Проектирование устройств релейной защиты и автоматики на этапе ввода второй цепи транзита от ПС 330 кВ Лоухи до РП 330 кВ Борей

Екатерина Сергеевна

Проектирование устройств релейной защиты и автоматики на этапе ввода второй цепи транзита от ПС 330 кВ Лоухи до РП 330 кВ Борей

Целью данной работы является выбор объёма устройств релейной защиты и расчет уставок выбранных защит с проверкой чувствительности для второй цепи транзита от ПС 330 кВ Лоухи до РП 330 кВ Борей. Актуальность работы определяется тем, что ее результаты могут быть применены при проектировании релейной защиты второй цепи транзита, так как сейчас этот транзит находится на этапе ввода в эксплуатацию. Транзит важен для энергосистемы Республики Карелия, так как его строительство решает проблемы с запертой мощностью, которая вырабатывается Кольской АЭС и с надежностью электроснабжения, повышая надежность электроснабжения арктической зоны.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Петрозаводский государственный университет (ПетрГУ)

ID: 5f605ad2ab53930001fb28d2

UUID: 126aa8c0-d948-0138-ad16-0242ac180003

Язык: Русский

Опубликовано: около 4 лет назад

Просмотры: 153

19.36

Екатерина Сергеевна

Петрозаводский государственный университет (ПетрГУ)

Комментировать 0

Рецензировать 3

Скачать - 7,3 МБ

Поделиться работой

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ПЕТРОЗАВОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» (ПетрГУ) Физико-технический институт Кафедра энергообеспечения предприятий и энергосбережения ТЕМА ПРОЕКТИРОВАНИЕ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ НА ЭТАПЕ ВВОДА ВТОРОЙ ЦЕПИ ТРАНЗИТА ОТ ПС 330 кВ ЛОУХИ ДО РП 330 кВ БОРЕЙ квалификационная работа на соискание степени «Бакалавр» по направлению: 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника» Выполнила: студентка 4 курса физико-технического института, гр. 21419 Якубенко Екатерина Сергеевна Научный руководитель: доцент, к.ф.-м.н. Кулдин Николай Александрович 5 июня 2020 год Петрозаводск 2020

Реферат Выпускная квалификационная работа содержит:  114 страниц, 24 рисунка, 51 таблица;  31 ссылка на литературу;  8 приложений. Ключевые слова: релейная защита, северный транзит, уставки срабатывания. Объектами проектирования являются:  ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи № 1, № 2;  ВЛ 330 кВ Борей – Путкинская ГЭС № 1, № 2; Целью данной работы является выбор объёма устройств релейной защиты и расчет уставок выбранных защит с проверкой чувствительности для второй цепи транзита от ПС 330 кВ Лоухи до РП 330 кВ Борей. Результаты данной работы могут быть использованы при проектировании устройств релейной защиты и при выборе параметров срабатывания данных устройств для участка второй цепи транзита от ПС 330 кВ Лоухи до РП 330 кВ Борей. 2

Список сокращений Сокращенная аббревиатура Расшифровка аббревиатуры АСУ автоматизированная система управления АСУ ТП автоматизированная система управления технологическими процессами АСКУЭ автоматизированная система контроля и учета электропотребления ВЛ воздушная линия ЗРУ закрытое распределительное устройство КЗ короткое замыкание КУ конденсаторная установка ЛЭП линия электропередачи НН низкое напряжение ОРУ открытое распределительное устройство ПС подстанция ПУЭ правила устройства электроустановок РУ распределительное устройство РЗ релейная защита РП распределительный пункт РЗА релейная защита и автоматика СН среднее напряжение ТТ трансформатор тока 3

Оглавление Введение ................................................................................................................... 6 1. Краткая характеристика объекта. .................................................................. 11 1.1. Характеристика Республики Карелия .................................................... 11 1.2. Состояние энергосистемы Республики Карелия. .................................. 12 1.3. Характеристика транзита 330 кВ Колэнерго – Карелэнерго – Лэнеэнерго. ......................................................................................................... 21 1.4. Строительство транзита ........................................................................... 22 1.5. Особенности и проблемы одноцепного транзита 330 кВ ПС 330 кВ Лоухи – Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС ....................................................... 24 2. Выбор аппаратной реализации релейной защиты ....................................... 29 2.1. Определение понятий релейной защиты ............................................... 29 2.2. Перспективы развития устройств релейной защиты ............................ 34 2.3. Выбор устройств релейной защиты для линий электропередач ......... 41 3. Выбор и обоснование необходимого объема релейной защиты ............... 42 3.1. Дифференциальная защита линии .......................................................... 42 3.2. Токовая отсечка ........................................................................................ 47 3.3. Дистанционная защита............................................................................. 47 3.4. Токовая защита нулевой последовательности....................................... 49 4. Программный комплекс «АРМ СРЗА» ........................................................ 50 4.1. Графический редактор ............................................................................. 50 4.2. Расчет ТКЗ ................................................................................................. 52 4.3. ТКЗ по месту повреждения...................................................................... 53 4.4. Релейная защита ....................................................................................... 54 5. Расчет вторичных цепей трансформаторов тока для нужд устройств релейной защиты ................................................................................................... 56 5.1. Расчет вторичных обмоток трансформаторов тока .............................. 57 5.2. Определение времени до насыщения трансформатора тока ............... 59 6. Расчет параметров релейной защиты для ЛЭП ........................................... 63 6.1. Расчета параметров релейной защиты ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №1 63 6.2. Расчет параметров релейной защиты для остальных ЛЭП .................. 80 Заключение ............................................................................................................ 87 Список литературы ............................................................................................... 90 4

Приложение А ....................................................................................................... 94 Приложение Б ........................................................................................................ 95 Приложение В........................................................................................................ 96 Приложение Г ........................................................................................................ 97 Приложение Д........................................................................................................ 99 Приложение Е ...................................................................................................... 100 Приложение Ж ..................................................................................................... 107 Приложение З ...................................................................................................... 108 5

Введение При проектировании электроэнергетической системы необходимо учитывать возможные аварийные ситуации и ненормальные режимы работы, так как они приводят к нарушению работы и повреждению оборудования электростанций, электрических сетей и электроустановок потребителей, что сопровождается увеличением токов и снижением напряжения в элементах энергосистемы. В местах повреждения возникает электрическая дуга, которая выделяет значительное количество тепла. Вследствие этого, возможны большие разрушения. Снижение напряжения вызывает нарушение нормальной работы потребителей энергосистемы и нарушает устойчивость параллельно работающих генераторов. Ненормальные режимы, которые сопровождаются снижением напряжения и частоты, влияют на работу потребителей и представляют ненормальном угрозу для режиме, синхронной работы сопровождающемся генераторов, увеличением а при тока или напряжения, выше нормального значения, создается опасность повреждения оборудования. [8] Основным видом ненормальных режимов работы, которые влияют на работу элементов электроэнергетической системы, являются сверхтоки перегрузки. В перегруженном элементе появляются токи, которые превосходят значение длительно допустимого тока для элементов электроэнергетической системы. При длительном воздействии этих токов на элементах недопустимо повышается температура токоведущих частей, вследствие чего происходит износ или даже разрушение изоляции. Самыми распространенными и в то же время наиболее тяжелыми видами повреждений являются разные виды коротких замыканий. [9] Короткие замыкания подразделяются на:  Трехфазные 6

 Двухфазные  Двухфазные замыкания на землю  Однофазные Основными причинами коротких замыканий являются:  Нарушение изоляции, возникающее в связи с ее старением, в связи с перенапряжениями и механическими повреждениями (такими как, обрыв провода, перегрызание проводов животными, наброс на провода).  Ошибки персонала отключение при различных разъединителей под операциях нагрузкой, (например, неграмотное проведение ремонтных работ под напряжением). Основные последствия коротких замыканий:  Значительные понижения напряжения, которые приводят к нарушению нормальной работы электроэнергетической системы и ее элементов.  Разрушение элементов электроэнергетической системы электрической дугой.  Разрушение оборудования вследствие теплового и динамического действия токов короткого замыкания.  Нарушение устойчивости энергосистемы, что приводит к застою производства электроэнергии потребителям. Таким образом, из всего ранее написанного, можно сделать вывод, что все повреждения и ненормальные режимы работы приводят к нарушению работы энергосистемы, которые сопровождаются недоотпуском энергии потребителям, ухудшением качества электроэнергии или разрушением и повреждением оборудования. [9] Следствиями несовершенства в всех этих повреждений конструкции являются оборудования, его недостатки и некачественное изготовление, дефекты монтажа и неудовлетворительная эксплуатация 7

оборудования. Следовательно, нельзя не учитывать возможность возникновения повреждений в энергосистеме. Для того чтобы обеспечить надежное и бесперебойное электроснабжение потребителей, предотвратить повреждение и разрушение оборудования электроустановок и сохранить устойчивость работы энергосистемы, необходимо как можно быстрее отключать поврежденную часть энергосистемы и своевременно ликвидировать опасные для потребителей и оборудования ненормальные режимы работы. Поэтому возникает необходимость в создании и применении автоматических устройств, которые будут защищать энергосистему от аварийных режимов работы. Такими автоматическими устройствами является релейная защита. Главная задача такой защиты состоит в том, чтобы ограничить размеры повреждений, ограничить влияние на работу потребителей и предупредить повреждение оборудования при ненормальных режимах работы. [8] Основным назначением релейной защиты является автоматическое отсоединение поврежденного элемента от неповрежденной части энергосистемы с помощью воздействия на выключатель. При этом, благодаря своевременному отключению поврежденного элемента, может быть восстановлен нормальный режим, без перехода в аварийный режим. Дополнительным назначением релейной защиты – реагирование на опасные ненормальные режимы работы элементов системы. Оно может осуществляться по-разному, в зависимости от вида и условий эксплуатации электроустановок – либо действует на сигнал, либо отключает элементы, работа которых может привести к аварии или повреждениям. Защиту, которая реагирует на ненормальные режимы работы, осуществляют не быстродействующей, а задают определенную выдержку времени. Исходя из описанных преимуществ использования релейной защиты в электроэнергетической системе, можно сказать, что релейная защита важнейший вид автоматики, так как без нее невозможна бесперебойная и 8

надежная работа электрических установок. Так же начальный период развития релейной защиты совпадает с периодом развития электрических станций и сетей, для которых одним из первых видов автоматических устройств являлась релейная защита. [9] Цель работы Целью данной работы является выбор объёма устройств релейной защиты и расчет уставок выбранных защит с проверкой чувствительности для второй цепи транзита от ПС 330 кВ Лоухи до РП 330 кВ Борей. Для достижения поставленной цели предполагается решение следующих задач:  Анализ «тяжелых» схемно-режимных и режимно-балансовых ситуаций одноцепного транзита 330 кВ ПС 330 кВ Лоухи – Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС.  Исследование и изучение различных типов аппаратной реализации устройств релейной защиты;  На основе исследований определиться с выбором оборудования для релейной защиты и определиться с объемом релейной защиты;  Проведение расчета уставок релейной защиты для участка второй цепи транзита 330 кВ от ПС 330 кВ Лоухи до РП 330 кВ Борей с помощью программно–аппаратного комплекса «АРМ СРЗА». Актуальность работы определяется тем, что ее результаты могут быть применены при проектировании релейной защиты второй цепи транзита, так как сейчас этот транзит находится на этапе ввода в эксплуатацию. Транзит важен для энергосистемы Республики Карелия. Данный транзит решает такие проблемы, как: 1. Освобождает запертую мощность, которая вырабатывается Кольской АЭС, так как эта мощность превышает ту, что можно пропустить через Республику Карелию в центральную Россию, то 9

есть он увеличивает пропускную способность. Благодаря этому, усиливается связь между Кольской энергосистемой и единой энергосистемой России. 2. Повышается надежность энергосистемы, так как при аварии ВЛ 330 кВ Лоухи – Путкинская ГЭС или ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС (одноцепной участок транзита 330 кВ ПС Лоухи – Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС) Кольская ЭС с северной частью ЭС Республики Карелия выделяется на изолированную работу от Единой энергетической системы России. Поэтому так важен правильный выбор объема и правильный выбор уставок релейной защиты для вышеуказанного транзита. 10

1. Краткая характеристика объекта. 1.1. Характеристика Республики Карелия Республика Карелия расположена в Северной Европе и входит в состав Северо-Западного федерального округа Российской Федерации. На западе Республика Карелия граничит с Финляндией, на юге – с Ленинградской и Вологодской областями, на севере – с Мурманской областью, на востоке – с Архангельской областью. Западная граница совпадает с государственной границей Российской Федерации и Финляндии и имеет протяжённость 798 км. Площадь Республики Карелия составляет 180,5 тыс. кв. км. Столица республики – город Петрозаводск (площадь 135 км. кв.). Население Республики Карелия на 2020 год по данным Росстата составило 614,1 тыс. человек. 1 Основными отраслями экономики республики являются: лесная, деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная промышленность, электроэнергетика, черная и цветная металлургия, машиностроение, пищевая промышленность, промышленность строительных материалов и звероводство. Предприятия лесной и деревообрабатывающей промышленности расположены по всей территории республики, целлюлозно-бумажной промышленности - в городах Кондопога, Питкяранта, Сегежа. Объектами черной и цветной металлургии являются: АО «Карельский окатыш» (г. Костомукша), Вяртсильский металлургический завод (Сортавальский муниципальный район), Надвоицкий алюминиевый завод (Сегежский муниципальный район). Предприятия машиностроения расположены преимущественно в г. Петрозаводске. 1 Карелиястат: [Электронный ресурс] // Федеральная служба государственной статистики. М., 1999-2020. URL: krl.gks.ru (Дата обращения 05.05.2020) 11

Предприятия строительного комплекса расположены в городах: Петрозаводск, Кондопога, Медвежьегорск, Сегежа, Сортавала, Питкяранта, Прионежском и Пряжинском муниципальных районах. Энергоснабжение предприятий и населения республики осуществляется из единой энергосистемы Российской Федерации и от имеющихся в республике гидроэлектростанций, а также от Петрозаводской теплоэлектроцентрали филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1».2 1.2. Состояние энергосистемы Республики Карелия. Электроэнергетика является базовой отраслью в Республики Карелия, так как от нее зависят промышленность и социально-культурные объекты. Естественный рост электропотребления требует ввода дополнительных электрических мощностей. По своей структуре Карельская энергосистема является дефицитной, протяженной, транзитной с отсутствием дублирующих (параллельных) связей в северной части системообразующей сети 330-220 кВ, через систему осуществляется переток мощности из избыточной Кольской энергосистемы в ЕЭС. В настоящее время в электроэнергетике существует достаточно большой разрыв в производстве и потреблении электроэнергии. Энергосистема Республики Карелия работает в составе ОЭС СевероЗапада параллельно с ЕЭС России, связь с которой организована по линиям электропередачи напряжением 330, 220, 110 и 35 кВ через электрические сети соседних регионов (см. схему в приложении А). 1. С энергосистемой Мурманской области ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №1; ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №2; ВЛ 110 кВ Полярный круг – Пояконда. 2. С энергосистемой Санкт-Петербурга и Ленинградской области 2 Главное управление по Республике Карелия // МЧС России URL: krl.gks.ru (дата обращения: 05.05.2020). 12

ВЛ 330 кВ Сясь – Петрозаводск; ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС – Древлянка; ВЛ 110 кВ Лахденпохья – Кузнечная (Л-129); ВЛ 110 кВ Лодейнопольская – Олонец (Л-170); ВЛ 110 кВ Пай – Ольховец (Л-188); ВЛ 35 кВ Липпола – Кузнечная. 3. С энергосистемой Вологодской области ВЛ 110 кВ Каршево – Андома. 4. С энергосистемой Архангельской области ВЛ 110 кВ Малошуйка-тяговая – Нюхча (Л-Малошуйка). Централизованное субъектов оперативно-диспетчерское электроэнергетики осуществляет филиал АО и «СО потребителей ЕЭС» управление электрической «Региональное для энергии диспетчерское управление энергосистемы Республики Карелия» (далее – Карельское РДУ). Общие сведения об энергосистеме Республики Карелия:  Протяженность ЛЭП составляет 7389,93 км;  Функционируют:  Три ПС 330 кВ;  14 ПС 220 кВ;  93 ПС 110 кВ;  109 ПС 35 кВ.  Суммарная мощность трансформаторов 8029,06 МВ·А; Основным производителем электрической и тепловой энергии является филиал «Карельский» ПАО «ТГК-1». Данный филиал владеет десятью крупными ГЭС, шестью малыми ГЭС и одной теплоэлектроцентралью. Суммарная мощность составляет 833,7 МВт. Территориально ГЭС делятся на каскады: каскад Кемских ГЭС, Каскад Выгских ГЭС, каскад Сунских ГЭС. Так же производство электрической энергии осуществляет:  ООО «Евросибэнерго – тепловая энегия» - Ондская ГЭС установленной мощностью 80 МВт; 13

 АО «Норд Гидро» - МГЭС установленной мощностью 6,405 МВт;  АО «Кондопожский ЦБК» - тепловые электростанции суммарной установленной мощностью 108 МВт;  ТЭЦ ООО «РК-Гранд» установленной электрической мощностью 22 МВт;  АО «Сегежский ЦБК» суммарной установленной мощностью 48 МВт; Наиболее крупными сетевыми организациями по передаче и распределению энергии являются:  Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» сетевая - компания, обслуживающая электрические сети 220-330 кВ энергосистемы Республики Карелия. В эксплуатацию входят линии суммарной протяженностью 2121,94 км напряжением 6-330 кВ, так же 10 подстанций напряжением 35-330 кВ общей трансформаторной мощностью 1944, мВ·А.  АО «ПСК» осуществляет передачу и распределение электроэнергии потребителям. Так же осуществляет эксплуатацию, ремонт, реконструкцию и развитие электрических сетей Республики Карелия. Занимается производством электрической энергии (дизельной генерацией) в обособленных сетях и осуществляет технологическое присоединение к обслуживаемым электросетям. В зоне обслуживания филиала находится 5222,1 км ЛЭП и 1517 трансформаторов и распределительных пунктов.  АО «ОРЭС – Петрозаводск» обслуживает - сети электроснабжения г. Петрозаводска, пос. Кварцитный.  по Филиал ОАО «РЖД» Трансэнерго Октябрьская дирекция энергообеспечению обслуживает 14 и эксплуатирует

распределительные электрические сети ОАО «РЖД» на территории Республики Карелия. [2] Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Республики Карелия составляет 1098,105 МВт по состоянию на 01.11.2019. Входящие в энергосистему Республики Карелия объекты генерации на 01.11.2019 приведены в таблице 1.1. Таблица 1.1. Объекты генерации Объект генерации Ст. № Уст. электрическая мощность, МВт Электростанции Филиала «Карельский» ПАО «ТГК-1» Петрозаводская ТЭЦ 280 1 60 2 110 3 110 Путкинская ГЭС (ГЭС-9) 84 1 28 2 28 3 28 Подужемская ГЭС (ГЭС-10) 48 1 24 2 24 Кривопорожская ГЭС (ГЭС-14) 180 1 45 2 45 3 45 4 45 Юшкозерская ГЭС (ГЭС-16) 18 1 9 2 9 Палакоргская ГЭС (ГЭС-7) 30 1 10 2 10 3 10 Маткожненская ГЭС (ГЭС-3) 63 1 21 2 21 3 21 Выгостровская ГЭС (ГЭС-5) 40 1 20 2 20 Беломорская ГЭС (ГЭС-6) 27 1 9 2 9 3 9 Кондопожкая ГЭС (ГЭС-1) 25,6 1 10,7 2 10,7 15

