивости, так и самостоятельно, без них. В обоих случаях — это автоматика, воздействующая на разрыв связей, потерявших устойчивость. Основная функция этих устройств — выявление факта перехода режима в асинхронный [13]. В ряде случаев требуется также выявление ускоряющейся и тормозящейся частей энергосистемы, что необходимо для восстановления синхронизма (ресинхронизации) или выбора точек деления с учетом расположения узлов нагрузки. Последнее особенно важно для тех «слабых» связей, которые служат не столько для обмена мощностями между энергосистемами, сколько для обеспечения электроснабжения потребителей, подключенных к промежуточным подстанциям.

При этом деление целесообразно производить селективно, т. е. в таких точках энергосистемы, чтобы нагрузка промежуточных подстанций осталась подключенной к части энергосистемы, имеющей избыток мощности[ 14]. Сечением асинхронного хода называется условная линия, делящая энергосистему на две группы станций (генераторов), между которыми возможно нарушение параллельной синхронной работы

Все параметры режима энергосистемы тесно связаны между собой, и для выявления асинхронного режима (АР) используются различные параметры или их сочетания, которые и будут исследоваться далее с точки зрения возможности отстройки рассматриваемых устройств от синхронных качаний. Однако прежде, чем приступить к такому исследованию, целесообразно рассмотреть основные свойства АР и ввести соответствующие понятия и определения. Для анализа АР обычно пользуются [9] моделью простейшей однои двухмашинной схемы энергосистемы, построенной в предположении постоянства ЭДС Е1и Е2 В определенных точках по концам электропередачи. Это предположение, справедливое в силу действия ряда факторов (электромагнитных процессов в контурах ротора, работы регуляторов возбуждения сильного действия).Параметры модели (четырехполюсника) можно описывать в терминах, характерных для работ по теории устойчивости параллельной работы энергосистем [10] и основывающихся на значениях собственного Z11 и взаимного Z12сопротивлений электропередачи между точками постоянства ЭДС Е1и Е2. Эти сопротивления удобно представить с помощью их реактивных составляющих Х11, Х12и углов α11, α12 равных соответственно 90°—φ11 и 90° —φ12(где φ — аргумент сопротивления Z).При этом мощность (электромагнитный момент) эквивалентного генератора Рэкв простейшей одномашинной схеме энергосистемы может быть представлена, как известно, в виде собственной Р11 и взаимной Р12составляющих в соответствии с выражениями: (5.1)Где δ - угол выбега ротора эквивалентного генератора, рассматриваемый в данном случае угол между векторами Е1и Е2. В данном проекте для АЛАР предусмотрен блок НПП ЭКРА АЛАР. специалисты СРЗА РДУ Татэнерго предложили реализовать в шкафах с АУВ серии ШЭ2607

Немного позднее АЛАР была доработана для применения совместно с функциями фиксации отключения линии (ФОЛ) и автоматики разгрузки при перегрузке по току (АРПТ) на линиях электропередачи (исполнение ШЭ2607 104).АЛАР должна срабатывать при нахождении электрического центра качаний (ЭЦК) в пределах защищаемого объекта [12]. Её действие должно быть отстроено от режимов нагрузки, синхронных качаний (СК), КЗ, а также от АР в других сечениях. Время действия АЛАР (tCP) на деление энергосистемы на несинхронно работающие части выбирается меньше времени возможного перехода двухчастотного АР в многочастотный (tПЕРЕХ. В МНОГОЧАСТ. AP), но больше времени существования режима синхронных качаний (TСК) или времени отключения КЗ с АПВ (TОТКЛ+АПВ):(TСК ^ TОТКЛ+АПВ) < tCP < tПЕРЕХ. В МНОГОЧАСТ. AP. Время tПЕРЕХ. В МНОГОЧАСТ. AP изменяется в пределах от 15 до 30 с, большее значение — для энергосистем с преобладанием ГЭС. Фиксация знака скольжения sign (s): — при sign (s) > 0 АЛАР должна действовать на отключение избыточнойгенераторной мощности РГ;- при sign (s) < 0 АЛАР должна действовать на отключение избыточной мощности нагрузки РН. Требования к ступеням АЛАР:

• I ступень должна выявлять АР на первом цикле;

• II и III ступени АЛАР (резервные) должны: — иметь счетчики циклов АР с уставкой N = 2.4;- контролировать длительность цикла: (при превышении допустимой длительности цикла ТЦ счетчики циклов должны сбрасываться, а ступени недолжны срабатывать, чтобы не препятствовать возможной ресинхронизации (восстановлению синхронного режима) энергосистемы;- контролировать общую длительность АР: при превышении допустимойдлительности ТАР ступени должны срабатывать.

