— выполнение самодиагностики (автоматической проверки исправности отдельных модулей и устройства в целом с индикацией состояния и блокировкой выходов устройства при его неисправности) и диагностики первичного оборудования;

— автоматическая регистрация режимов, событий и аварийных процессов, что позволяет уменьшить время на выяснение причин аварий;

— упрощение расчета уставок, увеличение их точности и точности измерений, уменьшение ступеней селективности, что снижает время действия защит и вероятность значительного повреждения оборудования;

— низкая потребляемая мощность по цепям питания и измерения (как правило, нет необходимости проверки ТТ и ТН по точности);

— возможность объединения устройств защиты и автоматики в составе автоматизированной системы управления с обеспечением дистанционного изменения уставок, удаленного контроля режима работы энергообъекта и состояния самого устройства защиты, передачи зарегистрированных аварийных процессов на рабочее место оператора (рис. 2.38);

— реализация новых функций и эксплуатационных возможностей (учет ресурса отключающей способности выключателя, хранение нескольких наборов конфигурации и уставок, восстановление формы кривой тока при насыщении ТТ и т. д.).

Немаловажным является также то обстоятельство, что обладая, как правило, незначительными габаритами, цифровое устройство реализует алгоритмы всех защит и устройств автоматики, требующихся для отдельных энергообъектов согласно действующим Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) [12]. При этом обеспечено гибкое конфигурирование терминала защиты: в действие можно ввести только те защиты и виды автоматики, которые требуются. Возможно также подключение к терминалу внешних защит, в нем не реализованных.

Микропроцессорные устройства, комплекты и шкафы защит выпускаются как зарубежными («ABB», «Siemens», «GEC Alsthom»), так и отечественными (НТЦ «Механотроника», ЗАО «Радиус-автоматика», ОАО «ВНИИР», НЦ «Бреслер», ООО «Экра» и др.) предприятиями. Номенклатура и основные параметры некоторых отечественных цифровых средств релейной защиты приведены в прил. 10.

Вне зависимости от фирмы-производителя микропроцессорные терминалы обычно обеспечивают:

— сигнализацию срабатывания защит и автоматики, индикацию положения выключателя;

— местное и дистанционное управление выключателем;

— контроль положения выключателя и исправности его цепей управления;

— местный и дистанционный ввод уставок защит и автоматики, а также их хранение и отображение;

— двухстороннюю передачу данных между устройством защиты и системой управления (и/или компьютером) по одному из стандартных каналов связи;

— отображение измеряемых (например, фазных токов) и вычисляемых (например, тока обратной последовательности) параметров защищаемого объекта;

— учет внешних дискретных сигналов управления и блокировок при работе устройства;

— контроль работоспособности самого терминала;

— гальваническую развязку входов и выходов устройства от всех внешних цепей.

Следует учитывать, что функциональные возможности терминала (точность измерений, ввод уставок с собственного пульта или через интерфейс связи с компьютером, индикация на светодиодном или жидкокристаллическом текстовом или графическом дисплее, память событий, осциллографирование аварийных процессов, набор функций защиты и автоматики) в известной степени определяются ответственностью объекта защиты и влияют на стоимость терминала. Номенклатура производимых цифровых средств защиты и автоматики включает как простые, недорогие малогабаритные устройства (например, серия «OmegaProt» фирмы «Парма Прот»), так и сложные, функционально насыщенные устройства значительной стоимости (серия «EuroProt» той же фирмы). Некоторые производители называют свои простые микропроцессорные устройства защиты цифровыми реле, позиционируя их тем самым как недорогую замену электромеханическим реле (например, унифицированная, весьма обширная серия комплектных цифровых реле ТОР-100 ИЦ «Бреслер»).

Требуется разработать релейную защиту для системы электроснабжения, схема которой представлена на рис. 3.1.

Мощность трехфазного КЗ на шинах подстанции № 1 480 МВА. На подстанциях №№ 1–3 имеются источники постоянного оперативного тока с номинальным напряжением 220 В. На подстанции № 4 нет источника постоянного оперативного тока.

Параметры трансформаторов приведены в табл. 3.1, линий — в табл. 3.2, нагрузок — в табл. 3.3.

Таблица 3.1

Таблица 3.2

На линиях W1 и W2 должны быть установлены устройства АПВ. Они должны действовать на выключатели Q1 и Q3 подстанции № 1. Кроме этого, должны быть установлены устройства АВР, действующие на секционный выключатель Q15 и выключатель Q11 линии W5 (графические изображения этих выключателей на схеме заштрихованы).

Таблица 3.3

Анализ возможных нормальных режимов работы контролируемой сети необходимо провести с целью определения максимальных значений рабочих токов в местах установки устройств защиты.

Сеть имеет один источник питания, и в ней нет участков типа замкнутого кольца, поэтому защиты должны устанавливаться в начале контролируемых объектов со стороны источника питания.

Максимальное значение рабочего тока в линии W1 (I_{РАБ МАХ W1}) определяется исходя из двух условий:

— во-первых, питание всех элементов рассматриваемой электрической сети осуществляется по линии W1 (линия W2 выведена из рабочего состояния, отключена), а секционный выключатель Q15 на подстанции № 3 включен;

— во-вторых, все трансформаторы 35/10 кВ работают с номинальной нагрузкой.

Тогда:

I_{РАБ МАХ W1} = I_{HOM T1} + I_{HOM T2} + I_{HOM T3},

где I_{HOM T1}, I_{HOM T2}, I_{HOM T3} — значения номинальных токов трансформатoрoв T1 Т2, Т3, соответственно

I_{HOM T1} = S_{HOM T1} √3 U_{HOM BH};

I_{HOM T2} = S_{HOM T2} √3 U_{HOM BH};

I_{HOM T3} = S_{HOM T3} √3 U_{HOM BH};

S_{HOM T1,} S_{HOM T2}, S_{HOM T3} и U_{HOM BH} — значения номинальных мощностей и напряжения обмоток ВН трансформаторов соответственно (U_{HOM BH} = 35 кВ).

При заданных значениях величин (учитывая, что Т1, Т2, Т3 имеют одинаковые номинальные мощности и их номинальные токи равны) будем иметь:

I_{РАБ МАК W1} = 3 × S_{HOM T1}/√3×U_{HOM BH} = 3 × (10000/(√3 × 35)) = 3×165A = 495 A.

Максимальное значение тока в другой головной линии W2 (I_{РАБ МАХ W2}) определяется исходя из аналогичных условий, но когда питание всех трансформаторов 35/10 кВ осуществляется по линии W2.

При этом

I_{РАБ МАХ W2} = I_{РАБ МАХ W1} = 495 А

Если в этих же условиях выведена из рабочего состояния линия W1 и питание трансформаторов Т2 и Т3 осуществляется по линии W3, будем иметь максимальное значение рабочего тока в линии W3:

I_{РАБ МАК W3} = I_{НOМ Т2} + I_{HOM T3} = 2 × (10 000/(√3 × 35)) = 330 А.