Объект генерации Ст. № 3 Пальеозерская ГЭС (ГЭС-2) 1 2 Питкякоски (ГЭС-19) 1 Хямекоски (ГЭС-21) 2 3 4 5 Харлу (ГЭС-22) 1 2 Пиени-Йоки (ГЭС-24) 1 2 Уст. электрическая мощность, МВт 4,2 25 12,5 12,5 1,26 1,26 3,58 0,88 0,9 0,9 0,9 3 1,5 1,5 1,28 0,64 0,64 Суури-Йоки (ГЭС-25) 1 2 Игнойла (ГЭС-26) 1 ООО «ЕвроСибЭнерго-тепловая энергия» Ондская ГЭС (ГЭС-4) 1 2 3 4 АО «Кондопожский ЦБК» ТЭС-1 АО «Кондопожский ЦБК» 1,28 0,64 0,64 2,7 2,7 80 20 20 20 20 48 1 2 3 16 16 16 ТЭС-2 АО «Кондопожский ЦБК» 60 1 2 АО «Сегежский ЦБК» ТЭЦ-1 АО «Сегежский ЦБК» 1 3 4 ТЭЦ-2 АО «Сегежский ЦБК» 3 4 5 ООО «РК-Гранд» 16 30 30 24 12 6 6 24 6 6 12

Объект генерации ТЭЦ ООО «РК-Гранд» ГЭС Ляскеля ГЭС Рюмякоски ГЭС Каллиокоски Ст. № Уст. электрическая мощность, МВт 22 1 10 2 12 АО «Норд Гидро» 4,8 1 0,8 2 0,8 3 0,8 4 0,8 5 0,8 6 0,8 0,63 0,975 В целях управления электроэнергетическим режимом в ОЗ Карельского РДУ устанавливаются следующие контролируемые сечения (см. структурную схему Транзита рис.1.1.): I-I − Кола-Карелия: ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №1 ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №2 ВЛ 110 кВ Княжегубская ГЭС – Княжая (Л-145) II-II − Онда-Кондопога: ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Кондопога ВЛ 220 кВ Ондская ГЭС – Сегежа (Л-233) III-III − Ленинград-Карелия: ВЛ 330 кВ Сясь – Петрозаводск ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС – Древлянка (Л-251) ВЛ 110 кВ Верхне-Свирская ГЭС – Ольховец (Олх-1) ВЛ 110 кВ Лахденпохья – Кузнечная (Л-129) В режимах выдачи мощности из ЭС Мурманской области сечения Кола – Карелия и Онда – Кондопога являются взаимозависимыми и оказывают взаимное ограничивающее влияние. В режимах, характерных осеннезимнему периоду, при значительном дефиците северной части ЭС РК переток в сечении Кола – Карелия, как правило, находится на уровне максимально 17

допустимого, в то время как переток в сечении Онда – Кондопога (от шин Ондской ГЭС) находится ниже значения МДП. В режимах паводка, когда выработка карельских ГЭС Выгского и Кемского каскадов близка к максимальной, северная часть ЭС РК становится менее дефицитной или даже избыточной, при этом переток в сечении Кола – Карелия должен быть ограничен для недопущения превышения величины МДП в сечении Онда – Кондопога. Кроме того, для предотвращения одновременного достижения значений МДП в двух сечениях Кола – Карелия и Онда – Кондопога, приводящего к снижению запасов устойчивости ниже требуемых, перетоки мощности в указанных сечениях дополнительно ограничены их суммой посредством ввода суммарного сечения: Кола – Карелия + Онда – Кондопога. В режимах передачи мощности из ЭС Ленинградской области в ЭС РК при нормальной схеме или при ремонтах ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Кондопога, ВЛ 330 кВ Кондопога – Петрозаводск, разомкнутом транзите 220 кВ Ондская ГЭС – Кондопога – Петрозаводск (отключена любая из ВЛ 220 кВ) необходимо контролировать оба сечения Ленинград – Карелия и Онда – Кондопога (к шинам Ондской ГЭС), в остальных случаях достаточно контролировать сечение Ленинград – Карелия. [2] Места контроля и диспетчерский центр ОАО «СО ЕЭС», осуществляющий контроль и регулирование перетока активной мощности по каждому контролируемому сечению, представлены «Описание контролируемых сечений». 18 в таблице №1.2

ЭС Республики Карелия ЭС Ленинградской области Путкинская ГЭС ПС 330 кВ Лоухи ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №1 ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Лоухи №1 ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Путкинская ГЭС ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Кондопога ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №2 ПС 330 кВ Сясь ВЛ 330 кВ Сясь – Петрозаводск ВЛ 330 кВ Кондопога – Петрозаводск МДП Онда-Кондопога 520 МВт МДП Кола-Карелия 600 МВт МДП Ленинград-Карелия 620 МВт Л-157/158 380 МВт Л-216 150 МВт ПС 330 кВ Петрозаводск ПС 330 кВ Кондопога Ондская ГЭС ПС 220 кВ Медвежьегорск Л-214 ПС 330 кВ Княжегубская III I II ЭС Мурманской области ПС 220 кВ Петрозаводскмаш ПС 220 кВ Древлянка ВерхнеСвирская ГЭС Л-251 Л-115 Л-114/105/102/112 ПС 110 кВ Л-233 Л-203 Л-202 РП 220 кВ Сегежа ПС 220 кВ Кемь Беломорск Л-201 Л-204 Л-200 − Кола-Карелия (Карелия-Кола): ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №1 ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №2 ВЛ 110 кВ Княжегубская ГЭС – Княжая (Л-145) II-II − Онда-Кондопога (Кондопога-Онда): ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Кондопога ВЛ 220 кВ Ондская ГЭС – Сегежа (Л-233) III-III − Ленинград-Карелия: ВЛ 330 кВ Сясь – Петрозаводск ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС – Древлянка (Л-251) ВЛ 110 кВ Верхне-Свирская ГЭС – Ольховец (Л-01) ВЛ 110 кВ Лахденпохья – Кузнечная (Л-129) I-I ПС 220 кВ Сортавальская 19 Л-224 Л-225 Л-132/ 131/ 130 Л-128/ 127 ПС 220 кВ ПС 220 кВ Суоярви Ляскеля МДП при нормальной схеме сети 330-220 кВ Рисунок 1.1. Структурная схема транзита Олх-1 Л-188 ПС 110 кВ ПС 110 кВ Пай Ольховец ПС 220 кВ Кондопога Линии 330 кВ Линии 220 кВ Линии 110 кВ Транзиты 110 кВ Л-184/185/ 186/187 Л-194/ 122 Л-129 ПС 110 кВ Лахденпохья III ПС 110 кВ Полярный Круг Л-154/155/156 Л-223 Л-150/151/152/ 153 I Княжегубская ГЭС Л-85/86/87 II Л-145 Л-113/104/103/111 ПС 110 кВ Кузнечная

Таблица 1.2 Описание контролируемых сечений Сечение №  Кола Карелия  Онда  Кондопога  Ленинград  Карелия  КолаКарелия + ОндаКондопога Диспетчерское наименование элементов, образующих сечение Место контроля ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №1 ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №2 ВЛ 110 кВ Княжегубская ГЭС – Княжая (Л-145) Шины 330 кВ ПС 330 кВ Княжегубская, шины 110 кВ Княжегубской ГЭС (ГЭС-11) ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Кондопога ВЛ 220 кВ Ондская ГЭС – Сегежа (Л-233) (**) ВЛ 330 кВ Сясь – Петрозаводск, ВЛ 220 кВ Верхнее-Свирская ГЭС – Древлянка (Л-251) ВЛ 110 кВ Верхне-Свирская ГЭС – Ольховец (Олх-1) ВЛ 110 кВ Лахденпохья – Кузнечная (Л-129) ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №1 ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №2 ВЛ 110 кВ Княжегубская ГЭС – Княжая (Л-145) ВЛ 330кВ Ондская ГЭС – Кондопога ВЛ 220 кВ Ондская ГЭС – Сегежа (Л-233) (**) Шины 330 и 220 кВ Ондской ГЭС (ГЭС-4) Шины 330 кВ ПС 330 кВ Петрозаводск, шины 220 и 110 кВ ВерхнеСвирской ГЭС (ГЭС-12), шины 110 кВ ПС 110 кВ Кузнечная Шины 330 кВ ПС 330 кВ Княжегубская, шины 110 кВ Княжегубской ГЭС (ГЭС-11), шины 330 и 220 кВ Ондской ГЭС (ГЭС-4) 20 Положительн ое направление перетока Контролирует диспетчер Регулирует диспетчер Чем осуществляется регулирование Изменением генерации ГЭС ЭС Мурманской области и Кольской АЭС. В нормальном режиме осуществляется АРЧМ. Изменением генерации ГЭС ЭС РК. от шин КарРДУ, ОДУ С-З КолРДУ к шинам ОДУ С-З КарРДУ (*) к шинам ЛенРДУ, ОДУ С-З КарРДУ (*) Изменением генерации Петрозаводской ТЭЦ и ГЭС ЭС РК. КарРДУ (*) Изменением генерации ГЭС ЭС РК.  ОДУ С-З

1.3. Характеристика транзита 330 кВ Колэнерго – Карелэнерго – Лэнеэнерго. ПАО «ФСК ЕЭС» ввело в эксплуатацию подстанцию 330 кВ Лоухи мощностью 250 МВ·А с воздушной линией электропередачи 330 кВ Княжегубская – Лоухи протяженностью 109 км (Республика Карелия) в 2009 году. Ввод новых энергообъектов позволил увеличить выдачу мощности Кольской АЭС и значительно повысил надежность электроснабжения потребителей Мурманской области и Республики Карелия с общей численностью населения более 1,5 млн. человек. Строительство подстанции 330 кВ Лоухи и линии электропередачи 330 кВ Княжегубская – Лоухи началось в 2008 году и осуществлялось в рамках проекта строительства второй цепи Северного транзита. В ходе работ на подстанции были построены открытые распределительные устройства (ОРУ) 110 и 330 кВ, закрытое распределительное устройство (ЗРУ) 10 кВ, а также установлены два автотрансформатора 330/110 кВ мощностью 125 МВ·А каждый. На энергообъекте установлены современные микропроцессорные устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики, системы связи, автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) и коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ). Северный транзит – один из крупнейших в стране электроэнергетических проектов последних лет. Линия электропередачи 330 кВ от Кольской АЭС (Мурманская область) через Ондскую ГЭС (Республика Карелия) до Киришской ГРЭС (Ленинградская область) протяженностью 500 км соединяет энергообъекты Кольской, Карельской и Ленинградской энергосистем. Северный транзит обеспечивает электроснабжение таких крупных потребителей Северо-Западного региона, как Оленегорский горнообогатительный комбинат, Кандалакшский алюминиевый завод, Сегежский целлюлозно-бумажный комбинат, Мурманский морской торговый порт, Кемский лесопильно-деревообрабатывающий завод.

Необходимость строительства второй цепи Северного транзита была обусловлена энергодефицитом в отдельных районах Республики Карелия и Мурманской области. Ограниченная пропускная способность первой цепи Северного транзита, построенной в середине 70-х годов прошлого столетия, не позволяет выдавать мощность Кольской АЭС в необходимом объеме. В связи с этим в 2005 году ПАО «ФСК ЕЭС» было принято решение о реализации данного проекта. Подстанция Лоухи с линией электропередачи Княжегубская – Лоухи стали вторым участком второй цепи Северного транзита. Первый участок – подстанция 330 кВ Княжегубская и линия электропередачи 330 кВ Кольская АЭС – Княжегубская – был введен в работу в 2007 году. 3 Сейчас происходит строительсвто еще пяти участков, включающих ввод в эксплуатацию линий электропередачи 330 кВ Лоухи – Путкинская ГЭС, Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС, Ондская ГЭС – Петрозаводская, Петрозаводская – Сясь, Сясь – Киришская ГРЭС. Реализация проекта строительства Северного транзита позволит существенно повысить пропускную способность сети, обеспечив выдачу мощности Кольской АЭС в объеме 450-500 МВт в Объединенную энергосистему Северо-Запада. 1.4. Строительство транзита Строительство транзита позволяет существенно повысить техникоэкономическую эффективность функционирования межсистемных линий электропередачи 330 кВ, образующих транзит «Колэнерго – Карелэнерго – Ленэнерго» и прилегающих сетей 330, 220, 110 кВ за счет следующих факторов: • позволит увеличения пропускной способности транзита, что практически в полном объеме реализовать имеющиеся в Кольской энергосистеме избытки мощности и электроэнергии; 3 Россети ФСК ЕЭС [Электронный ресурс]. – 2007-2020. URL: fsk-ees.ru (Дата обращения 09.05.2020) 22

• планирования экспорта электроэнергии в Финляндию в объеме 3,5 млрд.кВт.ч; • обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей Мурманской области и республики Карелия; • повышения надежности работы не только собственно транзита «Колэнерго – Карелэнерго – Ленэнерго», но и связываемых энергосистем, в первую очередь надежность работы Кольской АЭС; • снижения ущерба из-за аварийного недоотпуска электроэнергии за счет повышения селективности и коэффициента готовности устройств РЗА и ПА; • снижения аварийности и сокращение времени устранения последствий аварийных ситуаций за счет оперативного анализа большего объема текущей информации и постоянно накапливаемых данных, а также оперативного и ретроспективного анализа аварийных, предаварийных и послеаварийных ситуаций; • сокращения эксплуатационных расходов за счет использования современного надежного первичного оборудования с большим межремонтным периодом, применения микропроцессорных устройств РЗА, автоматических систем контроля и управления, телемеханики и связи, обладающих встроенным самоконтролем. Этапы ввода: Этап 1.1: постановка под напряжение РУ 330 кВ РП 330 кВ Борей по ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №2. Этап 1.2.1: строительство ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Борей №1 с подключением в РУ-330 кВ Путкинской ГЭС вместо существующей ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Путкинская ГЭС и организация заходов существующей ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Путкинская ГЭС на РП 330 кВ Борей с образованием ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Борей №1. Этап 1.2.2: строительство ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Борей ГЭС №2 с подключением в РУ-330 кВ Путкинской ГЭС вместо существующей 23

ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Лоухи №1 и организация заходов существующей ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Лоухи №1 с образованием ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №1. Этап 2.1: постановка под напряжение РУ 330 кВ РП 330 кВ Каменный Бор по ВЛ 330 кВ Борей – Каменный Бор №2. Этап 2.2.1: строительство ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Каменный Бор №1 с подключением в РУ-330 кВ Ондской ГЭС вместо существующей ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Кондопога и организация заходов существующей ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Кондопога на РП 330 кВ Каменный Бор с образованием ВЛ 330 кВ Каменный Бор – Кондопога. Этап 2.2.2: строительство ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Каменный Бор №2 с подключением в РУ-330 кВ Ондской ГЭС вместо существующей ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Путкинская ГЭС (ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Борей №1 с учетом реализации этапа 1.2.1) и организация заходов существующей ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Путкинская ГЭС (ВЛ 330 кВ Ондская ГЭС – Борей №1 с учетом реализации этапа 1.2.1) на РП 330 кВ Каменный Бор с образованием ВЛ 330 кВ Борей – Каменный Бор №1. Схема присоединения к энергосистеме см. приложение Б. 1.5. Особенности и проблемы одноцепного транзита 330 кВ ПС 330 кВ Лоухи – Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС Строительство второй цепи для транзита ВЛ 330 кВ КолэнергоКарелэнерго – Ленэнерго (рис.1.2.) обоснованно тем, что одноцепной участок транзита 330 кВ ПС 330 кВ Лоухи – Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС имеет недостаточную пропускную способность и в связи с этим образуется запертая генераторная мощность в энергосистеме Мурманской области (в основном от Кольской АЭС), величина данной мощности оценивается в 500600 МВт в летний период и 300-400 МВт – в зимний. Так же очень большая вероятность того, что произойдет выход параметров 24

режима работы энергосистемы из области допустимых значений при разрыве одноцепного участка транзита 330 кВ в период низкой суммарной располагаемой мощности гидроэлектростанций каскадов Кемских, Выгских и Сунских ГЭС. Наиболее «тяжелые» схемнорежимные или режимно-балансовые ситуации, в которых возможен выход параметров в область недопустимых значений: 1) Зимний режим максимальных нагрузок при нормативном возмущении с отключением ВЛ 330 кВ Путкинская Рисунок 1.2. Схема территориального расположения транзита ВЛ 330 кВ Колэнерго – Карелэнерго Ленэнерго ГЭС – Лоухи №1 в нормальной схеме (рассматриваемое контролируемое сечение «Ленинград - Карелия»). 2) Летнего режима максимальных нагрузок при нормативном возмущении с отключением ВЛ 330 кВ Сясь – Петрозаводск (рассматривается контролируемое сечение «Ленинград  Карелия») или ВЛ 330 кВ Кондопога – Петрозаводск (рассматривается контролируемое сечение «Петрозаводск−Кондопога») в единичной схеме ремонта ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Лоухи №1 В единичной ремонтной схеме, с отключением ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Лоухи №1, величина максимально допустимого перетока (далее – МДП) в контролируемом сечении «Ленинград – Карелия» является расчетной величиной и составляет 300 + ∑ 𝑃он ≤ 630 МВт ~ 462 МВт ( 𝑃он – суммарный объем управляющего воздействия (далее – УВ) на отключение нагрузки (далее – ОН)). Величина МДП без противоаварийной автоматики (далее – ПА) в данной ремонтной схеме ограничена по критерию недопущения повышения аварийно допустимой токовой нагрузки (далее – 25

АДТН) ВЛ 220 кВ Верхне-Свирская ГЭС – Древлянка при аварийном отключении ВЛ 330 кВ Сясь – Петрозаводск, то есть МДП определяется критерием послеаварийного режима. В двойной ремонтной схеме с отключенной ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС - Лоухи №1 и ВЛ 330 кВ Сясь - Петрозаводск величина МДП в контролируемом сечении "Ленинград - Карелия" определяется критерием длительно допустимой токовой нагрузки (далее - ДДТН) ВЛ 220 кВ ВерхнеСвирская ГЭС - Древлянка в исходной схеме и составляет порядка 275 МВт. В двойной ремонтной схеме с отключенной ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС - Лоухи N 1 и ВЛ 330 кВ Кондопога - Петрозаводск величина МДП в контролируемом сечении "Петрозаводск - Кондопога" определяется критерием ДДТН ВЛ 220 кВ Кондопога - Петрозаводскмаш в исходной схеме и составляет порядка 260 МВт. В вышеуказанных послеаварийных (ремонтных) схемах ввести параметры электроэнергетического режима в область допустимых значений по сечению «Ленинград  Карелия» или «Петрозаводск − Кондопога» в режимах ограниченных водных ресурсов не представляется возможным без ввода графиков временного отключения потребления (далее  ГВО). Для исключения ввода ГВО в периоды низкой приточности, то есть при отсутствии значительных объемов собственной генерации ГЭС, вышеописанной в единичной ремонтной схеме с отключенной ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Лоухи № 1 для исключения перегрузки по сечению «Ленинград – Карелия» в качестве технического решения предлагается наращивание объемов ОН от ПА (увеличение величины МДП с ПА в сечении до величины, ограниченной 20%P – критерием обеспечения 20%-го коэффициента запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности в исходной схеме). Для исключения ввода ГВО в рассматриваемых двойных ремонтных схемах с отключенной ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Лоухи № 1 и ВЛ 330 кВ Сясь – Петрозаводск или ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Лоухи № 1 и ВЛ 330 кВ Кондопога – 26