• III ступень должна срабатывать через время до 20 с после срабатывания II ступени. АЛАР может действовать: — на ресинхронизацию, без деления (отключение РН или РГ);- на деление по сечению с ЭЦК на несинхронно работающие части;- на деление по части сечения с ЭЦК с последующей ресинхронизацией [11]. На энергоблоках во избежание выделения районов со значительным избытком генерирующей мощности рекомендуется установка АЛАР, имеющих опережающую настройку по отношению к другим устройствам, производящим деление энергосистемы [9]. Структурная схема АЛАР блока (Приложение З) содержит ряд программных блоков: — блоки логики I, II и III ступени (В1, В2, В3 соответственно), — блок разрешения и запрета избыточных и дефицитных каналов при превышении допустимого времени АР и допустимого времени цикла соответственно (В4), — блок блокировки при КЗ и при неисправностях в цепях напряжения (В5), — блок определения знака скольжения (В6), — блок логики пуска и сброса счетчиков циклов АР (В7).На блокировку АЛАР действует сигнал от защит линии, сигнал реле положения «отключено» (РПО) выключателя, сигнал блокировки при неисправностях в цепях напряжения (БНН) и сигналы, которые формируются при КЗ от следующих измерительных органов (ИО): — РТ БКЗ — реле тока, реагирующего на скачкообразные изменения тока прямой и обратной последовательности;- РТ I2 — реле тока обратной последовательности;- РНMIN — реле минимального напряжения, состоящего из трех фазных реле напряжения, включенных на выходе по схеме «И».

Алгоритм работы АЛАР блока будет рассматриваться применительно к схеме «генератор-шины» энергосистемы (Приложение К).Измерительными органами АЛАР являются три реле сопротивления Z1, Z2 и ZС, реле направления активной мощности М и реле тока прямой последовательности РТ I1 (Приложение К).С помощью ZС выполняется сигнальная ступень АЛАР. С помощью Z1, Z2, М и М выделяются три зоны, в каждой из которых предусмотрена одна рабочая ступень действия АЛАР. По аналогии с дистанционной защитой эти зоны рассматриваются далее как рабочие ступени АЛАР. Для отстройки от срабатывания при однофазных КЗ каждый измерительный орган сопротивления состоит из трех междуфазных реле сопротивления (АВ, ВС, СА), включенных по схеме «И». Реле М состоит из трех фазных реле активной мощности, включенных по схеме «ИЛИ». Подключение ИО АЛАР по цепям тока и напряжения показано в приложении Л. В приложении Мпредставлены характеристики ИО АЛАР в комплексной плоскости сопротивлений. Характеристика реле Z1 имеет форму прямоугольника, симметричного относительно оси jх, верхняя сторона которого проходит по оси R, нижняя — через точку (0, Х1УСТ), а боковые стороны — через точки (R1УСТ, 0) и (-R1УСТ, 0). Угол максимальной чувствительности φ1МЧ реле Z1 равен 270°.Характеристика реле Z2 имеет форму прямоугольника, симметричного относительно оси X, верхняя сторона которого проходит через точку (0, X2УСТ), нижняя — через точку (0, X2СМ), а боковые стороны — через точки (R2УСТ, 0) и (-R2УСТ, 0). Угол максимальной чувствительности φ2МЧ реле Z2 равен 90°.Характеристика реле ZС сигнальной ступени имеет форму линзы (с вертикальной осью, направленной по оси X), которая составлена из дуг двух окружностей. Каждая дуга опирается на сумму сопротивлений X1УСТ+X2УСТ и соответствует углу δУСТ между векторами ЭДС генератора и системы. Угол δИ УСТ для избыточных ступеней регулируется в диапазоне от 90 до 180°, а угол δД УСТ для дефицитных ступеней — от 270 до 360°. Значение угла δУСТ выбирается равным критическому углу δКР (по условиям динамической устойчивости).Сопротивление уставки Х1УСТ с запасом (с коэффициентом k) охватывает сопротивление генератора Х’d и трансформатора ХT: Х1УСТ = - k (Х'd+ХT).