Петрозаводск для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима в контролируемых сечениях «Ленинград – Карелия» и «Петрозаводск – Кондопога» соответственно, необходима реализация мероприятий по усилению электрической сети или сооружению новых объектов генерации в энергосистеме Республики Карелия. Кроме вышеперечисленного, послеаварийные режимы с отключением одноцепного участка транзита 330 кВ ПС 330 кВ Лоухи – Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС приводят к отделению северной части энергосистемы Республики Карелии совместно с энергосистемой Мурманской области на изолированную работающей от единой части энергосистемы формируются работу. управляющие В изолированно воздействия от автоматического предотвращения нарушения устойчивости (далее – АПНУ) или/и автоматического ограничения повышения частоты (далее – АОПЧ) на отключение генерирующих мощностей в энергосистеме Мурманской области, а также в северной части энергосистемы Республики Карелия. Максимальный объем воздействий от АПНУ составляет порядка 300 МВт  отключение генераторов на Княжегубской ГЭС (2×36 МВт), Нива ГЭС-3 (1×38,5 МВт) и Кольской атомной электростанции (далее – АЭС) (1×220 МВт). Под АОПЧ в операционной зоне Кольского регионального диспетчерского отделения заведены генераторы Княжегубской ГЭС-11, Нива ГЭС-3, Кумской ГЭС-9, Иовской ГЭС-10, Верхне-Туломской ГЭС-12, Серебрянской ГЭС-15 (суммарный средний объем порядка 250 МВт), в операционной зоне Карельского РДУ генераторы Путкинской ГЭС, Кривопорожской ГЭС и Ондской ГЭС (суммарный средний объем порядка 100 МВт). Таким образом, протяженный одноцепной транзит 330 кВ не обеспечивает надежное электроснабжение потребителей Республики Карелия в послеаварийной схеме, связанной с отключением указанного транзита. Данная схема одноцепного транзита приводит к ограничению сроков и возможностей проведения ремонтных работ в системообразующей сети 27

330 кВ, связанных с вводом значительных ограничений на выдачу мощности из энергосистемы Мурманской области. [2] 28

2. Выбор аппаратной реализации релейной защиты 2.1. Определение понятий релейной защиты Релейная защита – это комплекс устройств, предназначенных для быстрого, автоматического выявления повреждений и отделение поврежденных элементов от электроэнергетической системы с целью обеспечения нормальной работы всей системы. Требования, предъявляемые к релейной защите Существует четыре основных требования, предъявляемых к релейной защите: 1. Селективность; 2. Быстрота; 3. Чувствительность; 4. Надежность. Данные требования влияют на эффективность срабатывания релейной защиты, поэтому рассмотрим каждое требование подробнее. Селективность, по-другому избирательность, обеспечивает отключение только поврежденного элемента, не отключая неповрежденные элементы. Данное действие защит при резервировании питания потребителей исключает перерывы в их электроснабжении. При одиночном питании потребителя (через одну линию), даже при селективном действие защит, они остаются без напряжения, поэтому целесообразно на таких линиях применять АПВ (автоматическое повторное включение), так как в большинстве случаев происходит успешное обратное включении линии. Благодаря этому, появляется возможность повысить надежность электроснабжения потребителей. Селективность не должна исключать резервирования защит и выключателей смежных участков. Например, при коротком замыкании на смежном элементы и отказе его защит, защита соседнего участка должна отключить выключатель на смежном участке, в этом случае происходит 29

неселективное отключение, но ограничивается отключением только двух участков. Быстрота действия защит является немаловажным требованием, так как благодаря выполнению данного требования возможно получить следующее: Позволяет повысить устойчивость параллельно работающих машин в системе. Благодаря применению быстродействующих реле есть возможность полностью исключить нарушение динамической устойчивости, связанное с возникновением коротких замыканий, параллельно работающих синхронных машин. И в связи с этим, устраняется одна из основных причин, из-за которых возникают более тяжелые системные аварии, которые связаны с бесперебойностью электроснабжения потребителей. Исключает длительную работу потребителя на пониженном напряжении. Уменьшает масштабы разрушения поврежденного элемента. Повышает эффективность АПВ (автоматическое повторное включение) на воздушных линиях. При быстром отключении поврежденной линии, АПВ может сработать так быстро, что потребитель практически не почувствует перерыва в питании. Чувствительность защит – обеспечение срабатывания защиты с определенной чувствительностью в установленной зоне действия. Чувствительность защиты должна обеспечиваться при минимальных режимах в энергосистеме, то есть защита должна реагировать, когда значения изменений величин будет наименьшей. Чувствительность характеризуется коэффициентом чувствительности: 𝑘ч = 𝐼к.з.мин 𝐼с.з. (1) 𝐼к.з.мин – минимальный ток к.з.; 𝐼с.з. – ток, при котором начинает работать защита. 30

Данный коэффициент варьируется от 1,5 до 2. Надежность – требование, предъявляемое к релейной защите, которое должно обеспечивать 100-процентную правильность действия релейной защиты, обеспечивать постоянную готовность к действию релейной защиты и обеспечивать отключение поврежденного элемента при любых видах повреждений и при ненормальной работе энергосистемы. Проблемы в обеспечении основных требований, предъявляемых к релейной защите и их решения. Не всегда можно обеспечить одновременно быстроту срабатывания и селективность защит. Поэтому в данном случае, исключают то требование, которое меньше повлияет на работу потребителей. Чтобы обеспечить более надежное действие защиты применяются более простые схемы выполнения и минимальное количество контактов реле. Так же надежность защит обеспечивается качеством входящих в нее реле , совершенством монтажа и правильными условиями эксплуатации. Обеспечение простых схем защит Не учитывать виды повреждений, которые маловероятны в данной энергосистеме. Не учитывать режимы работы, которые маловероятны в системе. Находить способы уменьшения количества защит на элементе. [9] Элементы защиты и реле Чаще всего релейная защита элемента состоит из нескольких реле, которые соединены друг с другом. 31

Устройства релейной защиты Реагирующая часть Логическая часть 1. состоит из основных реле 2. подает команду на логическую часть 1. воспринимает команды реагирующей части 2. Подает управляющий импульс на отключение выключателей 3. выполняется с помощью реле или схем электронных приборов (ламповых или полупроводниковых) 1.токовые реле 2.реле напряжения 3.реле сопротивления В сочетании с указанными реле применяются реле мощности 1. реле времени 2. указательное реле 3. промежуточное реле Рисунок 2.1. Элементы устройств релейной защиты Токовые реле реагируют на изменение величины тока. Реле напряжения реагируют на изменение величины напряжения. Реле сопротивления реагируют на изменение величины сопротивления. Реле мощности реагируют на направление и изменение величины значения мощности. Реле времени нужно для замедления действия защит. Указательное реле служит для сигнализации и фиксации действия защит. Промежуточное реле служит для взаимосвязи между элементами защиты. Основные категории защит 1. Токовые защиты.  Выполняются с выдержкой времени или без выдержки времени. 32

 Могут быть направленными (для обеспечения селективности) и ненаправленными. 2. Дистанционные защиты.  Выполняются с выдержкой времени, которая автоматически увеличивается при отдалении от объекта, на котором установлена данная защита.  Могут быть направленными и ненаправленными. 3. Дифференциальные защиты.  Выполняются без выдержки времени, когда разность нескольких сравниваемых однородных величин больше заранее установленной величины. 4. Высокочастотные защиты.  Выполняются без выдержки времени, когда разность нескольких сравниваемых однородных величин больше заранее установленной величины (как в дифференциальной защите), а так же когда знаки мощностей на обоих концах одинаковы. Экономические обоснования при выборе релейной защиты Выбор релейной защиты так же связан с экономическими обоснованиями этого выбора. Так, например, для маломощных двигателей не целесообразно использовать дорогую и сложную защиту, которая используется для более мощных двигателей, так как данная защиты может в несколько раз превышать стоимость самих двигателей. Учитывается так же последующие эксплуатационные расходы, идущие на проверку, испытание и регулировку релейной защиты, и учитывается экономия на основном оборудовании (например, использование более дешевых сооружений линий электропередачи, аварии на которых будут ликвидированы совершенным действием защиты и сетевой автоматики). Есть некоторые специфические моменты экономики, которые применяются для выбора релейной защиты. В основном это отражается на 33

том, что при выборе более совершенной защиты, этот выбор покроет затраты на недоотпуск продукции, который бы произошел если бы применялась менее совершенная защита, которая бы не сработала при аварии. Поэтому следует учитывать значимость защищаемого объекта в деле обеспечения бесперебойного энергоснабжения потребителей, и то как отразиться действие установленной защиты на данном объекте на работу остальной энергосистемы. [9] 2.2. Перспективы развития устройств релейной защиты Рассмотрим перспективы развития УРЗ на примере сети 330 кВ энергосистемы Республики Карелия. На объектах сети 330 кВ используются электромеханические и микропроцессорные устройства релейной защиты. Проведенный анализ, используемых устройств РЗ на объектах сети 330 кВ в энергосистеме Республики Карелия, представлен в таблице 2.1. Таблица 2.1 Перечень, используемых УРЗ Количество устройств Процентное Используемые Устройства РЗ 330 кВ соотношение, % производители Электромеханическое 86 75 Чебоксарский электроаппаратный завод Микропроцессорное 28 Итого устройств РЗ 114 25 34 Siemens

Электромеханическое Микропроцессорное Рисунок 2.2. Использование устройств релейной защиты Из диаграммы (рис.2.2) видно, что доля использование электромеханических устройств РЗ выше. Это связано с тем, что основная системообразующая сеть энергосистемы Республики Карелия была введена в эксплуатацию до 1990 года. Но большинство электромеханических устройств РЗ устарели, что в ряде случае приводит к их неправильной работе, поэтому важно производить замену устройств РЗ на более новые и совершенные устройства. Замена необходима с введением нового оборудования или его модернизацией, потому что с развитием энергосистемы, постоянно совершенствуются и нормативные требования, предъявляемые к устройствам РЗ. Талица 2.2 Количество отключений Количество отключений ЛЭП и оборудования напряжением 330 кВ устройствами релейной защиты Отключения 2015 2016 2017 2018 2019 Ложные 2 0 0 0 2 Правильные 14 7 3 6 15 Излишние 0 0 0 0 0 35

16 14 12 10 Ложные 8 Правильные 6 Излишние 4 2 0 2015 2016 2017 2018 2019 Рисунок 2.3. Анализ работы устройств релейной защиты В 2015 году было два ложных отключения, связанные с ошибочными действиями оперативного персонала и из-за срабатывания ЗНФ (защита от переключения фаз) обходного выключателя из-за повреждения оперативных цепей (отключение оборудования). В 2019 году два ложных срабатывания релейной защиты произошли изза ошибки при выполнении переключений (отключение оборудования) и изза ошибки при выполнении работ (отключение ВЛ) (рис.2.3). При работе с МП УРЗ такие ошибки более вероятны, так как нужна специальная подготовка персонала. Сравнение устройств релейной защиты Существует два основных типа устройств релейной защиты и автоматики: электромеханическое и микропроцессорное. сравнительный анализ устройств РЗ (таблица 2.3). 36 Приведем

Таблица 2.3 Сравнительный анализ УРЗ Критерии Устройства РЗ оценки Электромеханическое Микропроцессорное На базе электромеханических реле, Схема исполнения схема усложняется количеством и ее сложность взаимосвязанных реле На базе микросхемы Настройка происходит с помощью удаленного Настройка уставок происходит пульта, но требуется непосредственно в месте установки частое обновление Настройка защиты программного продукта Сложность Взаимозаменяемость элементов, ремонта поддаются ремонту Сложно ремонтируемые Габариты Громоздкие Компактные Мало информации, Есть единая теоретическая база по требуется обучение эксплуатации данных устройств. персонала, но количество Большое количество обслуживающего этого персонала Обслуживание персонала. сокращается Стоимость Низкая Высокая До 25 лет [10] 20-25 лет [11] Срок эксплуатации При сравнении двух видов устройств РЗ, можно сделать вывод, что каждая имеет свои достоинства и недостатки. Электромеханические устройства РЗ более понятны и освоены, так как используются уже много лет, а микропроцессорные начали внедряться не так давно, поэтому в целях их грамотной эксплуатации требуется соответствующим образом подготавливать персонал. В перспективах все электромеханические устройства РЗ сети 330 кВ в операционной зоне Филиала АО «СО ЕЭС» Карельского РДУ будут заменены на микропроцессорные устройства РЗ. 37

Преимущества и недостатки микропроцессорных устройств релейной защиты Микропроцессорные устройства релейной защиты, как и многие другие устройства имеют свои достоинства и недостатки. Рассмотрим сначала недостатки. Сами МП устройства РЗ достаточно дорогостоящие, как и их обслуживание, но к этим расходам добавляется расход на обеспечение оптимальных климатических условий в помещении, так как МП УРЗ имеют узкий диапазон температур. А при неправильных условиях может быть нарушена корректная работа устройств. Еще одним недостатком является то, что при потере оперативного тока или сбоя в программном обеспечении, элемент сети остается без защиты, но этот минус возможно исправить дополнительным питанием (аккумуляторная батарея) или двумя комплектами защит, питающимися от двух независимых цепей оперативного тока. Несмотря на все недостатки, у МП УРЗ много преимуществ: МП устройства РЗ – многофункциональны, они могут измерять не только основные электрические величины, но также контролировать нагрузку по фазам, показывают причины отключения, время и дату отключения, ток и длительность аварийной ситуации, векторные диаграммы напряжений и токов в линиях в момент отключения и другое. МП устройства РЗ позволяют отказаться от постоянного обслуживающего персонала, так как переключения, настройка и контроль осуществляется дистанционно. Оперативный персонал, обслуживающий электроустановку, ведет схему-макет (мнемосхему), на которой изображается фактическое положение всех коммутационных аппаратов, в том числе стационарных заземляющих устройств. В данном случае изменение положения коммутационных аппаратов на схеме-макете осуществляется вручную. Микропроцессорные терминалы защит позволяют полностью отказаться от схемы-макета. На дисплеях терминалов защит каждого 38

присоединения изображается мнемосхема присоединения, на которой в автоматическом режиме осуществляется изменение положений коммутационных аппаратов в соответствии с их фактическим положением. Можно сделать вывод, что внедрение микропроцессорных устройств РЗ в предприятия электроэнергетической отрасли целесообразно и необходимо. Информационная безопасность В связи с внедрением МП УРЗ, созданием каналов связи и увеличением объема передаваемой и принимаемой информации необходимо обеспечить информационную безопасность. Информационная безопасность устройств, комплексов и IT-ресурсов предусмотрены приказом ФСТЭК России и Концепцией обеспечения информационной безопасности ОАО «Россети». Меры по обеспечению информационной безопасности: 1. Установка средств защиты, обеспечивающих управление доступом в рамках возможностей идентификации и аутентификации; 2. Обеспечение программной и аппаратной целостности комплексов РЗА; 3. Необходимо использование средств защиты РЗА для блокирования атак на отказ в обслуживании, удаленное исполнение кода, несанкционированное изменение конфигураций устройств; 4. Одной из мер по обеспечению безопасности является сегментирование – разбиение сети на логические сектора. Меры обеспечения информационной безопасности должны непрерывными и распространяться на все жизненные циклы. [12] 39 быть

Перспективы В сети 330 кВ микропроцессорных Республики защит Карелия составляет 25%. процент Но использования несмотря на это, микропроцессорные защиты постепенно внедряются в ЭС Республики Карелия. В настоящее время происходит ввод второй цепи транзита 330 кВ. В связи с этим количество микропроцессорных устройств РЗ увеличится с 28 до 41. Для более надежной защиты линий электропередач на каждую линию устанавливаются основные защиты. [3] Сейчас на всех линиях 330 кВ установлена основная защита: ДФЗ (дифференциально-фазная защита), как на электромеханической базе, так и на микропроцессорной. В перспективах будет производиться замена электромеханических ДФЗ на микропроцессорные ДФЗ. Минэнерго России разработан ведомственный проект «Цифровая энергетика». Данный проект направлен на преобразование энергетической инфраструктуры с помощью внедрения цифровых технологий, для того, чтобы повысить ее эффективность и безопасность. Проект заключается в создании единого информационного пространства, в котором все данные передаются непосредственно с первичных приборов без участия человека. Что позволяет всегда получать актуальные данные и в режиме онлайн вычислять любые показатели на основе первичных данных. [4] Отличительными характеристиками цифровой подстанции являются: наличие встроенных в первичное оборудование интеллектуальных микропроцессорных устройств, применение локальных вычислительных сетей для коммуникаций, цифровой способ доступа к информации, её передаче и обработке, автоматизация работы подстанции и процессов управления ею. В перспективе цифровая подстанция будет являться ключевым компонентом интеллектуальной сети. [13] 40

Вывод Сегодня трансформация электроэнергетики влияет и на совершенствование устройств релейной защиты. Хотя и замена устройств на электромеханической базе происходит медленно, но по истечению срока их эксплуатации постепенно будет происходить их вытеснение в связи с возросшими нормативными микропроцессорные энергетика», в требованиями. устройства рамках релейной которого Стимулирует защиты переход проект предусматривается на «Цифровая устройствами, возможностью передачи и обмена информацией с другими цифровыми устройствами, такими как АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим процессом), операционно-информационные комплексы, предлагается внедрение средств дистанционного управления. Замена электромеханических устройств РЗ может снизить неправильную работу РЗ при условии соответствующей подготовки персонала, потому что чаще неправильная работа РЗ связана с ошибками персонала. 2.3. Выбор устройств релейной защиты для линий электропередач При проектировании новых объектов целесообразно применять микропроцессорные устройства релейной защиты. Для второй цепи транзита 330 кВ выбраны микропроцессорные устройства релейной защиты производителя ООО НПП «ЭКРА», что соответствует современным трендам в отечественной энергетике, связанным с приказом Минпромторга России по импортозамещению. [31] 41

3. Выбор и обоснование необходимого объема релейной защиты Согласно Приказу Минэнерго № 101 от 13 февраля 2019 года п.48 должны устанавливаться не менее, чем два устройства РЗ, реализующие функцию основной защиты, а также каждое установленное устройство РЗ должно иметь в своем составе функцию резервных защит. Устройства релейной защиты выбираются согласно Правилам устройств электроустановок, глава 3.2. Релейная защита п.п. 3.2.106 – 3.2.118 (защита воздушных линий в сетях напряжением 110-500 кВ с эффективно заземленной нейтралью). Таким образом, для защиты ВЛ транзита 330 кВ определяем следующий объем защит: 1) Для основной защиты выбираем:  дифференциальную защиту линии (далее – ДЗЛ). 2) Для резервных защит выбираем:  Токовая отсечка (далее – ТО);  Дистанционная защита (далее – ДЗ);  Токовая защита нулевой последовательности (далее - ТЗНП). Все защиты микропроцессорного исполнения, рассмотрим каждый тип защит отдельно. 3.1. Дифференциальная защита линии В начале XXI века началось широкое внедрение ДЗЛ в различные энергосистемы из-за появления волоконно-оптической линии связи. Предпочтение отдается ДЗЛ с цифровым каналом связи, так как по сравнению с высокочастотными защитами ДФЗ (дифференциально-фазная защита) и ВЧБ (высокочастотная защита с блокировкой), она имеет следующие преимущества: 42

1) Пофазное сравнение токов в ДЗЛ позволяет выполнить естественный и точный выбор поврежденных фаз; 2) ДЗЛ может применяться в сетях со слабым источником питания, а также для защиты тупиковых ЛЭП напряжением 110-220 кВ; 3) ДЗЛ может применяться для защиты кабельных и кабельновоздушных ЛЭП. ВЧ защиты не могут обеспечить должную защиту из-за ухудшения ВЧ канала, как среды передачи информации. МП устройства ДЗЛ имеют еще ряд других технических преимуществ:  Возможность включения в зону действия защиты силового трансформатора, установленного на линии;  Возможность реализации более точного алгоритма определения места повреждения на ЛЭП по многостороннему замеру;  Возможность применения ДЗЛ для защиты многоконцевых линий. Принцип действия ДЗЛ Рисунок 3.1. Схема подключения ДЗЛ. В1, В2 – высоковольтные выключатели; ТТ – трансформатор тока; ТН – трансформатор напряжения; ВОЛС – волоконно- оптическая линия связи; ПС А, ПС Б – подстанции, на которых размещаются полукомплекты ДЗЛ; К1, К2, К3 – места рассматриваемых КЗ. Принцип действия основан на сравнении суммы векторов тока в начале и в конце защищаемой линии (𝐼ДЗЛ = 𝐼 А + 𝐼 Б ) с определенной пороговой величиной 𝐼Д.уст . 43

При внешних КЗ по отношению к защищаемой ЛЭП (повреждения К2 и К3 на рис. 3.1) направление токов для ПС А и ПС Б различаются: для одной стороны направление соответствует – от «шин в линию», для другой – «от линии в шины» (рис. 3.2). В результате в каждом из полукомплектов ДЗЛ расчётное значение дифференциального тока близко к нулю, защита не срабатывает. Рисунок 3.2. Принцип действия ДЗЛ При КЗ на защищаемой ЛЭП (повреждение К1 на рис. 3.1) направление токов для ПС А и ПС Б совпадают (от «шин в линию», при принятой полярности ТТ). При этом величина дифференциального тока равна току в месте повреждения (рис. 3.2), что приводит к срабатыванию обоих полукомплектов ДЗЛ и отключению выключателей. Синхронизация измеренных величин Угловые соотношения между токами могут быть правильно измерены лишь при синхронизации измеренных величин – привязки их к общему началу отсчёта. Каждый из полукомплектов ДЗЛ по концам линии измеряет величины асинхронно в соответствии с внутренним тактом процессорного вычисления. Данные, об измеряемых в каждой фазе токов, посылаются на другие концы объекта с помощью соответствующих телеграмм. С учётом необходимости синхронизации каждая из телеграмм содержит данные о моменте ее отправления. При приёме телеграммы на другой стороне эти 44

данные сверяются с данными о текущем моменте времени на приёмной стороне, и производится соответствующая корректировка этих данных. При указанной привязке учитывается также замедление, вносимое передачей сигналов по каналу связи. Синхронизация выборок значений измеряемых величин в устройствах ДЗЛ возможна также при использовании глобальной спутниковой системы определения местоположения GPS (GPS- синхронизация) . Однако в этом случае требуются дополнительные затраты и усложнение защиты, поэтому GPS-синхронизация является дополнительной опцией к стандартным устройствам. Кроме того, здесь необходимо учитывать тот факт, что при использовании внешнего устройства синхронизации работа ДЗЛ полностью зависит от доступности системы GPS в данный и конкретный момент времени. Таким образом, большинство производителей ДЗЛ применяют методы, когда разница времён выборки значений определяется при помощи канала связи. Торможение Принцип действия дифференциальной защиты основан на том, что сумма всех токов, втекающих в защищаемый объект, равна нулю в нормальном режиме работы, Указанное условие справедливо только для первичных величин и только в том случае, если ёмкостными токами линии можно пренебречь. Вторичные токи, подводимые к устройствам защиты от измерительных трансформаторов тока, содержат погрешности обусловленные измерения, характеристиками трансформаторов тока и входных цепей устройств. Ошибки при передаче, такие как случайные искажения сигналов, также могут приводить к отклонению измеряемых величин. В результате всех Рисунок 3.3. Тормозная характеристика ДЗЛ 45

указанных влияющих факторов, сумма всех токов, обрабатываемая устройствами, в нормальном режиме не равна нулю. Поэтому в устройствах ДЗЛ всех производителей применяется торможение – увеличение порога срабатывания дифференциального тока 𝐼ДИФ в зависимости от тормозного тока 𝐼ТОРМ . На рис. 3.3 представлена типичная тормозная характеристика ДЗЛ. Как видно из тормозной характеристики, с увеличением тормозного тока 𝐼ТОРМ загрубляется уставка срабатывания ДЗЛ. Эта мера препятствует неселективному срабатыванию при внешних КЗ, которые могут произойти вследствие нарушения баланса токов из-за неодинакового насыщения ТТ. Компенсация ёмкостного тока ЛЭП В связи с наличием ёмкостей фаз относительно земли и относительно друг друга ёмкостные токи протекают по ЛЭП даже в нормальном режиме работы и являются причиной различия токов по концам защищаемого объекта. Ёмкостной ток кабельной линии длиной более 20 км и воздушной линии напряжением 330–500 кВ и длиной более 150 км вызывает дополнительный небаланс ДЗЛ при внешних повреждениях, что требует отстройки путем загрубления дифференциальной защиты. Если к устройству защиты подведены цепи напряжения от трансформатора напряжения присоединения, то тогда ёмкостные токи могут быть в большей степени скомпенсированы автоматически. Возможна активация функции компенсации ёмкостного тока, которая определяет фактический ёмкостной ток линии. На двухконцевых ЛЭП каждое из устройств осуществляет компенсацию половины ёмкостного тока, при числе устройств N каждое из них осуществляет компенсацию N-ной части ёмкостного тока. Компенсация ёмкостного тока ЛЭП позволяет не учитывать эту составляющую небаланса в расчетах уставок ДЗЛ и тем самым повысить чувствительность защиты к внутренним КЗ. 46

3.2. Токовая отсечка Токовая отсечка – устройство защиты, контролирующее ток в защищаемой линии и действующее на отключение выключателя линии при превышении током заранее заданной уставки. [13] Зона действия ТО начинается от трансформатора тока, к которым подключена защита, и зависит от выбора тока срабатывания 𝐼ср . Она выбирается из условия отстройки от максимального тока короткого замыкания в конце защищаемой линии, но защищать ТО будет только часть линии. Кроме того, ТО должна быть отстроена от бросков тока намагничивания трансформатора подстанции. [14] В отдельных случаях, токовая отсечка может быть выполнена неселективной. В этом случае она защищает не отдельный участок линии, а всю линию целиком. Выполнение такой защиты оправдано тем, что сразу после её действия начинает работать устройство автоматического повторного включения. Токовая отсечка является простой быстродействующей защитой с относительной селективностью. Простота ее конструкции делает защиту высоконадежной. Токовая отсечка применяется на линиях практически всех классов напряжений. [13] 3.3. Дистанционная защита Дистанционная защита получила свое название из-за того, что параметр, на который она реагирует, является комплексным сопротивлением, пропорциональным расстоянию между местом короткого замыкания и местом установки защиты. Работа дистанционной защиты не зависит от режима работы сети. [15] Основным измерительным органом дистанционной защиты являются комплексы программных измерительных реле сопротивления. Дистанционная защита трехступенчатая: 47

 Первая ступень охватывает не менее 3⁄4 линии, практически мгновенного действия;  Вторая ступень защищает всю длину линии с небольшим запасом, осуществляется с минимальной выдержкой времени;  Третья ступень выполняет функцию дальнего резервирования, отстроена только от минимального сопротивления в тяжелом режиме работы, выполняется с максимальной выдержкой времени. Характеристики срабатывания могут быть различны и имеют многоугольную форму (рис. 3.4). Характеристики первой-третьей ступени расположены в полуплоскости, дополнительной обеспечивает верхней а (она «подхват» кратковременного срабатывания «по памяти» измерительного реле первой ступени при близких трехфазных КЗ) в верхней полуплоскости, охватывает но начало координат и часть нижней Рисунок 1.4. Характеристики срабатывания реле сопротивления ДЗ полуплоскости. Устанавливаемы реактивные сопротивления срабатывания 𝑋1 ст , 𝑋2 ст , 𝑋3 ст (уставки) находятся в диапазоне 1 – 500 Ом. Активные составляющие 𝑅1 ст , 𝑅2 ст , 𝑅3 ст и углы наклона характеристик 𝜑1 , 𝜑2 , 𝜑3 , учитывающие переходные сопротивления в местах КЗ и угол сопротивления линии 𝜑л , так же имеют широкие пределы: 𝜋 4 𝜋 𝜋 𝜋 𝜋 2 2 2 2 < 𝜑1 < ; − < 𝜑2 (1,2) < 0; 0 < 𝜑2 (3) < ; 48 < 𝜑3 (1,2,3) < 𝜋

3.4. Токовая защита нулевой последовательности Микропроцессорные ТЗНП выполняются так же, как электромеханические: имеет четыре ступени срабатывания, основными измерительными органами являются максимальное реле тока и реле направления мощности нулевой последовательности. Основные особенности программной ТЗНП является автоматическое изменение выполняемых функций. [16] Однофазные КЗ являются наиболее распространенным видом КЗ в энергосистеме. Для подключения ТЗНП используется схема включения трансформатора тока с нулевым проводом, так как данная схема является фильтром токов нулевой последовательности. Основное преимущество использования ТЗНП является возможность повышения чувствительности и снижения выдержки времени при однофазных КЗ, так как отсутствует необходимость отстройки от максимального тока нагрузки, но необходимо отстраиваться от токов небаланса, так как они могут протекать в нулевом проводе. [17] 49

4. Программный комплекс «АРМ СРЗА» Необходимые расчеты токов короткого замыкания и уставки релейной защиты рассчитывались в программном комплексе «АРМ СРЗА». Схема для расчета приведена в приложении В. В данной программе есть несколько приложений для расчетов. В программе можно работать параллельно в нескольких приложениях (рис.4.1.). Рисунок 4.1. Автоматизированное рабочее место 4.1. Графический редактор Графический редактор АРМ-СРЗА предназначен для ведения сетевой информации совместно с графическим изображением схемы замещения. Окно графического редактора представляет приложений и состоит из следующих элементов: 50 стандартное окно

-главное меню редактора, через которое посредством мыши активизируются все функции редактора; -рабочее поле окна, в котором располагается рисунок схемы замещения. -вертикальная и горизонтальная полосы просмотра, при помощи которых рисунок схемы замещения можно перемещать. На каждой полосе расположен ползунок. -статусная строка в нижней части рабочего поля, которая состоит из трёх полей. В первом поле расположена подсказка, комментарий к функции редактора, которую Вы выполняете. Во втором поле - имя сети, с которой Вы работаете. В третьем - координата поля чертежа, на котором стоит курсор мыши. 1) Изменение или задание параметров элементов происходит в таблице параметров сети (рис 4.2.) Рисунок 4.2. Окно для изменения и задания параметров сети 51

Рисуется схема с помощью окна: «Узлы, ветви и другие детали» (рис. 4.3) Рисунок 4.3. Окно для рисования сети Расчет ТКЗ 4.2. Используемые методы расчетов программы ТКЗ позволяют определять начальные значения периодической слагающей полного тока К.З. (сверхпереходной ток) как основной расчетной величины для выбора параметров устройств релейной защиты и автоматики. Диалоговая программа расчета электрических величин (ТКЗ-Д) позволяет: -производить расчеты электрических величин в диалоговом режиме, указывая непосредственно на схеме замещения сети место повреждения, вид повреждения и коммутируемые элементы; -формировать протокол произведенных расчетов автоматически или по желанию пользователя регулировать объем и форму результатов расчетов; -производить расчеты в сети с, практически, неограниченным числом узлов сети; 52

При открытии приложения «Расчет ТКЗ» открывается рабочее поле со схемой замещения и окна «Задание для расчета ТКЗ» и «Протокол». В окне «Задание для расчета ТКЗ» расчет производится посредством специального языка приказов, а в окно «Протокол» выводятся результаты расчета (рис. 4.4). Рисунок 4.4. Окна для задания расчета и протокол результатов расчета для расчета ТКЗ 4.3. ТКЗ по месту повреждения Программа расчета токов КЗ по месту повреждения для каждого из заданных узлов производит два вида расчётов: расчёт при трёхфазном металлическом КЗ в узле (АВС) и расчёт при однофазном металлическом КЗ в узле (А0). Узлы для расчёта задаются в приказе УЗЕЛ-КЗ. Узлы задаются двумя способами. Перечисление через пробел отдельных узлов сети записью диапазона: УЗ1-УЗ2. Число узлов в задании не ограничено. 53 и

Рисунок 4.5. Окна для задания расчета и протокол результатов расчета для расчета ТКЗ по месту повреждения Релейная защита 4.4. Расчёт параметров срабатывания устройств релейной защиты и хранение результатов расчёта производятся по ступеням. Общение пользователя с программой РЗ происходит через задание на расчёт защит. Задание на расчет составляется с помощью созданного языка общения в виде приказов и информационных полей при них. Результаты расчётов по рассчитываемой ступени программа РЗ помещает в выходной документ в табличном виде, который располагается на панели с заголовком “Выходной документ расчёта защит - ….”. Для каждой ступени по программе РЗ можно выполнить все расчётные условия, которые предъявляются к ступеням в методических разработках по выбору параметров срабатывания ступени. Этими расчётными условиями являются: -отстройка от КЗ вне зоны действия ступени; -согласование параметров отдельных ступеней указанных защит; 54

-отстройка от нагрузочного режима; -отстройка от КЗ с учетом нагрузочного режима на линии; -проверка чувствительности при КЗ в зоне действия ступени. Рисунок 4.5. Окна для задания расчета и протокол результатов расчета для расчета релейной защиты 55

5. Расчет вторичных цепей трансформаторов тока для нужд устройств релейной защиты Организация вторичных цепей РЗА должна выполняться в соответствии с разделом 3.4 ПУЭ, а также со стандартами СТО 5694700729.240.10.028-2009 и СТО 5697007-29.240.043-2010. Для выполнения электрических соединений между шкафами РЗА используются медные экранированные кабели с изоляцией, не распространяющей горение и низким уровнем дымогазовыделением. Кроме того, кабели вторичных цепей трансформаторов напряжения, прокладываемые от клеммного шкафа с защитными автоматами на ОРУ до шкафов РЗА в помещении релейных панелей, должны иметь металлическую оболочку или броню, а кабели от обмоток трансформаторов напряжения до клеммных шкафов с защитными автоматами на ОРУ должны иметь изоляцию на номинальное напряженее не менее 1000 В, так как они не входят в зону защиты автоматов и к ним предъявляются требования повышенной надежности. Экраны и броня кабелей должны заземляться с двух сторон. В данном разделе расчет будет производиться только для РП 330 кВ Борей, так как на ПС 330 кВ Лоухи и Путкинской ГЭС подключение будет осуществляться уже к существующим трансформаторам тока и напряжения. Параметры трансформатора тока приведены в приложении Г. 56

5.1. Расчет вторичных обмоток трансформаторов тока Рисунок 5.1. Расчет ТКЗ на шинах РП 330 кВ Борей В разделе производится расчет вторичных обмоток трансформатора тока по [26] и [27] для нужд релейной защиты.  Расчетная кратность тока при трехфазном (однофазном) КЗ определяется: (3) (3) К10 𝐼кз = 𝐼1ном (1) К10 𝐼кз = 𝐼1ном (5.1) (1) (1) (5.2) (3) Где 𝐼кз и 𝐼кз – однофазный и трехфазный токи короткого замыкания; 𝐼1ном – номинальный первичный ток трансформатора тока.  Нагрузка на вторичную обмотку ТТ определяется как: (3) 𝑆2 2 = 𝐼2ном ∙ (𝑅пр + 𝑅пер ) + 𝑆нагр (5.3) (1) 2 = 𝐼2ном ∙ (2 ∙ 𝑅пр + 𝑅пер ) + 𝑆нагр (5.4) 𝑆2 (3) Где 𝑆2 – нагрузка на вторичную обмотку ТТ при трехфазном КЗ; (1) 𝑆2 – нагрузка на вторичную обмотку ТТ при однофазном КЗ; 57

𝑅пр = 𝜌∙𝑙 𝑆 – сопротивление контрольного кабеля; Где 𝜌 = 0,0175 Ом ∙ мм2 /м – удельное сопротивление медного провода; 𝑙 - максимальная длина контрольного кабеля, м; S – сечение жилы кабеля, мм2 ; 𝑅пер = 0,1 Ом – переходное сопротивление контактов; 𝑆нагр – номинальная нагрузка на вторичную обмотку. ТТ дополнительно проверяют на соответствие номинальным характеристика согласно [32]: 𝑧н.факт.расч ≤ 𝑘ном ∙ (𝑧тт +𝑧ном ) 𝑘10 доп − 𝑧тт (5.5) Где 𝑘10 доп – максимально допустимый коэффициент предельной кратность ТТ; 𝑘ном – номинальный коэффициент предельной кратности ТТ; 𝑧ном – номинальная нагрузка вторичной обмотки от устройств РЗ; 𝑧н.факт.расч – фактическая нагрузка на ТТ. Параметр Тип ТТ Номинальный первичный тока, А Номинальный вторичный ток, А Номинальная кратность тока, о.е. Номинальная нагрузка на вторичную обмотку, В·А Сопротивление вторичной обмотки, Ом Сечение контрольного кабеля, мм2 Максимальная длина контрольного кабеля, м Нагрузка от устройств РЗА на фазу, В·А Значение сквозного тока КЗ(3) через ТТ, кА Расчетная кратность тока при КЗ(3) Таблица 5.1 Расчет параметров ТТ Расчет ТГФ-330 2000 1 30 20 2 2,5 280 1 6,912 3,5 58

Параметр Значение сквозного тока КЗ(1) через ТТ, кА Расчетная кратность тока при КЗ(1) Нагрузка на вторичную обмотку ТТ при КЗ(3) , В·А Нагрузка на вторичную обмотку ТТ при КЗ(1) , В·А Фактически допустимая нагрузка на вторичную обмотку ТТ при КЗ(3) , В·А Фактически допустимая нагрузка на вторичную обмотку ТТ при КЗ(1) , В·А Допустимая кратность ТТ при КЗ(3) Допустимая кратность ТТ при КЗ(1) 𝑧н.факт.расч для КЗ(3) , Ом 𝑧н.факт.расч для КЗ(1) , Ом Расчет 6,620 3,3 3,06 5,02 74,7 78,6 58,3 32,7 9,32 18,18 Согласно расчетам, приведенным в таблице 5.1, трансформатор ТГФ330 обеспечивает правильную работу в заданном классе точности при принятых коэффициентах трансформации. 5.2. Определение времени до насыщения трансформатора тока Расчет проводится в соответствии с ГОСТ Р 58669-2019. Эквивалентную постоянную времени 𝑇р.экв необходимо рассчитывать: 𝑇р.экв = 1 𝐼кзΣ ∙ (∑𝑛𝑖=1 𝐼кз 𝑖 ∙ 𝑇𝑝 𝑖 ) (5.6) Где 𝐼кзΣ – суммарный ток КЗ; 𝑇𝑝 𝑖 – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока в каждой i-ой ветви, питающей место КЗ; 𝐼кз 𝑖 – ток КЗ в i-ой ветви; Постоянную времени затухания апериодической составляющей тока в каждой i-ой ветви, питающей место КЗ, необходимо рассчитывать по формуле: 59

𝑇𝑝 𝑖 = 𝑋𝑖 (5.7) 𝜔∙𝑅𝑖 Где 𝑋𝑖 – индуктивное сопротивление i-ой ветви; 𝑅𝑖 – активное сопротивление i-ой ветви; 𝜔 = 2 ∙ 𝜋 ∙ 𝑓 = 314 Гц – угловая частота. В таблице 5.2 указаны сопротивления X и R для каждого присоединения (данные предоставлены специалистами филиала АО «СО ЕЭС» Карельское РДУ). Присоединение ВЛ 330 кВ Борей – Путкинская ГЭС № 2 ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №2 1сш РП 330 кВ Борей X, Ом 1,66 Таблица 5.2 Расчет 𝑇𝑝 𝑖 R, Ом 𝑻𝒑 𝒊 , с 0,46 0,011 175,08 190,37 55,4 55,89 0,01 0,011 Время до насыщения ТТ рассчитывается по формуле: 𝑡нас 𝜔 ∙ 𝑇р.экв = 𝑇р.экв ∙ ln 𝜔 ∙ 𝑇р.экв − А + 1 (5.8) При этом должны соблюдаться следующие условия: 𝜔 ∙ 𝑇р.экв + 1 > А А>1 (5.9) (5.10) Где А – параметр режима. При невыполнении условия (5.9) – насыщение магнитопровода отсутствует и время до насыщения ТТ равно бесконечности. При невыполнении условия (5.10) – эксплуатация ТТ в таких условиях недопустима, так как ток предельной кратности меньше действующего тока КЗ. Параметр режима рассчитывается по формуле: А= 𝐼1ном ∙𝑘ном ∙𝑧2Σном 𝐼кз ∙𝑧2Σ 60 (5.11)