(5.2)Для нашей системы:

Х1УСТ = - 1,2 (0,278+0,481)=0,912.Сопротивление уставки Х2УСТ с запасом (с коэффициентом k) охватывает сопротивление системы ХC: Х2УСТ = kХС. (5.3)Х2УСТ = 1,2∙0,833=1.Сопротивление смещения Х2СМ характеристики реле Z2 в нижнюю полуплоскость равно сопротивлению трансформатора: Х2СМ = - ХТ. (5.4)Х2СМ = - 0,481Реле М используется для отстройки от режима нагрузки, фиксации знака скольжения, а также для счета циклов АР. Угол максимальной чувствительности реле Мравен 180° (реле срабатывает при направлении мощности от шин к трансформатору блока).Реле РТ I1 предназначено для блокировки АЛАР при токах нагрузочного режима < IНОМ. При приеме сигналов от ИО цепи логики АЛАР выявляют появление АР, нахождение ЭЦК в генераторе, трансформаторе или в системе. Сигнальная ступень срабатывает при пересечении годографом входного сопротивления Z характеристики реле ZС, вызывает свечение светодиода «Асинхронный режим» на терминале шкафа, лампы «Срабатывание» и действует на подстанционную сигнализацию. I ступень АЛАР срабатывает при расположении ЭЦК в генераторе, что соответствует прохождению годографа Z через область срабатывания реле Z1 и несрабатывания реле Z2. II ступень АЛАР срабатывает при расположении ЭЦК в трансформаторе, что соответствует прохождению годографа Z через общую область срабатывания реле Z1 и Z2. III ступень АЛАР срабатывает при расположении ЭЦК вне блока, в системе, что соответствует прохождению годографа Z через область срабатывания реле Z2 и несрабатывания реле Z1. В каждой из рабочих ступеней АЛАР для отстройки от режимов нагрузки и синхронных качаний предусмотрена возможность срабатывания при превышении заданного для ступени числа циклов асинхронного хода. Для счета числа циклов в АР используется факт пересечения годографом Z характеристики реле М, по начальному состоянию которого устанавливается и знак скольжения s. При положении ЭЦК в зоне I или II ступеней блок генератортрансформатор — избыточная часть системы и скольжение s всегда больше нуля. При положении ЭЦК в зоне III ступени блок генератортрансформатор вместе с прилегающей частью системы может быть как избыточной, так и дефицитной частью системы. При этом для III ступени скольжение s может быть и больше и меньше нуля. Поэтому III ступень имеет два выхода: «III ступень АЛАР изб.» и «III ступень АЛАР деф.». Предусмотрено срабатывание I, II и III ступеней АЛАР при превышении длительностью всего АР заданного значения ТАР независимо от числа завершенных циклов АР. Срабатывание I, II и III ступеней АЛАР блокируется при превышении длительностью цикла АР заданного значения ТЦ для предотвращения срыва ресинхронизации при действии АЛАР. При превышении этого времени счетчики циклов АР возвращаются в исходное состояние. Значения уставок ТЦ и ТАР задаются отдельно для избыточного (s>0) и дефицитного (s < 0) каналов действия АЛАР. В случае если в начале АР определен знак скольжения s > 0, блокируется подсчет времени цикла и времени АР для s < 0, и наоборот. Предусмотрена выдержка времени срабатывания III ступени АЛАР ТIII, предназначенная для согласования с действием устройства АЛАР, установленного на противоположном конце линии, отходящей от шин стороны высшего напряжения блока. При начале счета времени срабатывания ТIII в случае s>0 блокируется счет времени ТIII для s < 0, и наоборот. ОХРАНА ТРУДАНа элементах электроустановки должны быть нанесены соответствующие маркировки и надписи. Персонал, обслуживающий электроустановки, должен проходить ежегодную проверку знаний по электробезопасности, а электроустановки — профилактические испытания, в соответствии с требованиями «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок» [3]. Для безопасности обслуживания электроустановкой оперативно-ремонтным персоналом используются основные и дополнительные изолирующие электрозащитные средства. Основные защитные средства для электроустановок напряжение выше 1000 В: — изолирующие штанги всех видов;

— изолирующие клещи;

— указатели напряжения;

— плакаты безопасности («не включать», «не включать, работа на линии», «испытание, опасно для жизни», «работать здесь», «заземлено», «стой! напряжение»).Также необходимо предусмотреть дополнительные защитные средства для электроустановок свыше 1000 В: — диэлектрические перчатки и боты;

— диэлектрические ковры и изолирующие подставки;

— изолирующих колпаки и накладки;

— штанги для переноса и выравнивания потенциала;

— лестницы приставные, стремянки изолирующие стеклопластиковые. Все строительно-монтажные работы должны производиться специализированной организацией, имеющей лицензию на право выполнения работ в области энергетики в соответствии с технологическими картами. При производстве работ должно быть обеспечено выполнение требований, указанных в СНиП 12−03−99 «Безопасность труда в строительстве» .Электромонтажные работы производить в соответствии с требованиями ПУЭ, СНиП 3.