Где 𝑧2Σном – номинальное полное сопротивление вторичной нагрузки ТТ; 𝑧2Σ – полное сопротивление ветви вторичного тока. 𝑘ном – номинальный коэффициент предельной кратности ТТ; 𝑧2Σном = = √(𝑅2 + 𝑧н.ном ∙ cos 𝜑н.ном )2 + (𝑋2 + 𝑧н.ном ∙ sin 𝜑н.ном )2 (5.12) Где 𝜑н.ном – номинальное значение угла сопротивления нагрузки (𝜑н.ном = 0,8); 𝑅2 – активное сопротивление вторичной обмотки; 𝑋2 – индуктивное сопротивление вторичной обмотки. 𝑧2Σ = √(𝑅2 + 𝑅н.факт )2 + (𝑋2 + 𝑋н.факт )2 (5.13) Где 𝑅н.факт – фактическое активное сопротивление нагрузки ТТ; 𝑋н.факт – фактическое индуктивное сопротивление нагрузки ТТ. Расчёт времени до насыщения с учетом намагничивания: 𝑡нас = 𝑇р.экв ∙ ln 𝜔 ∙ 𝑇р.экв 𝜔 ∙ 𝑇р.экв − А ∙ (1 − 𝑘𝑟 ) + 1 (5.14) Где 𝑘𝑟 = 0,86 – коэффициент остаточной намагниченности сердечника ТТ. При этом должны соблюдаться условия: Параметр 𝑇р.экв , мс А 𝜔 ∙ 𝑇р.экв + 1 > А ∙ (1 − 𝑘𝑟 ) (5.15) А ∙ (1 − 𝑘𝑟 ) > 1 (5.16) Таблица 5.3 Расчет 𝑡нас аналитическим методом 3-х фазное КЗ 1 фазное КЗ 20 10 18,6 9,9 61

Параметр 3-х фазное КЗ 1 фазное КЗ Выполнение условий: Нет (ТТ насыщается) 𝜔 ∙ 𝑇р.экв + 1 > А А>1 да 𝑡нас , мс Выполнение условий: да 𝜔 ∙ 𝑇р.экв + 1 > А ∙ (1 − 𝑘𝑟 ) 5,88 3,26 𝑡нас с учетом намагничивания, мс 2,6 1,39 А ∙ (1 − 𝑘𝑟 ), о.е Так как время до насыщения менее 15 мс, должен быть использован графический метод определение данного времени. 3-х фазное 1 фазное Рисунок 5.2. Универсальные характеристики ТТ при 𝑐𝑜𝑠 𝜑 = 0,8 для 𝑇р = 0,03 − 0,1 с в промежуток времени 𝑡 = 0 − 0,05 𝑐 для однофазного и трехфазного КЗ Время до насыщения не превышает 7,5 мс, следовательно, должны быть обеспечены мероприятия по корректной работе дифференциальных защит в случае насыщения ТТ. 62

6. Расчет параметров релейной защиты для ЛЭП 6.1. Расчета параметров релейной защиты ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №1 Для защиты ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №1 предусматриваются два комплекта защит. Оба комплекта выполняются в составе шкафа ШЭ 2710 591591 на базе МПТ БЭ 2704 305 производства ООО НПП «Экра» и реализует следующие функции:     ДЗЛ ДЗ с функцией блокировки при качаниях ТЗНП Токовая отсечка Расчет дифференциальной защиты линии Расчет выполняется в соответствии с ЭКРА.656323.037 Д7 в редакции 2.0. 1. Расчет токов короткого замыкания в программном комплексе «АРМ СРЗА» для расчета уставок ДЗЛ (таблица 6.1). Параметр в максимальном режиме, КЗ вблизи шин подстанции (1,1) 𝐼кз в максимальном режиме, КЗ вблизи шин подстанции (2) 𝐼кз в минимальном режиме: отключена ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №2. КЗ вблизи шин противоположной подстанции при отключении питания, с одной стороны. (1) 𝐼кз в минимальном режиме: отключена ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №2. КЗ вблизи шин Таблица 6.1 Расчет ТКЗ РП 330 кВ Борей ПС 330 кВ Лоухи 𝑰, кА (3) 𝐼кз 4,48 5,52 4,32 5,17 1,62 1,99 1,32 1,53 63

РП 330 кВ Борей ПС 330 кВ Лоухи 𝑰, кА Параметр противоположной подстанции при отключении питания, с одной стороны. 2. Расчет эквивалентной постоянной времени 𝑇𝑎 [22], [23], [24]. 𝑇𝑎 = 𝑋эк (6.1) 𝜔𝑐 ∙𝑅эк Где, 𝑋эк – индуктивная составляющая результирующего сопротивления расчетной схемы относительно точки КЗ. 𝑋эк = 𝑋1эк + 𝑋1 2 (6.2) 𝑅эк – активная составляющая результирующего сопротивления расчетной схемы относительно точки КЗ. 𝑅эк = 𝑅1эк + 𝑅1 2 𝜔𝑐 – синхронная угловая частота напряжения сети. Для ПС 330 кВ Лоухи: По формуле 6.2 и 6.3: 34,48 = 55,282 Ом 2 5,69 = 4,871 + = 7,716 Ом 2 𝑋эк = 38,042 + 𝑅эк По формуле 6.1: 55,282 = 0,023 с = 23 мс 7,716 ∙ 314 Аналогично рассчитывается для РП 330 кВ Борей. 𝑇𝑎 = 64 (6.3)

Таблица 6.2 Сопротивления присоединений к шинам ПС 330 кВ Лоухи Шины Шины ПС 330 кВ Лоухи Шины РП 330 кВ Борей Сопротивление прямой последовательности Присоединение присоединения, Ом ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №1 5,69+j34,48 ВЛ 330 кВ Борей – Путкинская ГЭС №2 0,07+j0,42 Эквивалентное сопротивление Постоянная прямой последовательности, времени 𝑻𝒂 , Ом мс 4,871+j38,042 23 8,325+j53,272 22 3. Расчет базисного тока 𝐼б = 𝐼ТТ А РП 330 кВ Борей +𝐼ТТ А ПС 330 кВ Лоухи (6.4) 2 Где 𝐼ТТ А ПС 330 кВ Лоухи – номинальные первичные токи трансформаторов токов с наибольшим коэффициентом трансформации соответствующих подстанций. 𝐼б = 2000 + 2000 = 2000 А 2 4. Расчет тока срабатывания 𝐼нб = 1 𝐼б ∙ [(2 ∙ 𝜀 + 2 ∙ 𝜀изм + 𝛿кс ) ∙ 𝐼раб.макс + ∑ 𝐼отв + 𝐼ёмк 2 ] (6.5) Где, 𝜀 = 0,03 – погрешность ТТ класса точности 10Р; 𝜀изм = 0,01 – небаланс, определяемый погрешностями измерений тока в каждом терминале полукомплектов ДЗЛ; 𝛿кс – небаланс, вызванный асимметрией мультиплексированного канала связи; 𝐼раб.макс = 𝐼ТТ.ном = 2000 А – максимальный рабочий ток ЛЭП; ∑ 𝐼отв = 0 А – суммарный ток всех ответвлений; 65

𝐼ёмк – расчетный емкостной ток ЛЭП. 𝜑кс 𝛿кс = 2 ∙ sin ( 2 ) = 2 ∙ sin ( ∆𝑡кс ∙18∙10−3 2 ) (6.6) Где, ∆𝑡кс – время асимметрии канала связи. Время ∆𝑡кс для мультиплексированного канала между РП 330 кВ Борей и ПС 330 кВ Лоухи составляет 125 мс. 𝛿кс 125 ∙ 18 ∙ 10−3 = 2 ∙ sin ( ) = 0,04 2 𝐼емк = 𝑏1 ∙ 𝐿л ∙ 𝑈ф = 3,41 ∙ 10−6 ∙ 158,53 ∙ 190,8 ∙ 103 = 104,1 А Где 𝑏1 – удельная проводимость ВЛ 330 кВ, выполненной проводом 2хАСО-300, принимается 3,46 ∙ 10−6 См/км; 𝐿л = 158,53 км – длина ЛЭП; 𝑈ф = 𝐼нб = 330 1,73 = 190,8 кВ – номинальное фазное напряжение сети. 1 104,1 ∙ [(2 ∙ 0,01 + 2 ∙ 0,03 + 0,04) ∙ 2000 + 0 + ]= 2000 2 = 0,15 о. е. 𝐼д о = 𝑘отс ∙𝐼нб (6.7) 𝑘в Где, 𝑘отс – коэффициент отстройки, выбирается из диапазона от 1,5 до 2,0; 𝑘в – коэффициент возврата, принимается равным 0,9. 𝐼д о = 2 ∙ 0,15 = 0,333 о. е. 0,9 (1) 𝑘ч = Где, (1) 𝐼кз мин = 1360 А – 𝐼кз мин (6.8) 𝐼д о ∙𝐼б минимальный ток однофазного КЗ, проходящего через защиту при КЗ на ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи № 1 вблизи шин 330 кВ РП 330 кВ Борей в режиме одностороннего включения со 66

стороны ПС 330 кВ Лоухи. В рассматриваемом режиме ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи № 2 отключена. 𝑘ч = 1360 = 2,04 > 2 0,333 ∙ 2000 Необходимая чувствительность обеспечивается. 5. Расчет дифференциальной токовой отсечки 𝐼д отс = 𝑘отс ∙𝐼нб кз внеш макс (6.9) 𝐼б Где, 𝑘отс – коэффициент отстройки, выбирается и диапазона от 1,5 до 2,0; 𝐼нб кз внеш макс – ток небаланса при внешнем КЗ с максимальным током КЗ. 𝐼нб кз внеш макс = 𝐼кз внеш макс ∙ √1 + 1 𝑘𝑠 1 ∙ ( − 2 ∙ cos(∆𝜑𝑠 )) 𝑘𝑠 (6.10) Где, 𝐼кз внеш макс = 1333 А - максимальный ток, протекающий через ТТ при однофазном КЗ на шинах РП 330 кВ Борей. В рассматриваемом режиме ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи № 2 отключена. Для определения значений 𝑘𝑠 и ∆𝜑𝑠 рассмотрено однофазное КЗ, так как данному режиму соответствует максимальная нагрузка от устройств РЗА на ТТ. В качестве 𝐼кз внеш макс принимается значение тока в поврежденной фазе. Коэффициент 𝑘𝑠 и фазовый сдвиг ∆𝜑𝑠 определяются в зависимости от постоянной времени первичной сети и максимального тока внешнего КЗ (см. приложение Д, рис Д.1). ∗ 𝐼кз = 𝐼кз внеш макс 𝐼ном тт Где 𝐼ном тт – номинальный ток рассматриваемого ТТ. ∗ 𝐼кз = 1333 = 0,67 о. е. 2000 67 (6.11)

В соответствие с рис 6.1 данному расчетному режиму соответствуют значение 𝑘𝑠 = 1,0 и фазовый сдвиг ∆𝜑𝑠 = 1° (расчетная точка А1) при нагрузке 𝑧н = 0,25 ∙ 𝑧ном . 𝐼нб кз внеш макс = 1333 ∙ √1 + 𝐼д отс = 1 1 ∙ ( − 2 ∙ cos(1° )) = 22,7 А 1 1 2 ∙ 22,7 = 0,0227 о. е. 2000 Минимально возможная для установки уставки: 𝐼д отс = 2 о. е. 6. Расчет тока начала торможения и коэффициента торможения на втором наклонном участке Определение коэффициента искажения тормозного тока выполняется на рис. Д.2 (приложение Д) по полученной расчетной точке А1 (𝑘𝑠 = 1; ∆𝜑𝑠 = 1° ): 𝑘𝑠т = 2. Расчет тока начала торможения второго участка: 𝐼𝑠2 = 𝐼𝑠2 = ∗ ∙𝐼 𝑘𝑠т ∙𝐼кз ном тт (6.12) 𝐼б 2 ∙ 0,67 ∙ 2000 = 1,34 о. е. 2000 Определение минимального значения коэффициента 𝑘тэ отс по кривым (приложение Д, рис.Д.3) 𝑘тэ отс = 0,5. Определение коэффициента торможения: 𝑘тэ отс − 𝑘т1 ∙ 𝑘т2 = 1− 𝐼𝑠2 𝐼𝑠2 𝐼т отс (6.13) 𝐼т отс Где, 𝐼т отс – предельный тормозной ток, определяющийся по формуле: 𝐼т отс = 𝐼 д отс 𝑘тэ отс 68 (6.14)

𝐼т отс = 𝑘т2 2 = 4 о. е 0,5 1,34 0,5 − 0,5 ∙ 4 = 0,5 о. е. = 1,34 1− 4 7. Расчет уставки срабатывания функции контроля обрыва цепи переменного тока: ∗ 𝐼кз = 𝐼кз внеш макс (6.14) 𝐼ном тт 𝐼д кгт уст = 𝑘отс ∙ 𝐼нб (6.15) Где, 𝑘отс = 1,5 – коэффициент отстройки. 𝐼д кгт уст = 1,5 ∙ 0,15 = 0,225 о. е. Параметр настройки 𝑇𝑎 , мс (постоянная времени первичной сети) Тип ТТ Номинальный первичный/вторичный ток первого ТТ (ТТ А) Номинальный первичный/вторичный ток первого ТТ (ТТ В) Тип характеристики торможения Базисный ток (𝐼б ), А Ток срабатывания ДЗЛ (𝐼д о ), о.е. Дифференциальная токовая отсечка (𝐼д отс ) (не используется), о.е. Коэффициент торможения на первом Таблица 6.3 Параметры настройки ДЗЛ РП 330 кВ Борей ПС 330 кВ Лоухи 23 22 ТГФ-330 2000/1 СА 362 2000/1 2000/1 2000/1 Сумма модулей Сумма модулей (в соответствии с (в соответствии с рекомендациями ООО рекомендациями ООО НПП «ЭКРА» НПП «ЭКРА» 2000 А 0,333 о.е. / 666 А 2 о.е. / 4000 А 0,5 о.е. / 0,3 В соответствии с рекомендациями ООО НПП 69

Параметр настройки РП 330 кВ Борей ПС 330 кВ Лоухи наклонном участке (𝑘т1 ), «ЭКРА», приведенными в документе ЭКРА.656323.037 Д7 в редакции 2.0 от 07.11.2018 о.е. Ток начала торможения 1,34 о.е. / 2680 А (𝐼𝑠2 ), о.е. коэффициент торможения на втором наклонном участке (𝑘т2 ), о.е Уставка срабатывания функции контроля обрыва цепи переменного тока (𝐼д кцт уст ), о.е. Угол сектора блокирования 0,5 о.е. / 0,3 0,225 о.е. / 510 А 70° (по умолчанию) В соответствии с рекомендациями ООО НПП «ЭКРА», приведенными в документе ЭКРА.656323.037 Д7 в редакции 2.0 от 07.11.2018 Примечание – уставки задаются одинаковыми для обоих полукомплектов ДЗЛ Расчет ДЗ Выполняется в соответствии с Руководящими указаниями № 7. Расчет произведен в программе «АРМ СРЗА», приведен в приложении Е. Параметр RY, Ом XY, Ом ФМЧ,º Ф2,º Ф3,º Ф4,º t, с 1 ступень 27,7 54,3 82 -15 115 0 0 2 ступень 47,3 92,8 82 -15 115 0,6 Таблица 6.4 Уставки ДЗ 3 ступень 4 ступень 80,3 205,9 157,6 403,7 82 82 -15 -15 115 115 2,7 3 Выбор уставок реле блокировки при качаниях Расчет уставок реле блокировки при качаниях выполняется в соответствии с рекомендациями п.2.1.3.1 УДК 621.316. 70

Уставка чувствительного реле блокировки при качаниях по приращению тока обратной последовательности отстраивается от токов небаланса обратной последовательности, связанных с погрешностями ТТ при максимальном рабочем токе: 𝐷𝐼2_чувст_бк = 𝑘зап ∙ 𝐼2нб_расч = 0,046 ∙ 𝐼макс.раб 𝑘возв (6.17) Где 𝑘зап = 1,3 – коэффициент запаса; 𝑘возв = 0,95 – коэффициент возврата; 𝐼макс.раб = 788,9 А – максимальное значение первичного тока защищаемой линии в режиме зимних минимальных нагрузок (приложение Ж таблица Ж.1). 𝐷𝐼2_чувст_бк = 0,046 ∙ 788,9 = 36,3 А Ввиду того, что минимально возможная величина уставки чувствительного реле блокировки при качаниях по приращению тока обратной последовательности в микропроцессорном терминале типа БЭ2704 при 𝑘тт = 2000⁄1 А составляет 40 А, окончательно в качестве уставки принимаем: 𝐷𝐼2_чувст_бк = 40 А Коэффициент чувствительности чувствительного реле блокировки при качаниях по приращению тока обратной последовательности: 𝑘ч = 𝐼2кз.д_мин 𝐷𝐼2_чувст_бк (6.18) 𝐼2кз.д_мин = 541 А – минимальный ток обратной последовательности в месте установки защиты при двухфазном КЗ в зоне дальнего резервирования. При двухфазном КЗ на шинах 330 кВ ПС 330 кВ Княжегубская. 𝑘ч = 541 = 13,53 > 1,2 40 71

Уставка чувствительного реле по приращению тока прямой последовательности выбирается по большему из следующих расчетных условий: 1) Отстройка от наброса тока, например, при отключении обходной связи противоаварийной автоматикой во время качаний, когда может сработать реле сопротивления ДЗ: 𝐷𝐼1_чувст_бк = 𝑘зап ∙ ∆𝐼𝑚𝑎𝑥 (6.19) Где 𝑘зап = 1,3 – коэффициент запаса; ∆𝐼𝑚𝑎𝑥 – максимальный наброс тока. 2) Для отстройки от качаний и асинхронных режимов (при возможности их появления на линии): 𝐷𝐼1_чувст_бк = 𝑘зап ∙ 𝐼𝐾𝑚𝑎𝑥 = 𝑘зап ∙𝜋 𝐾 𝐼 ∙ ( к) (6.20) 𝑇𝑠 Где 𝑘зап = 1,3 – коэффициент запаса; 𝐼𝐾𝑚𝑎𝑥 – скорость изменения тока при качаниях; 𝐼к = 2440 А – ток (действующее значение) при качаниях; 𝐾 = 50 1 с – коэффициент пересчета уставки; 𝑇𝑠 = 0,7 – период качаний. Для расчета выбирается режим, при котором отношение 𝐼к 𝑇𝑠 наибольшее. Уставка чувствительного реле по приращению тока прямой последовательности по условию отстройки от наброса тока: ∆𝐼𝑚𝑎𝑥 = 𝐼2 − 𝐼1 (6.21) Где 𝐼2 = 476,2 А – значение первичного тока в защищаемой линии (приложение Ж таблица Ж.2); 𝐼1 = 275,1 А - значение первичного тока в защищаемой линии (приложение Ж таблица Ж.3); 72

∆𝐼𝑚𝑎𝑥 = 476,2 − 275,1 = 201,1 А По формуле 6.19: 𝐷𝐼1_чувст_бк = 1,3 ∙ 201,1 = 261,4 А По формуле 6.20: 𝐷𝐼1_чувст_бк = 1,3 ∙ 3,14 2440 ∙( ) = 285 А 50 0,7 В качестве уставки принимаем большее из полученных значений – 285 А. Коэффициент чувствительности чувствительного реле блокировки при качаниях по приращению тока прямой последовательности: 𝑘ч = 𝐼1кз.д_мин 𝐷𝐼1_чувст_бк (6.22) Где 𝐼1кз.д_мин = 982 А – минимальный ток прямой последовательности в месте установки защиты при трехфазном КЗ в зоне дальнего резервирования. При трехфазном КЗ на шинах 330 кВ ПС 330 кВ Княжегубская. 𝑘ч = 982 = 3,45 > 1,2 285 Уставки грубых реле по приращению тока обратной и прямой последовательности выбираются в 2-3 раза большими соответствующих уставок чувствительных реле по приращению тока обратной и прямой последовательности: 𝐷𝐼2груб_бл = 3 ∙ 𝐷𝐼2_чувст_бк (6.23) 𝐷𝐼1груб_бл = 3 ∙ 𝐷𝐼1_чувст_бк (6.24) 𝐷𝐼2груб_бл = 3 ∙ 40 = 120 А 𝐷𝐼1груб_бл = 3 ∙ 285 = 855 А 73

Коэффициент чувствительности грубого реле блокировки при качаниях по приращению тока обратной последовательности: 𝑘ч = Где 𝐼2кз.бл_мин (6.25) 𝐷𝐼2груб_бл – 𝐼2кз.бл_мин = 662 А минимальный ток обратной последовательности в месте установки защиты при двухфазном КЗ в зоне ближнего резервирования. При двухфазном КЗ на шинах 330 кВ ПС 330 кВ Лоухи. 𝑘ч = 662 = 5,52 > 1,2 120 𝑘ч = Где 𝐼1кз.бл_мин (6.26) 𝐷𝐼1груб_бл 𝐼1кз.бл_мин = 1226 А – минимальный ток прямой последовательности в месте установки защиты при трехфазном КЗ в зоне ближнего резервирования. При трехфазном КЗ на шинах 330 кВ ПС 330 кВ Лоухи. 𝑘ч = 1226 = 1,49 > 1,2 825 В соответствии с рекомендациями п. 2.1.4 УДК 621.316 время ввода быстродействующих ступеней от чувствительных и грубых пусковых органов блокировки от качаний выбирается больше суммарного времени срабатывания быстродействующих защит и отключения выключателя (ликвидации КЗ). 𝑡ВВ.б.ст.БКчув = 𝑡ВВ.б.ст.БКгр = Тс.з. = 𝑡с.з. + 𝑡уров + 𝑡о.в. + 𝑡зап. (6.27) Где Тс.з. – суммарное время срабатывания быстродействующих защит и отключение выключателя (ликвидации КЗ). 𝑡с.з. = 0,025 с – время срабатывания быстродействующей защиты, принимаемое в соответсвие с п. 1.4.2.12 ЭКРА.656453.039-21 РЭ; 74

𝑡уров = 0,25 с – время срабатывания УРОВ; 𝑡о.в. = 0,05 с – полное время отключения выключателя; 𝑡зап. = 0,1 с – время запаса; В соответсвии с п. 1.4.2.12 ЭКРА.656453.039-21 РЭ время срабатывания реле сопротивления шкафа ШЭ2710 591591 не превышает 0,025 с. Тс.з. = 0,025 + 0,25 + 0,05 + 0,1 = 0,43 с Ввиду того, что дискретность ввода уставок в МПТ типа БЭ2704 305 составляет 0,1 с, окончательно в качестве уставки принимаем 0,5 с. В соответствии с рекомендациями п. 2.1.4 УДК 621.316 время ввода медленнодействующих ступеней от блокировки от качаний выбирается больше времени срабатывания самой медленнодействующей из используемых ступеней. В соответствии с таблицей 6.2. выдержка времени четвертой ступени ДЗ принимается равной 3 с. Окончательно в качестве уставки времени ввода медленнодействующих ступеней от блокировки от качаний принимаем 3,3 с. Таблица 6.5 Уставки реле блокировки при качаниях 𝑫𝑰𝟐_чувст_бк 𝑫𝑰𝟏_чувст_бк 𝑫𝑰𝟐груб_бл 𝑫𝑰𝟏груб_бл Тс.з. время ввода медленнодействую щих ступеней от блокировки от качаний с А А А А с 40 285 120 855 0,5 3,3 Расчет ТЗНП Расчет произведен в программе АРМ СРЗА, приведен в приложении З. Параметр I, A t, с 1 ступень 2606 0 2 ступень 670 1,2 75 Таблица 6.6 Уставки ТЗНП 3 ступень 4 ступень 523 100 2 4,1

Расчет уставок реле направления мощности нулевой последовательности Расчет уставок реле направления мощности нулевой последовательности выполняется в соответствии с рекомендациями п.2.2.2 УДК 621.316. Первичный ток срабатывания разрешающего реле выбирается по условию отстройки от суммарного тока небаланса нулевой последовательности в максимальном нагрузочном режиме: 𝐼0ср = 𝑘отс 𝑘в ∙ (𝑘нб ∙ 𝐼нагр.макс + 3𝐼0нр ) (6.28) Расчет данного парметра выполнен в таблице 6.4 Таблица 6.7 Расчет 𝐼0ср в ПК «АРМ СРЗА» Расч имя условие НАГРУЗКА УСТ Знач К Повреждение Подрежим Эл величины КН=1.25 КВ=0.9 КНБ=0.05 JН=789 55 𝐼0ср = 55 А Ввиде того, срабатывания что минимально разрешающего реле возможная направления величина уставки мощности нулевой последовательности в МПТ типа БЭ2704 в первичных величинах составляет 80 А (для ТТ с Ктт=200/1 А), окончательно в качестве уставки принимаем: 𝐼0ср = 80 А Проверка чувствительности по току: 𝑘ч𝐼 = Где 3𝐼0𝑚𝑖𝑛 = 197 А составляющей утроенного 3𝐼0𝑚𝑖𝑛 – 𝐼0ср ≥ 1,2 (6.29) минимальное начального 76 значение первичного периодической тока нулевой

последовательности, проходящего в месте установки защиты при расчетном виде КЗ на землю в расчетном режиме. 𝑘ч𝐼 = Первичное 197 = 2,46 > 1,2 (условие выполняется) 80 напряжение срабатывания выбирается по условию отстройки от напряжения небаланса и напряжения, обусловленного несимметрией в нормальном нагрузочном режиме: 𝑈0ср = 𝑘отс 𝑛тн ∙ (𝑈0нб ∙ + 3𝑈0нр ) 𝑘в √3 (6.30) Где, 𝑘отс = 1,25 – коэффициент отстройки; 𝑘в = 0,9 – коэффициент возврата по напряжению; 𝑈0нб = (2 − 3) В – вторичное напряжение небаланса на реле, определяемое погрешностью измерения трансформатора напряжения; [25] 𝑛тн – коэффициент трансформации ТН, принимается равным 3300; – 3𝑈0нр = 0 утроенное первичное напряжение нулеой последовательности, обусловленное несимметрией в системе. 1,25 3300 ∙3∙ = 7,94 кВ 0,9 3 √ 𝑈0ср = Проверка чувствительности по напряжению: 𝑘ч𝑢 = Где 3𝑈0мин 𝑈0ср – 3𝑈0мин = 18,15 кВ периодической составляющей ≥ 1,2 (6.31) утроенное минимальное значение первичного напряжения нулевой последовательности, проходящего через защиту при КЗ на землю; 𝑘ч𝑢 = Ток выбирается 18,15 7,94 срабатывания меньше, = 2,29 > 1,2 (условие выполняется) блокирующего чем ток реле срабатывания направления реле мощности тока чувствительной ступени ТЗНП, но не менее 80 А для Ктт=2000/1 А: 77 наиболее

𝐼0бл = Где 3𝐼0 = 100 А – ток 3𝐼0 𝑘отс (6.32) срабатывания реле тока наиболее чувствительной ступени ТЗНП; 𝑘отс = 1,2 – коэффициент отстройки. 𝐼0бл = 100 = 83,33 А 1,2 Уставка блокирующего реле направления мощности по напряжению срабатывания выбирается так же, как и для разрешающего: 𝑈0бл = 𝑈0ср = 7,94 кВ 𝑰𝟎ср , А 80 Таблица 6.8 Уставки реле направления мощности 𝑼𝟎ср , кВ 𝑰𝟎бл , А 𝑼𝟎бл , кВ 7,94 83,33 7,94 Выдержки времени срабатывания ДЗ и ТЗНП при автоматическом и оперативном ускорениях В соответствии с п. Б2.2.5 СТО 56947007-29,120,70,200-2015 задержка на срабатывание автоматического ускорения определяется согласно выражению: 𝑡ау = 𝑡в.разн + ∆𝑡 (6.34) Где, 𝑡в.разн – время разновременности включения фаз выключателя. Для ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи № 1 со стороны РП 330 кВ Борей применяются выключатели В322 и В320 типа HPL420B2 (АВВ) и 3АP2FI (Siemens) соответственно. Согласно паспортным данным для выключателей HPL420B2 (АВВ) и 3АP2FI (Siemens) время разновременности включения фаз составляет 0,004 с и 0,005 с. ∆𝑡 – ступень надежности, принимается равной (0,1 – 0,2) с. 𝑡ау = 0,005 + 0,2 = 0,205 с 78

Ввиду того, что дискретность ввода уставок в МПТ типа БЭ2704 составляет 0,01 с, окончательно в качестве уставки принимаем 𝑡ау = 0,21 с. При этом для возможности исключения ложной работы защит при внешних КЗ выдержку времени на срабатывания ДЗ и ТЗНП при оперативном ускорение принимаем равной 0,3 с. Таблица 6.9 Уставки выдержек времени 𝒕оу , с 0,3 𝒕ау , с 0,21 Токовая отсечка Расчет уставок токовой отсечки выполняется в соответствии с рекомендациями п. 2.3 УДК 621.316. Таблица 6.10 Расчет ТО в ПК «АРМ СРЗА» ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Узел Расч условие ОТСТРОЙКА Тип МФТЗ КТТ 2000/1 КТН 3300 Знач К Имя УСТ 2544 1.30 УСТ_ 117.2 1.30 U УСТ 2332 1.30 УСТ_ 126.6 1.30 U НАГРУЗКА МФТЗ_М УСТ 3480 ЧУВСТВИНОСТЬ УСТ KCX PT 3480 1.00 ABC Повреждение ВИД-КЗ ABC 3931/5026/502 L=0.85 УЗП=P ВИД-КЗ АВС УЗЕЛ-КЗ 502 ПС РП 330 кВ Борей Ступень 1 Подрежим Эл величины ЭЛ 395 493 IA=1957 -90 UBC=152.32 -100 ЭЛ 395 493 IA=1794 -90 UAB=164.63 20 KH=1.30 KBPT=0.95 JH=2543 1.49 ВИД-КЗ АBC 5026-502,0.000 Принимаем уставку I=3480 А, так как обеспечивается требуемая чувствительность (𝑘ч > 1,2). Время срабатывания t=0 c. 79 IC=5194 -83 Ip=5194 -83

6.2. Расчет параметров релейной защиты для остальных ЛЭП 1. ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи № 2 Параметр настройки 𝑇𝑎 , мс (постоянная времени первичной сети) Тип ТТ Номинальный первичный/вторичный ток первого ТТ (ТТ А) Номинальный первичный/вторичный ток первого ТТ (ТТ В) Тип характеристики торможения Таблица 6.11 Параметры настройки ДЗЛ РП 330 кВ Борей ПС 330 кВ Лоухи 23 22 ТГФ-330 2000/1 СА 362 2000/1 2000/1 2000/1 Сумма модулей Сумма модулей (в соответствии с (в соответствии с рекомендациями ООО рекомендациями ООО НПП «ЭКРА» НПП «ЭКРА» 2000 А 0,29 о.е. / 580 А Базисный ток (𝐼б ), А Ток срабатывания ДЗЛ (𝐼д о ), о.е. Дифференциальная 2 о.е. / 4000 А токовая отсечка (𝐼д отс ) (не используется), о.е. Коэффициент 0,5 о.е. / 0,3 торможения на первом В соответствии с рекомендациями ООО НПП наклонном участке «ЭКРА», приведенными в документе ЭКРА.656323.037 Д7 в редакции 2.0 от 07.11.2018 (𝑘т1 ), о.е. Ток начала торможения 1,34 о.е. / 2680 А (𝐼𝑠2 ), о.е. коэффициент торможения на втором наклонном участке (𝑘т2 ), о.е Уставка срабатывания функции контроля обрыва цепи переменного тока (𝐼д кцт уст ), о.е. Угол сектора блокирования 0,5 о.е. / 0,3 0,17 о.е. / 340 А 70° (по умолчанию) В соответствии с рекомендациями ООО НПП «ЭКРА», приведенными в документе 80

Параметр настройки РП 330 кВ Борей ПС 330 кВ Лоухи ЭКРА.656323.037 Д7 в редакции 2.0 от 07.11.2018 Примечание – уставки задаются одинаковыми для обоих полукомплектов ДЗЛ Параметр RY, Ом XY, Ом ФМЧ,º Ф2,º Ф3,º Ф4,º t, с 1 ступень 23,9 47,1 83 -15 115 0 0 2 ступень 40,9 80,3 83 -15 115 0,6 Таблица 6.12 Уставки ДЗ 3 ступень 4 ступень 69,2 176,3 136,3 347,3 82 83 -15 -15 115 115 2,7 3 Таблица 6.13 Уставки реле блокировки при качаниях 𝑫𝑰𝟐_чувст_бк 𝑫𝑰𝟏_чувст_бк 𝑫𝑰𝟐груб_бл 𝑫𝑰𝟏груб_бл Тс.з. время ввода медленнодействую щих ступеней от блокировки от качаний с А А А А с 40 1 ступень I, А t, с 2646 0 𝑰𝟎ср , А 80 304,3 120 2 ступень I, А t, с 652 1,2 912,9 0,5 3,3 Таблица 6.14 Уставки ТЗНП 3 ступень 4 ступень I, А t, с I, А t, с 509 2 100 4,1 Таблица 6.15 Уставки реле направления мощности 𝑼𝟎ср , кВ 𝑰𝟎бл , А 𝑼𝟎бл , кВ 7,94 83,33 7,94 Таблица 6.16 Выдержки времени срабатывания ДЗ и ТЗНП 𝒕ау , с 𝒕оу , с 0,21 0,3 81

Таблица 6.17 Уставки ТО I, c 3251 t, c 0 2. ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Борей №1 Параметр настройки 𝑇𝑎 , мс (постоянная времени первичной сети) Тип ТТ Номинальный первичный/вторичный ток первого ТТ (ТТ А) Номинальный первичный/вторичный ток первого ТТ (ТТ В) Тип характеристики торможения Таблица 6.18 Параметры настройки ДЗЛ РП 330 кВ Борей Путкинская ГЭС 26 26 ТГФ-330 2000/1 ТФУМ 330А-У1 2000/1 - - Сумма модулей Сумма модулей (в соответствии с (в соответствии с рекомендациями ООО рекомендациями ООО НПП «ЭКРА» НПП «ЭКРА» 2000 А 0,33 о.е. / 660 А Базисный ток (𝐼б ), А Ток срабатывания ДЗЛ (𝐼д о ), о.е. Дифференциальная 2 о.е. / 4000 А токовая отсечка (𝐼д отс ) (не используется), о.е. Коэффициент 0,5 о.е. / 0,3 торможения на первом В соответствии с рекомендациями ООО НПП наклонном участке «ЭКРА», приведенными в документе ЭКРА.656323.037 Д7 в редакции 2.0 от 07.11.2018 (𝑘т1 ), о.е. Ток начала торможения 4,62 о.е. / 9240 А (𝐼𝑠2 ), о.е. коэффициент торможения на втором наклонном участке (𝑘т2 ), о.е Уставка срабатывания функции контроля обрыва цепи переменного тока 0,5 о.е. / 0,3 0,12 о.е. / 240 А 82

Параметр настройки (𝐼д кцт уст ), о.е. Угол сектора блокирования РП 330 кВ Борей Путкинская ГЭС 70° (по умолчанию) В соответствии с рекомендациями ООО НПП «ЭКРА», приведенными в документе ЭКРА.656323.037 Д7 в редакции 2.0 от 07.11.2018 Примечание – уставки задаются одинаковыми для обоих полукомплектов ДЗЛ Параметр RY, Ом XY, Ом ФМЧ,º Ф2,º Ф3,º Ф4,º t, с 1 ступень 2 ступень Полученная уставка 19,5 меньше минимального 38,3 значения уставки, 82 которую позволяет -15 выставить МПТ при 115 заданных Ктт и Ктн, поэтому данная ступень не используется. 0,6 Таблица 6.19 Уставки ДЗ 3 ступень 130,1 255,1 82 -15 115 2,7 Таблица 6.20 Уставки реле блокировки при качаниях 𝑫𝑰𝟐_чувст_бк 𝑫𝑰𝟏_чувст_бк 𝑫𝑰𝟐груб_бл 𝑫𝑰𝟏груб_бл Тс.з. время ввода медленнодейств ующих ступеней от блокировки от качаний с А А А А с 40 813,8 1 ступень I, А t, с Не используется, так как не обеспечивается требуемая чувствительность. 𝑰𝟎ср , А 120 2 ступень I, А t, с 1704 0,6 2441,4 0,5 3 Таблица 6.21 Уставки ТЗНП 3 ступень 4 ступень I, А t, с I, А t, с 298 2 100 4,1 Таблица 6.22 Уставки реле направления мощности 𝑼𝟎ср , кВ 𝑰𝟎бл , А 𝑼𝟎бл , кВ 83

80 7,94 83,33 7,94 Таблица 6.23 Выдержки времени срабатывания ДЗ и ТЗНП 𝒕ау , с 𝒕оу , с 0,21 0,3 Таблица 6.24 Уставки ТО I, c t, c Не используется, так как не обеспечивается требуемая чувствительность, следовательно, ТО не эффективна. 3. ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Борей №2 Параметр настройки 𝑇𝑎 , мс (постоянная времени первичной сети) Тип ТТ Номинальный первичный/вторичный ток первого ТТ (ТТ А) Номинальный первичный/вторичный ток первого ТТ (ТТ В) Тип характеристики торможения Таблица 6.25 Параметры настройки ДЗЛ РП 330 кВ Борей Путкинская ГЭС 26 26 ТГФ-330 2000/1 ТФУМ 330А-У1 2000/1 2000/1 - Сумма модулей Сумма модулей (в соответствии с (в соответствии с рекомендациями ООО рекомендациями ООО НПП «ЭКРА» НПП «ЭКРА» 2000 А 0,33 о.е. / 660 А Базисный ток (𝐼б ), А Ток срабатывания ДЗЛ (𝐼д о ), о.е. Дифференциальная 2 о.е. / 4000 А токовая отсечка (𝐼д отс ) (не используется), о.е. Коэффициент 0,5 о.е. / 0,3 торможения на первом В соответствии с рекомендациями ООО НПП наклонном участке «ЭКРА», приведенными в документе ЭКРА.656323.037 Д7 в редакции 2.0 от 07.11.2018 (𝑘т1 ), о.е. Ток начала торможения 4,86 о.е. / 9720 А (𝐼𝑠2 ), о.е. 84

Параметр настройки коэффициент торможения на втором наклонном участке (𝑘т2 ), о.е Уставка срабатывания функции контроля обрыва цепи переменного тока (𝐼д кцт уст ), о.е. Угол сектора блокирования РП 330 кВ Борей Путкинская ГЭС 0,5 о.е. / 0,3 0,12 о.е. / 240 А 70° (по умолчанию) В соответствии с рекомендациями ООО НПП «ЭКРА», приведенными в документе ЭКРА.656323.037 Д7 в редакции 2.0 от 07.11.2018 Примечание – уставки задаются одинаковыми для обоих полукомплектов ДЗЛ Таблица 6.26 Уставки ДЗ 1 ступень 2 ступень 3 ступень Полученная 19,8 129,5 уставка меньше 38,6 254 минимального 81 82 значения уставки, -15 которую позволяет -15 115 115 выставить МПТ при заданных Ктт и Ктн, поэтому 0,6 2,3 Параметр RY, Ом XY, Ом ФМЧ,º Ф2,º Ф3,º Ф4,º t, с данная ступень не используется. Таблица 6.27 Уставки реле блокировки при качаниях 𝑫𝑰𝟐_чувст_бк 𝑫𝑰𝟏_чувст_бк 𝑫𝑰𝟐груб_бл 𝑫𝑰𝟏груб_бл Тс.з. время ввода медленнодейству ющих ступеней от блокировки от качаний А А А А с с 40 616,2 120 1848,6 0,5 3 1 ступень I, А t, с Не используется, так Таблица 6.28 Уставки ТЗНП 3 ступень 4 ступень I, А t, с I, А t, с 301 2 100 4,1 2 ступень I, А t, с 1706 0,6 85