05.06−86 «Электрические устройства» .Требования охраны труда в части техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности обеспечиваются системой мер, предусмотренных действующими нормами технологического проектирования и следующими проектными решениями:

ограждением токоведущих частей, находящихся на доступной высоте;

— доступу к оборудованию при монтаже и эксплуатации;

— нанесением знаков опасности на лицевой стороне незаблокированных, но закрытых дверей, подлежащих оперативному обслуживанию и профилактике, закрывающих доступ к токоведущим частям оборудования, находящимся под напряжение;

— применением для проведения ремонтных и профилактических работ электроинструмента и ручных электрических машин с классом защиты от поражения электрическим током III;

— проведением персоналом оперативных переключений с обязательным использованием индивидуальных средств защиты.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распередительных сетей: Монография, Санкт-Петербург: ПЭИПК, 2003. — 4е изд., перераб. И доп. — 350с.

2.Г. К. Вишняков, Е. А. Гоберман, С. Л. Гольцман. Справочник по проектированию подстанций 35−500 кВ, М. — Энергоиздат, 1982 — 352с.

3.Кудрин Б. И. Электроснабжение промышленных предприятий, 2е издание, М.: Интермет

Инжиринг, 2006 г. — 672с.

4. Нормы технологического проектирования подстанцийпеременного тока с высшим напряжением 35−750 кВ. СО 153−34.

20.122−2006.

5.Руководящие указания по релейной защите/ Выпуск 9. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий 110−330 кВМ.: Энергия, 1972 г.

6. Приказ РАО ЕЭС России № 57 от 11.

02.2008 «Об организации взаимодействия ДЗО ОАО РАО „ЕЭС России“ при создании или модернизации систем технологического управления в ЕЭС России, выполняемых в ходе новогостроительства, технического перевооружения, реконструкции объектов электроэнергетики». 7. Шкаф дифференциально-фазной защиты линии типа ШЭ2601 081. Руководство по эксплуатации ЭКРА.

656 453.

029 РЭ. М.: 2006 г. — 84с.

8. Шкаф защиты линии и автоматики управления линейным выключателем типов ШЭ2607 11 021, ШЭ2607 12 021

Руководство по эксплуатации ЭКРА.

656 453.

022РЭ. М.: 2006 г. — 115с.

9. Хачатуров А. А. Несинхронные включения и ресинхронизация в энергосистемах. М.: Энергия, 197 710

Журнал «Новости электротехники» 5(60) 2010, М.: 2010 г. — 148с.

11. РД 34.

35.113 Руководящие указания по противоаварийной автоматике (основные положения). М.: Союзтехэнерго, 1987.

12. Методические указания по устойчивости энергосистем: Утв. Приказом Минюста России от 30.

06.2003 № 277.

13. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. 2003.

14. Технические требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и авто матики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России. Приложение № 1 к приказу РАО «ЕЭС России» от 11.

02.2008 № 57. М., 2008.

15. Гуревич Ю. Е., Либова Л. Е., Окин А. А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах. М: Энергоатомиздат, 1990. 390 с.

16. Релейная защита линий с ответвлениями / Кожин А. Н., Рубинчик В. А. — М.: Энергия, 1967 г.

17. Инструкция по наладке и проверке релейной части дифференциальнофазной высокочастотной защиты ДФЗ-2. — М.: Энергия, 1966 г.

18. Высокочастотные защиты линий 110−220 кВ/ Библиотека электромонтера, вып.

619.Будаев М. И. — М.:Энергоатомиздат, 1989 г. ПРИЛОЖЕНИЕ, А — Схема электроснабжения ПСПРИЛОЖЕНИЕ Б — Средние значения удельной повреждаемости

График 1 — для трансформаторов

График 2 — для ВЛПРИЛОЖЕНИЕ В — Одна рабочая секционированная выключателем и обходная системы шин с совмещенным секционным и обходным выключателем и с выключателями в цепях автотрансформатора

ПРИЛОЖЕНИЕ Г -Изменение надежности РУ по схеме шины — трансформатор

ПРИЛОЖЕНИЕ Д — Блок-схема взаимодействия полукомплектов ДФЗПРИЛОЖЕНИЕ Е — Характеристики выдержек времени трех-, двухи одноступенчатых дистанционных защит

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж- Логическая схема дистанционной защиты линии

ПРИЛОЖЕНИЕ З- Структурная схема АЛАР блока

ПРИЛОЖЕНИЕ К — Схема «Генератор — шины» энергосистемы (а), ее схема замещения (б), векторная диаграмма токов и напряжений при АР (в)ПРИЛОЖЕНИЕ Л — Подключение исполнительных органов АЛАРПРИЛОЖЕНИЕ М — Характеристики измерительных органов АЛАР блока