как не обеспечивается требуемая чувствительность. 𝑰𝟎ср , А 80 Таблица 6.29 Уставки реле направления мощности 𝑼𝟎ср , кВ 𝑰𝟎бл , А 𝑼𝟎бл , кВ 7,94 83,33 7,94 Таблица 6.30 Выдержки времени срабатывания ДЗ и ТЗНП 𝒕ау , с 𝒕оу , с 0,21 0,3 Таблица 6.19 Уставки ТО I, c t, c Не используется, так как не обеспечивается требуемая чувствительность, следовательно, ТО не эффективна. 86

Заключение Основной целью данной работы являлось проектирование устройств релейной защиты для ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №1, ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №2, ВЛ 330 кВ Борей – Путкинская ГЭС №1 и ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС №2. Для достижения данной цели были решены следующие задачи: 1. Проведен анализ «тяжелых» схемно-режимных и режимно- балансовых ситуаций одноцепного транзита 330 кВ ПС 330 кВ Лоухи – Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС, таких как зимний режим максимальных нагрузок при нормативном возмущении с отключением ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Лоухи №1 в нормальной схеме (рассматриваемое контролируемое сечение «Ленинград - Карелия») и летнего режима максимальных нагрузок при нормативном возмущении с отключением ВЛ 330 кВ Сясь – Петрозаводск (рассматривается контролируемое сечение «Ленинград  Карелия») или ВЛ 330 кВ Кондопога – Петрозаводск (рассматривается контролируемое сечение «Петрозаводск−Кондопога») в единичной схеме ремонта ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС – Лоухи №1. Эти режимы нарушают нормальную работу энергосистемы. Для исключения данных «тяжелых» схемно-режимных и режимно-балансовых ситуаций производится строительство второй цепи северного транзита 330 кВ. Так же данный транзит поможет решить проблемы запертой мощности в Кольской энергосистеме, выдаваемой Кольской АЭС, то есть увеличит пропускную способность. И повысит надежность связи Кольской, Карельской и Ленинградской энергосистем с единой энергосистемой России. 2. Изучены два типа аппаратной реализации устройств релейной защиты: на электромеханической и микропроцессорной базе. Рассмотрены их достоинства и недостатки и указаны будущие перспективы устройств релейной защиты. На сегодняшний день трансформация электроэнергетики влияет и на совершенствование устройств релейной защиты. Хотя и замена 87

устройств на электромеханической базе происходит медленно, но по истечению срока их эксплуатации постепенно будет происходить их вытеснение в связи с возросшими нормативными требованиями. Стимулирует переход на микропроцессорные устройства релейной защиты проект «Цифровая энергетика», в рамках которого предусматривается устройствами, возможностью передачи и обмена информацией с другими цифровыми устройствами, такими как АСУ ТП (автоматизированная система управления технологическим процессом), операционно-информационные комплексы, предлагается внедрение средств дистанционного управления. Замена электромеханических устройств РЗ может снизить неправильную работу РЗ при условии соответствующей подготовки персонала, потому что чаще неправильная работа РЗ связана с ошибками персонала. 3. На основе проведенных исследований для ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №1, ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №2, ВЛ 330 кВ Борей – Путкинская ГЭС №1 и ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС №2 выбраны устройства релейной защиты на микропроцессорной базе производителя ООО НПП «ЭКРА», что соответствует современным трендам в отечественной энергетике, связанным с приказом Минпромторга России по импортозамещению, а так же проекту по цифровизации энергетики. Для ВЛ 330 кВ предусматриваются два комплекта защит. Оба комплекта выполняются в составе шкафа ШЭ 2710 591591 на базе МПТ БЭ 2704 305 производства ООО НПП «Экра» с реализацией функций дифференциальной защиты линии, дистанционной защиты, токовой защиты нулевой последовательности и токовой отсечкой. Так же произведен расчет вторичных цепей трансформатора тока и расчет времени до насыщения трансформатора тока аналитическим и графическим методом. 4. Проведен расчет и выбор параметров срабатывания релейной защиты для ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №1, ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №2, ВЛ 88

330 кВ Борей – Путкинская ГЭС №1 и ВЛ 330 кВ Путкинская ГЭС №2, и проведена проверка чувствительность параметров срабатывания. При расчетах использовался программный комплекс «АРМ СРЗА». Что позволило овладеть практическими навыками работы с современными программными комплексами. Релейная защита является одним из важнейших устройств, при проектировании электроэнергетических систем. Выбор аппаратной реализации устройств релейной защиты и расчет параметров срабатывания релейной защиты, произведённый в ходе данной работы может быть использован при проектировании устройств релейной защиты для второй цепи одноцепного участка северного транзита. 89

Список литературы 1. Библия электрика [Текст]: ПУЭ (шестое и седьмое издание, все действующие разделы); ПОТ; ПТЭ. – Новосибирск: Норматика, 2018. – 672 с. 2. Распоряжение Главы Республики Карелия от 30 апреля 2019 года N 220-р «Об утверждении Программы перспективного развития электроэнергетики Республики Карелия на период до 2023 года» [Электронный источник] / docs2.kodeks.ru (дата обращения 05.05.2020). 3. Приказ Минэнерго России от 13 февраля 2019 года №101 «Об утверждении требований к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики». 4. Указ Президента Российской Федерации от 07.05.2018 года № 204 «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года». 5. СТО 56947007-29.120.70.200-2015 «Методические указания по расчету и выбору параметров настройки (уставок) микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики производства ООО НПП «Экра», «АВВ», «GE Multilin» и «ALSTOM Grid»/ «Areva» для воздушных и кабельных линий с односторонним питанием напряжением 110-330 кВ». 6. СТО ДИВГ-058-2017 «Расчет токов коротких замыканий и замыканий на землю в распределительных сетях» от 23.03.2018. 7. ГОСТ Р 58669 - 2019. Релейная защита. Трансформаторы тока измерительные индуктивные с замкнутым магнитопроводом для защиты. - Москва: Стандартиформ, 2020. - 62 с. 90

8. Чернобровов Н.В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. - 5-е издание, перераб. и доп. М., "Энергия", 1974. 680с. 9. Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем: Учебное пособие для вузов. - 2-е издание, перераб. и доп. - М., Энергоатомиздат, 1992. - 528 с. 10. РД 153-34.0-35.648-01 от 28.08.2001 года «Рекомендации по модернизации, реконструкции и замене длительно эксплуатирующийся устройств релейной защиты и электроавтоматики энергосистем». 11. РД 34.35.310-97 от 01.01.1997 года «Общие технические требования к микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем». 12. Приложения №1 к протоколу Правления ОАО «Россети» от 22.06.2015 года № 356пр «Концепция развития релейной защиты и автоматики электросетевого комплекса». 13. Кузьмин И.Л. Микропроцессорные устройства релейной защиты: учебное пособие / сост.: И.Л. Кузьмин, И.Ю. Иванов, Ю.В. Писковацкий. – Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2015. – 310 с 14. Ершов, А.М. Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Часть 4: Защита электрических сетей и электроустановок напряжением 6–10–110–220 кВ: учебное пособие / А.М. Ершов. – Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2015. – 152 с. 15. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учеб.для вузов по спец. «Электроснабжение». – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Высш.шк., 1991. – 496 с.: ил 16. Дьяков А.Ф. Микропроцессорная автоматика и релейная защита электроэнергетических систем: учеб.пособие для вузов/ А.Ф. 91

Дьяков, Н.И. Овчаренко. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. – 336 с.: ил 17. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. – М.: Энергоатомиздат, 2007. – 549 с.: ил. 18. ЭКРА.656323.037 Д7 в редакции 2.0 от 07.11.2018 «Рекомендации по выбору уставок функции продольной дифференциальной защиты линии электропередачи (ДЗЛ), используемой в терминалах БЭ 2704 09х, БЭ2704 59х, БЭ2502Б 21хх и в шкафах серии ШЭ2607 09х, ШЭ2710 59х, ШЭ2607 29х». 19. УДК 621.316 «Рекомендации по расчету уставок резервных защит ЛЭП ВН на базе шкафов НПП «ЭКРА»», Версия 18. 20. Руководящие указания № 7 «Дистанционная защита линий 35-330 кВ». 21. Руководящие указания № 12 «Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110-500 кВ» 22. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. – М.: Энергия, 1970. – 514 с 23. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. РД 153-34.0-20.527-98. - М., Изд. НЦ ЭНАС, 2004г. 24. Г. Циглер. Цифровые устройства дифференциальной защиты. / Под ред. Дьякова А.Ф. – Нюрнберг: Энергоиздат, 2005. – 273 с. 25.Вавин В.Н. Трансформаторы напряжения и их вторичные цепи / В.Н, Вавин; ред. Г.Г. Родин. – Москва: Энергия, 1957. – 105 с. 26. Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для студ. сред. проф. образования / Л.Д. Рожкова, Л.К. Карнеева, Т.В. Чиркова. - 4-е изд., стер. - М.: Издательский центр "Академия", 2007. - 448 с. 27. Шабад М.А. Трансформаторы тока в схемах релейной защиты. Часть первая. Экспериментальная и расчетная проверка: конспект 92

лекций. - Санкт-Петербург.: Издание Петербургского энергетического института повышения квалификации руководящих работников и специалистов Минтопэнерго РФ, 1995. - 39 с. 28. Карелиястат: [Электронный ресурс] // Федеральная служба государственной статистики. М., 1999-2020. URL: krl.gks.ru (Дата обращения 05.05.2020) 29. Главное управление по Республике Карелия // МЧС России URL: krl.gks.ru (дата обращения: 05.05.2020). 30. Россети ФСК ЕЭС [Электронный ресурс]. – 2007-2020. URL: fskees.ru (Дата обращения 09.05.2020) 31. План мероприятий по импортозамещению в отрасли энергетического машиностроения, электротехнической и кабельной промышленности Российской Федерации [Текст]: приказ Минпромторга России от 16.04.2019 № 1327 // Официальный сайт Министерства промышленности и торговли Российской Федерации. – 2019. 93

Приложение А 94

Приложение Б Схема присоединения вводимых объектов в связи со строительством Северного транзита 330 кВ 95

Приложение В Схема из ПК «АРМ СРЗА» для основных расчетов 96

Приложение Г Таблица Г.1. Параметры трансформатора тока Наименование технических характеристик Значение характеристики Тип ТГФ-330 1. Основные технические характеристики: 1.1. Номинальное рабочее фазное напряжение, 330/√3 кВ 1.2. Наибольшее рабочее фазное напряжение, 363/√3 кВ 1.3. Номинальная частота, Гц 50 1.4. Номинальный ток первичной обмотки, А 2000 1.5. Допустимая перегрузка по первичному 20 току, при котором сохраняется заявленный класс точности для измерительных обмоток, при температуре окружающей среды до +40ºС, % 2. Требования к стойкости при сквозных токах короткого замыкания: 2.1. Ток термической стойкости, кА 16 2.2. Время действия термической стойкости, с 3 2.3. Ток электрической стойкости, кА 41 3. Характеристики вторичных обмоток 3.1. Количество вторичных обмоток 6 3.2. Номинальный первичный ток, А 2000 3.3. Номинальный вторичный ток, А 1 3.4. Параметры вторичных обмоток Обмотка №1 – АИИС Класс точности, % 0,2S КУЭ Номинальная нагрузка, 15 В·А Обмотка №2 – Класс точности, % 0,2 измерение Номинальная нагрузка, 15 В·А Обмотка №3 – защита Класс точности, % 10P Номинальная нагрузка, 20 В·А Обмотка №4 – защита Класс точности, % 10P Номинальная нагрузка, 20 В·А Обмотка №5 – защита Класс точности, % 10P Номинальная нагрузка, 20 В·А 97

Наименование технических характеристик Значение характеристики Обмотка №6 – защита Класс точности, % 10P Номинальная нагрузка, 20 В·А Номинальная предельная кратность вторичных 30 обмоток для защиты Примечание: данные предоставлены специалистами филиала АО «СО ЕЭС» Карельское РДУ. 98

Приложение Д Графики для расчета параметров срабатывания ДЗЛ Рисунок Д.2. Определение коэффициента искажения тормозного тока Рисунок Д.1.Зависимость коэффициента искажения 𝑘𝑠 и отклонения угла ∆𝜑𝑠 от тока КЗ для разных значений постоянной времени и вторичной нагрузки. Рисунок Д.3. Взаимосвязь между максимальным отношением токов по концам защищаемой линии и предельным углом между токами, при котором происходит блокирование ДЗЛ. 99

Приложение Е Расчет дистанционной защиты Таблица Е.1. Расчет 1 ступени ДЗ ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Узел Расч условие Отстройка Имя XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 Ф4 ПС РП 330 кВ Борей Ступень 1 Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Знач 54.3 27.7 82 -15 115 0 K 0.85 Повреждение ВИД-КЗ АВС УЗЕЛ-КЗ 502 Подрежим Эл величины ZСА=64.66 82 Таблица Е.2. Расчет 2 ступени ДЗ ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Узел Расч условие СОГЛАСОВАНИЕ ШЭ2710 (5026-5023) С 1 СТУПЕНЬЮ XY=30.5 RY=15.7 T=0.00 ФМЧ 81 Ф2 -15 Ф3 115 Ф4 -12 ЗАЩИТА 4951 ШЭ2710 (1 503-1044) ЭЛ: Л-4951 ПС: ПС87 ЛОУХИ 330 КВ СОГЛАСОВАНИЕ ШЭ2710 (5026-5023) С 1 СТУПЕНЬЮ XY=28.7 RY=14.5 ПС РП 330 кВ Борей Ступень 2 Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Имя XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 Знач 85.5 43.6 82 -15 115 K 0.85 Повреждение ВИД-КЗ АВС ВЕЕР 495/503 1 503-1044, 0.8 (Lотн_лин=0.8) XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 73.3 37.4 82 -15 115 0.85 ВИД-КЗ АВС ЭЛ 493 ВЕЕР 395/502 1 502-1043, 1.000 (Lотн_лин=1.000) ZСА=87.00 83 ZBC(Б)=36.51 82 XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 84.6 43.1 82 -15 115 0.85 ВИД-КЗ АВС ВЕЕР 395/502 1 502-1043, 0.8 (Lотн_лин=0.8) ZСА=100.42 83 ZBC(Б)=25.96 84 100 Подрежим Эл величины ЭЛ 493 ZСА=101.76 82 ZBC(Б)=27.77 82 ЭЛ 493

ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Узел Расч условие T=0.00 ФМЧ 83 Ф2 -15 Ф3 115 Ф4 -12 ЗАЩИТА 3951 ШЭ2710 (1 502-1043) ЭЛ: Л-395 ПС: ПС87 ЛОУХИ 330 КВ ПС РП 330 кВ Борей Ступень 2 Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Имя Знач K Повреждение Подрежим Эл величины XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 73.3 37.4 82 -15 115 0.85 ВИД-КЗ АВС ВЕЕР 495/503 1 503-1044, 0.8 (Lотн_лин=0.8) ЭЛ 493 ZСА=87.00 83 ZBC(Б)=34.92 84 ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТЬ XY 73.3 1.14 ВИД-КЗ АВ ЭЛ 493 ZAB=64.66 ШЭ2710 RY 37.4 33.60 УЗЕЛ-КЗ 502 82 (5026-5023) ФМЧ 82 KЧzp= IA=919 -52 Ф2 -15 1.14 Ф3 115 XBT 44.4 RBT 22.7 JTP 0.10 4.59 kч<1.25, следовательно, не обеспечивается должная чувствительность. С учетом наличия ДЗШ 330 кВ на ПС 330 кВ Княжегубская, дальнейший расчет уставок производится в режиме, когда параллельная ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №2 включена (в соответствие с п 3б) гл. 5Б РУ №7. ОТСТРОЙКА XY 92.8 0.85 ВИД-КЗ АВС ZCA=110.21 ШЭ2710 RY 47.3 УЗЕЛ-КЗ 1044 83 (5026-5023) ФМЧ 82 Ф2 -15 Ф3 115 СОГЛАСОВАНИЕ ШЭ2710 (5026-5023) С 1 СТУПЕНЬЮ XY=30.5 RY=15.7 T=0.00 ФМЧ 81 Ф2 -15 Ф3 115 Ф4 -12 ЗАЩИТА 39311 ШЭ2710 (1 503-1044) ЭЛ: Л-4951 ПС: ПС87 ЛОУХИ 330 XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 177.0 90.2 82 -15 115 ВИД-КЗ АВС ВЕЕР 495/503 1 503-1044, 0.8 (Lотн_лин=0.8) 0.85 101 ЭЛ 495/1044 ZCA=211.96 80 ZAB(Б)=27.77 82

ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Узел ПС РП 330 кВ Борей Ступень 2 Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Расч условие КВ Имя Знач K Повреждение Подрежим Эл величины СОГЛАСОВАНИЕ ШЭ2710 (5026-5023) С 1 СТУПЕНЬЮ XY=28.7 RY=14.5 T=0.00 ФМЧ 83 Ф2 -15 Ф3 115 Ф4 -12 ЗАЩИТА 3951 ШЭ2710 (1 502-1043) ЭЛ: Л-395 ПС: ПС87 ЛОУХИ 330 КВ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТЬ ШЭ2710 (5026-5023) XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 169.2 86.3 82 -15 115 0.85 ВИД-КЗ АВС ВЕЕР 395/502 1 502-1043, 0.8 (Lотн_лин=0.8) ЭЛ 395/1043 ZСА=201.06 83 ZBC(Б)=25.96 84 ЭЛ 525 ZAB=64.66 82 IA=919 -52 ЭЛ 391 ZAB=64.66 82 IA=954 -52 XY 92.8 1.45 ВИД-КЗ АВ RY 47.3 1959.65 УЗЕЛ-КЗ 502 ФМЧ 82 KЧzp= Ф2 -15 1.44 Ф3 115 XBT 56.2 RBT 28.7 JTP 0.10 4.59 XY 92.8 1.45 ВИД-КЗ АВ RY 47.3 2078.76 УЗЕЛ-КЗ 502 ФМЧ 82 KЧzp= Ф2 -15 1.44 Ф3 115 XBT 56.2 RBT 28.7 4.77 JTP 0.10 Kч>1.25, следовательно, обеспечивается должная чувствительность. 102

Таблица Е.3. Расчет 3 ступени ДЗ ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Узел Расч условие СОГЛАСОВАНИЕ ШЭ2710 (5026-5023) С 2 СТУПЕНЬЮ XY=54.0 RY=28.0 T=0.6 ФМЧ 81 Ф2 -15 Ф3 115 Ф4 -12 ЗАЩИТА 4951 ШЭ2710 (1 503-1044) ЭЛ: Л-4951 ПС: ПС87 ЛОУХИ 330 КВ СОГЛАСОВАНИЕ ШЭ2710 (5026-5023) С 2 СТУПЕНЬЮ XY=50.0 RY=20.0 T=0.6 ФМЧ 83 Ф2 -15 Ф3 115 Ф4 -12 ЗАЩИТА 3951 ШЭ2710 (2 502-1043) ЭЛ: Л-395 ПС: ПС87 ЛОУХИ 330 КВ ПС РП 330 кВ Борей Ступень 3 Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Имя XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 Знач 105.7 53.9 82 -15 115 K 0.85 Повреждение ВИД-КЗ АВС УЗ-КЗ_Х 1044 Защ Б работает Zкз<Zсз – расчет уст-ки по Kт=1.226 Zр=125.78 82 XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 106.4 54.3 82 -15 115 0.85 ВИД-КЗ АВС УЗ-КЗ_Х 1044 Z1д=0.2+j1.4 Z0д=1.1+j4.1 ZСА=126.59 82 ZBC(Б)=49.33 80 XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 103.8 52.9 82 -15 115 0.85 ВИД-КЗ АВС УЗ-КЗ_Х 1043 Защ Б работает Zкз<Zсз – расчет уст-ки по Kт=1.282 Zр=123.57 82 ZСА=110.21 83 ZBC(Б)=34.92 84 XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 104.5 53.3 82 -15 115 0.85 ВИД-КЗ АВС УЗ-КЗ_Х 1044 Z1д=0.1+j1.2 Z0д=0.9+j3.5 ZСА=124.09 83 ZBC(Б)=45.32 84 103 Подрежим Эл величины ZСА=110.21 83 ZBC(Б)=36.51 82

ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Узел Расч условие СОГЛАСОВАНИЕ ШЭ2710 (5026-5023) С 2 СТУПЕНЬЮ XY=7.00 RY=3.5 T=1.70 ФМЧ 89 Ф2 -15 Ф3 115 ЗАЩИТА 1981 ШЭ2710 (1 534-527) Узел 534 ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТЬ ШЭ2710 (5026-5023) ПС РП 330 кВ Борей Ступень 3 Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Имя XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 Знач 403.7 205.9 82 -15 115 K 0.85 Повреждение ВИД-КЗ АВС УЗ-КЗ_Х 534 Защ Б работает Zкз<Zсз – расчет уст-ки по Kт=3.064 Zр=480.47 82 Подрежим Эл величины ZСА=321.48 85 ZBC(Б)=0.00 0 XY 103.8 0.30 ВИД-КЗ АВ ЭЛ 395 ZAB=345.72 RY 52.9 3.15 УЗЕЛ-КЗ 1044 85 ФМЧ 82 KЧzp= IA=363 -54 Ф2 -15 0.30 Ф3 115 XBT 62.9 RBT 32.1 JTP 0.10 1.89 Kч<1.25, следовательно, не обеспечивается должная чувствительность. Для обеспечения дальнего резервирования защит ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи № 1, 2 используем 4 ступень ДЗ. 3 ступень оставляем в работе. ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТЬ XY 157.6 0.12 ВИД-КЗ АВ ЭЛ 391 ZAB=1870 47 ШЭ2710 RY 80.3 0.07 УЗЕЛ-КЗ 536 IA=70 137 (5026-5023) ФМЧ 82 KЧzp= Ф2 -15 0.10 Ф3 115 XBT 95.5 RBT 48.7 JTP 0.10 0.35 Kч<1.2, следовательно, не обеспечивается должная чувствительность. Для обеспечения дальнего резервирования защит СН, НН АТ1 и АТ2 используем 4 ступень ДЗ. 3 ступень оставляем в работе. 104

Таблица Е.4. Расчет 4 ступени ДЗ ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Узел ПС РП 330 кВ Борей Ступень 4 Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Расч условие Имя Знач K СОГЛАСОВАНИЕ ШЭ2710 (5026-5023) С 2 СТУПЕНЬЮ XY=7.00 RY=3.5 T=1.70 ФМЧ 89 Ф2 -15 Ф3 115 ЗАЩИТА 1981 ШЭ2710 (1 534-527) Узел 534 XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 403. 7 205. 9 82 -15 115 0.85 Повреждени е ВИД-КЗ АВС УЗ-КЗ_Х 534 Защ Б работает Zкз<Zсз – расчет уст-ки по Kт=3.064 Zр=480.47 82 Подрежи м Эл величины ZСА=321.48 85 ZBC(Б)=0.0 00 405. 0.85 ВИД-КЗ ZСА=478.79 4 АВС 85 206. УЗ-КЗ_Х 534 ZBC(Б)=6.3 7 Z1д=0.0+j2.6 2 94 82 Z0д=0.0+j2.6 -15 115 ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТ XY 403. 2.64 ВИД-КЗ АВ ЭЛ 395 ZAB=345.72 Ь RY 7 43.53 УЗЕЛ-КЗ 534 85 ФМЧ 205. KЧzp= IA=363 -54 Ф2 9 1.52 Ф3 82 XBT -15 RBT 115 JTP 244. 3.33 7 124. 8 0.10 Kч>1.2, следовательно, обеспечивается должная чувствительность. Дальнее резервирование защит ВЛ 330 кВ Княжегубская-Лоухи № 1, 2 обеспечивается ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТ XY 403. 0.30 ВИД-КЗ АВ ЭЛ 391 ZAB=1870 Ь RY 7 0.19 УЗЕЛ-КЗ 536 47 ФМЧ 205. KЧzp= IA=70 137 Ф2 9 0.25 Ф3 82 XBT -15 RBT 115 JTP 244. 0.35 7 124. 8 0.10 XY RY ФМЧ Ф2 Ф3 105

ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Узел Расч условие Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Имя Знач ПС РП 330 кВ Борей Ступень 4 Повреждени Подрежи Эл е м величины Kч<1.2, следовательно, не обеспечивается должная чувствительность. Выполним расчет уставки по обеспечению выполнения этого условия. ОТСТРОЙКА XY 825. 1.20 ВИД-КЗ АВ ЭЛ 391 ZAB=1873 XYMA 0 Kотс=0.6 УЗЕЛ-КЗ 534 46 K 825. 6 RY 0 RYMAK 825. ФМЧ 0 Ф2 825. Ф3 0 82 -15 115 Полученная уставка превышает максимальные значения, которые возможно выставить при заданных Ктт и Ктн. K По расчетам четвертой ступени ДЗ ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №1 со стороны РП 330 кВ Борей: -обеспечивает принцип дальнего резервирования. Характеристики ДЗ 106 Рисунок Е.1.Характеристики дистанционной защиты

Приложение Ж Таблица Ж.1. Результаты расчетов электрических режимов для зимних минимальных нагрузок для выбора уставок реле блокировки при качаниях. ВЛ 330 кВ БорейЛоухи №1 Режим Откл. ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №1 и ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №2 788,3 А Откл. ВЛ 330 кВ Княжегубская – Лоухи №2 и ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №1 109,2 А ВЛ 330 кВ Борей-Лоухи №2 118,0 А 789,5 А Таблица Ж.2. Результаты расчетов электрических режимов для летних максимальных нагрузок для выбора уставок реле блокировки при качаниях для 𝐼2 . Режим Откл. ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №2 Откл. ВЛ 330 кВ Борей – Лоухи №1 ВЛ 330 кВ БорейЛоухи №1 ВЛ 330 кВ БорейЛоухи №2 476,2 А 0А 0А 480,0 А Таблица Ж.3. Результаты расчетов электрических режимов для летних максимальных нагрузок для выбора уставок реле блокировки при качаниях для 𝐼1 . ВЛ 330 кВ БорейРежим Лоухи №1 Нормальный режим 275,1 А ВЛ 330 кВ БорейЛоухи №2 271,5 А Примечание: данные предоставлены специалистами филиала АО «СО ЕЭС» Карельское РДУ. 107

Приложение З Таблица З.1. Расчет 1 ступени ТЗНП ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Узел Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 ПС РП 330 кВ Борей Ступень 1 Расч условие Имя Знач К ОТСТРОЙКА УСТ 1355 1.30 Повреждение ВИД-КЗ A0 УЗЕЛ-КЗ 502 УСТ 1149 1.30 ВИД-КЗ BC0 УЗЕЛ-КЗ 502 УСТ 1682 1.30 ВИД-КЗ A0 УЗЕЛ-КЗ 502 ЭЛ 493 3I0=1294 -78 3U0=53.97 -173 УСТ 1407 1.30 ВИД-КЗ BC0 УЗЕЛ-КЗ 502 ЭЛ 493 3I0=1082 102 3U0=45.15 7 УСТ 1216 1.30 ВИД-КЗ A0 УЗЕЛ-КЗ 502 ЭЛ 495 3I0=936 -79 3U0=75.85 -174 УСТ 1092 1.30 ВИД-КЗ BC0 УЗЕЛ-КЗ 502 ЭЛ 495 3I0=840 101 3U0=68.08 5 УСТ 2606 2.22 ВИД-КЗ A0 3931/5026/502 L=0.01 3I0=5785 -88 3U0=216.70 176 УСТ 2606 2.11 ВИД-КЗ ВС0 3931/5026/502 L=0.01 3I0=5492 91 3U0=205.69 -4 ЧУВСТВИНОСТЬ Подрежим Эл величины 3I0=1042 -80 3U0=84.47 -175 3I0=883 101 3U0=71.62 5 𝑘ч > 1,2, обеспечивается требуемая чувствительность Таблица З.2. Расчет 2 ступени ТЗНП ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Расч условие ОТСТРОЙКА Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Знач К Повреждение Имя УСТ 429 1.30 ВИД-КЗ A0 УЗЕЛ-КЗ 534 УСТ 469 1.30 ВИД-КЗ BC0 108 ПС РП 330 кВ Борей Ступень 2 Подрежим Эл величины 3I0=330 -83 3U0=26.86 -178 3I0=360 96

ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Расч условие Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Имя Знач К Повреждение ПС РП 330 кВ Борей Ступень 2 Подрежим УЗЕЛ-КЗ 534 Эл величины 3U0=29.31 1 УСТ 429 1.30 ВИД-КЗ A0 УЗЕЛ-КЗ 536 3I0=330 -83 3U0=26.83 -178 УСТ 468 1.30 ВИД-КЗ BC0 УЗЕЛ-КЗ 536 3I0=360 96 3U0=29.28 1 УСТ 568 1.30 ВИД-КЗ A0 УЗЕЛ-КЗ 534 ЭЛ 493 3I0=437 -81 3U0=18.30 -176 УСТ 616 1.30 ВИД-КЗ BC0 УЗЕЛ-КЗ 534 ЭЛ 493 3I0=474 98 3U0=19.87 3 УСТ 567 1.30 ВИД-КЗ A0 УЗЕЛ-КЗ 536 ЭЛ 493 3I0=436 -81 3U0=18.28 -176 УСТ 616 1.30 ВИД-КЗ BC0 УЗЕЛ-КЗ 536 ЭЛ 493 3I0=474 98 3U0=19.85 3 УСТ 419 1.30 ВИД-КЗ A0 УЗЕЛ-КЗ 534 ЭЛ 495 3I0=322 -81 3U0=26.18 -177 УСТ 466 1.30 ВИД-КЗ BC0 УЗЕЛ-КЗ 534 ЭЛ 495 3I0=358 97 3U0=29.14 2 УСТ 418 1.30 ВИД-КЗ A0 УЗЕЛ-КЗ 536 ЭЛ 495 3I0=322 -81 3U0=26.15 -177 УСТ 465 1.30 ВИД-КЗ BC0 УЗЕЛ-КЗ 536 ЭЛ 495 3I0=358 97 3U0=29.11 2 СОГЛАСОВАНИЕ УСТ 675 с 1 СТУПЕНЬЮ 2300 T=0.00 защита 3951 ТЗНП (502-1043) ЭЛ:ВЛ 330 КВ 1.30 ВИД-КЗ A0 ВЕЕР 395/502 941-1041,0.802 (Lотн_лин=0.645) КНЯЖЕГУБСКАЯ -ЛОУХИ № ПС:1С-330 ПС ЛОУХИ 109 3I0=519 -77 3U0=42.08 -173 3I0(Б)=2300 -86 3U0(Б)=140.63 178

ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Расч условие ЧУВСТВИНОСТЬ ЧУВСТВИНОСТЬ Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Имя Знач К Повреждение ПС РП 330 кВ Борей Ступень 2 Подрежим Эл величины УСТ 1058 1.30 ВИД-КЗ A0 ЭЛ 493 ВЕЕР 395/502 495 1041-1043,0.323 (Lотн_лин=0.419) 3I0=814 -76 3U0=33.96 -171 3I0(Б)=2300 -85 3U0(Б)=180.14 179 УСТ 919 1.30 ВИД-КЗ A0 ЭЛ 493 ВЕЕР 395/502 941-1041,0.953 (Lотн_лин=0.594) 3I0=707 -76 3U0=29.50 -171 3I0(Б)=2300 -86 3U0(Б)=156.49 179 УСТ 670 1.56 ВИД-КЗ A0 3931/5026/502 L=1 3I0=1042 -80 3U0=84.47 -175 УСТ 670 1.32 ВИД-КЗ ВС0 3931/5026/502 L=1 3I0=883 101 3U0=71.62 5 УСТ 670 0.49 ВИД-КЗ A0 УЗЕЛ-КЗ 534 3I0=330 -83 3U0=26.86 -178 УСТ 670 0.54 ВИД-КЗ ВС0 УЗЕЛ-КЗ 534 3I0=360 96 3U0=29.31 1 𝑘ч = 1,5, обеспечивается требуемая чувствительность при КЗ в конце линии Таблица З.3. Расчет 3 ступени ТЗНП ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Расч условие ПС РП 330 кВ Борей Ступень 3 Знач К Повреждение Эл величины Имя Подрежим СОГЛАСОВАНИЕ УСТ 485 1.10 ВИД-КЗ A0 3I0=441 -76 с 2 СТУПЕНЬЮ ВЕЕР 395/502 3U0=35.71 -171 1450 T=0.60 901-941,0.911 3I0(Б)=1450 -88 защита 3951 (Lотн_лин=0.924) 3U0(Б)=119.35 ТЗНП 180 (502-1043) 110

ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Расч условие Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Имя Знач К Повреждение ПС РП 330 кВ Борей Ступень 3 Подрежим Эл величины ЭЛ:ВЛ 330 КВ КНЯЖЕГУБСКАЯ -ЛОУХИ № ПС:1С-330 ПС ЛОУХИ УСТ 508 1.10 ВИД-КЗ A0 ВЕЕР 395/502 901-941,0.000 (Lотн_лин=1.000) 3I0=461 -75 3U0=37.40 -171 3I0(Б)=837 -84 3U0(Б)=125.01 180 УСТ 644 1.10 ВИД-КЗ A0 ЭЛ 493 ВЕЕР 395/502 941-1041,0.034 (Lотн_лин=0.905) 3I0=586 -75 3U0=24.44 -169 3I0(Б)=1450 -88 3U0(Б)=129.63 180 УСТ 673 1.10 ВИД-КЗ A0 ЭЛ 493 ВЕЕР 395/502 901-941,0.000 (Lотн_лин=1.000) 3I0=612 -74 3U0=25.51 -169 3I0(Б)=765 -85 3U0(Б)=135.34 179 СОГЛАСОВАНИЕ с 3 СТУПЕНЬЮ 600 T=0.30 защита 3951 ТЗНП (502-1043) ЭЛ:ВЛ 330 КВ ВИД-КЗ A0 ВЕЕР 395/502 Конец зоны не найден -Iкз>Iсз КНЯЖЕГУБСКАЯ -ЛОУХИ № ПС:1С-330 ПС ЛОУХИ ЧУВСТВИНОСТЬ УСТ 523 0.90 ВИД-КЗ A0 395/502/901 L=0.8 3I0=468 -76 3U0=37.96 -172 УСТ 523 0.71 ВИД-КЗ ВС0 395/502/901 L=0.8 3I0=374 104 3U0=30.28 9 111

ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Расч условие ЧУВСТВИНОСТЬ Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Имя Знач К Повреждение ПС РП 330 кВ Борей Ступень 3 Подрежим Эл величины УСТ 523 1.72 ВИД-КЗ A0 395/502/901 L=0.1 3I0=902 -79 3U0=73.09 -175 УСТ 523 1.42 ВИД-КЗ ВС0 395/502/901 L=0.1 3I0=745 101 3U0=60.40 6 𝑘ч > 1,2, обеспечивается требуемая чувствительность. ЧУВСТВИУСТ 523 1.11 ВИД-КЗ A0 НОСТЬ 395/502/901 L=0.5 УСТ 523 3I0=582 -78 3U0=47.20 -173 0.88 ВИД-КЗ ВС0 395/502/901 L=0.5 3I0=461 103 3U0=37.35 7 𝑘ч < 1,2, не обеспечивается требуемая чувствительность, 3 ступень не обеспечивает дальнего резервирования, поэтому используем 4 ступень. Таблица З.4. Расчет 4 ступени ТЗНП ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Расч условие Имя СОГЛАСОВА УСТ НИЕ с3 СТУПЕНЬЮ 600 T=0.30 защита 3951 ТЗНП (502-1043) ЭЛ:ВЛ 330 КВ Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Знач 69 К 1.10 Повреждение ВИД-КЗ A0 502-1043 УЗК=K УЗ-КЗ_R K Защ Б работает Iкз>Iсз - расчет уст-ки по Кт=0.105 КНЯЖЕГУБС КАЯ -ЛОУХИ № ПС:1С-330 112 ПС РП 330 кВ Борей Ступень 4 Подрежим Эл величины 3I0=277 -80 3U0=22.47 176 3I0(Б)=2644 96 3U0(Б)=338.3 4 178

ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Расч условие ПС ЛОУХИ Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 Повреждение ПС РП 330 кВ Борей Ступень 4 Имя Знач К Подрежим Эл величины УСТ 69 1.10 ВИД-КЗ A0 502-1043 УЗК=K УЗ-КЗ_R K A0(327.19 0.00) УСТ 95 1.10 ВИД-КЗ A0 502-1043 УЗК=K УЗ-КЗ_R K Защ Б работает Iкз>Iсз - расчет уст-ки по Кт=0.144 УСТ 95 1.10 ВИД-КЗ A0 ЭЛ 493 502-1043 УЗК=K УЗ-КЗ_R K A0(325.31 0.00) 3I0=87 -10 3U0=3.61 -105 3I0(Б)=600 165 3U0(Б)=78.09 -112 СОГЛАСОВА УСТ НИЕ с4 СТУПЕНЬЮ 200 T=3.80 защита 3951 ТЗНП (502-1043) ЭЛ:ВЛ 330 КВ 23 1.10 ВИД-КЗ A0 502-1043 УЗК=K УЗ-КЗ_R K Защ Б работает Iкз>Iсз - расчет уст-ки по Кт=0.105 3I0=277 -80 3U0=22.47 176 3I0(Б)=2644 96 3U0(Б)=338.3 4 178 23 1.10 ВИД-КЗ A0 3I0=21 -3 3I0=63 -11 3U0=5.10 -107 3I0(Б)=600 165 3U0(Б)=76.82 -112 ЭЛ 493 3I0=374 -79 3U0=15.62 174 3I0(Б)=2598 96 3U0(Б)=338.0 3 179 КНЯЖЕГУБС КАЯ -ЛОУХИ № ПС:1С-330 ПС ЛОУХИ УСТ 113

ЭЛ Защита 39312 Ветвь 5026-5023 Расч условие ЧУВСТВИНОСТЬ Тип ШЭ2710 КТТ 2000/1 КТН 3300 ПС РП 330 кВ Борей Ступень 4 Имя Знач К Повреждение 502-1043 УЗК=K УЗ-КЗ_R K A0(1027.50 0.00) УСТ 32 1.10 ВИД-КЗ A0 502-1043 УЗК=K УЗ-КЗ_R K Защ Б работает Iкз>Iсз - расчет уст-ки по Кт=0.144 ЭЛ 493 3I0=374 -79 3U0=15.62 174 3I0(Б)=2598 96 3U0(Б)=338.0 3 179 УСТ 32 1.10 ВИД-КЗ A0 502-1043 УЗК=K УЗ-КЗ_R K A0(1021.88 0.00) ЭЛ 493 3I0=29 -1 3U0=1.20 -96 3I0(Б)=200 174 3U0(Б)=26.03 -104 УСТ 100 4.61 ВИД-КЗ A0 395/502/901 L=1 3I0=461 -75 3U0=37.40 171 УСТ 100 3.90 ВИД-КЗ ВС0 395/502/901 L=1 3I0=390 105 3U0=31.65 10 𝑘ч > 1,2, обеспечивается требуемая чувствительность. 114 Подрежим Эл величины 3U0=1.70 -98 3I0(Б)=200 174 3U0(Б)=25.59 -104

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв

Проектирование устройств релейной защиты и автоматики на этапе ввода второй цепи транзита от ПС 330 кВ Лоухи до РП 330 кВ Борей

Екатерина Сергеевна

Поделиться работой

Рецензии:

Рецензия от Денис Петрушин

Рецензия от Денис Петрушин

Рецензия от Екатерина Сергеевна

Отзывы: