Реконструкция подстанции ПС116 «Дно»

Пояснительная записка с чертежами. Защита на пять. ...

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………...……
1. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ……..........................................................................
1.1.Характеристика подстанции ПС-116 «Дно»……….………………......
1.2. Характеристика района электроснабжения…………………………...
2. ТЕХНИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ………………………………………………
2.1. Расчет электрических нагрузок по 10 кВ… ……………………………..
2.2. Расчет электрических нагрузок по 35 кВ…………………………………
2.3. Выбор мощности трансформаторов………………………………...........
2.4. Выбор и обоснование схемы электрических соединений подстанции….
2.5. Расчет токов короткого замыкания……………………………………….
2.5.1. Общие сведения……………………………………………………...
2.5.2. Расчет токов короткого замыкания на шинах 110 кВ…………………
2.5.3. Расчет токов короткого замыканияна шинах 35 кВ…………………..
2.5.4. Расчет токов короткого замыкания на шинах 10 кВ…………………..
2.5.5. Расчет ударного тока КЗ…………………………………………………
2.6. Выбор коммутационной аппаратуры и проводников…………………..
2.6.1. Выбор выключателей…………………………………………………….
2.6.2. Выбор разъединителей…………………………………………………...
2.6.3. Выбор трансформаторов токов………….…………………..………….
2.7.Проверка оборудования подстанция. …………………………………….
2.8.Расчет собственных нужд подстанции …………………………………….
3. Релейная защита и автоматика………….…………………………………...
3.1.Общие сведения о релейной защите и автоматике……..…………………
3.2.Защита трансформаторов…………………………………………... …….
3.3.Защита шин 110 кВ………………….……………………………..……….
3.4.Защита линий 110 кВ,35 кВ,10 кВ………………………………………

ВВЕДЕНИЕ
Электроэнергетический сектор России — один из крупнейших в мире. Он во многом определяет конкурентоспособность и потенциал роста российской экономики, значительную долю которой составляют энергоёмкие отрасли.
Современный электроэнергетический комплекс России включает около 600 электростанций единичной мощностью свыше 5 МВт. Общая установленная мощность электростанций России составляет 218 ГВт. Установленная мощность парка действующих электростанций по типам генерации имеет следующую структуру: тепловые электростанции 68,4 %, гидравлические — 20,3 %, атомные — около 11,1 %.
В настоящее время ОАО «Россети» - одна из крупнейших электросетевых компаний в мире по числу потребителей и протяжённости сетей напряжения до 110 кВ. ОАО «Россети» также является одной из наиболее значимых инфра структурных компаний в России, находится под контролем государства и является его агентом по управлению российским электрораспределительным сетевым комплексом.
Начало псковской энергетике положили малые электростанции, построенные в начале XX вв. Первая электростанция в Псковской губернии начала работать на турбиностроительном заводе братьев Тиме в селе Захино в 1901 г. (сейчас д. Захино Опочецкий район). В город Псков электричество пришло в 1904 г., когда построенная на месте существующей сейчас Псковской ТЭЦ электростанция мощностью 600 кВт дала первых ток потребителям. Городская электростанция в Великих Луках появилась только в 1920 г.
В 1913 г. мощность всех силовых установок губернии составляла в совокупности около 1800 л. с. (примерно 1330 кВт). До революции 1917 г. в
Псковской губернии были пущены в ход ряд некрупных электростанций в Опочецком, Порховском, Островском, Холмском, Дновском районах, работавших и для освещения и на нужды промышленности (лесопильный завод, железнодорожные узлы).
Проведя реализацию мероприятий Проекта реформирования в соответствии с решениями Совета директоров ОАО РАО «ЕЭС России» (протокол № 120 от 14.06.2002 г.) и Совета Директоров ОАО «Псковэнерго» (протокол № 17/34 от 26.04.2004 г.), ОАО «Псковэнерго» с 2005 года работает как чисто распределительная сетевая компания, основным видом деятельности которой является деятельность по оказанию услуг по передаче электрической энергии на территории Псковской области.
С 01 апреля 2008 года Псковэнерго является филиалом ОАО "МРСК Северо — Запада".
Производственные отделения:
* Центральные электрические сети
* Северные электрические сети
* Восточные электрические сети
* Южные электрические сети
* Западные электрические сети
ОАО «Псковэнерго» эксплуатирует энергообъекты класса напряжения 110кВ,35кВ, 6-10 кВ и 0,4 кВ.На балансе энергокомпании находятся воздушные и кабельные линии электропередачи протяженностью 45 390км,170 подстанций 110-35 кВ, трансформаторов мощность которых составляет 1983 МВА и 10 988 ТП 10/0,4кВ.
Усталость металла и стареющая изоляция могут привести к катастрофам и системным авариям с многомиллионными убытками.
На деле все держится пока на русском “авось”. Ярким примером является релейная защита и противоаварийная автоматика (РЗА), гарант надежности и стабильности энергосистемы всей страны. На некоторых объектах устройства РЗА служат со сталинских времен. Изношенность защит давно достигла критической точки.
Стабильная и безаварийная работа энергообъектов зависит от своего рода “предохранителей” - правильного срабатывания устройств релейной защиты и автоматики, которые ждут своего часа, защищая основное оборудование. По оценкам специалистов, примерно 80 процентов релейной защиты находится в эксплуатации более 20 лет, в то время как срок службы по их техническим условиям не должен превышать 12 лет.
Парк технических средств релейной защиты катастрофически стареет. По данным статистики, в энергосистемах России 35 процентов устройств релейной защиты прослужили больше 25 лет. Техническое обслуживание и восстановление компенсируется очень просто - превышением срока службы.
Защитам до 50 лет! Даже в столице России на некоторых подстанциях работает давно снятая с производства релейная аппаратура 50-х годов.
Финансирование релейной защиты по остаточному принципу принято объяснять тем, что, в отличие от силового оборудования - генераторов, трансформаторов, двигателей, реакторов, релейная защита и противоаварийная автоматика работают “в режиме по требованию” и ее физическое состояние незаметно, пока она не выполнит свои функции “вратаря”, только здесь пропущенный сигнал ведет к катастрофе. Деньги идут туда, где очевидно плохо прямо сейчас - на “латание дыр”: генераторов, трансформаторов, выключателей и т.д
Стоимость РЗА укладывается в доли процента от стоимости всего оборудования на энергообъектах. Но от защиты зависит сохранность дорогостоящего силового оборудования. Ошибка в работе реле - это просто черная дыра, в которую на предотвращение последствий разрушительных системных аварий уйдут сотни миллионов рублей. Убытки потерпят потребители. При системных авариях надолго прекращается подача электроэнергии, останавливается работа предприятий, организаций, транспорта. Только средний продовольственный магазин, оставшийся на сутки без электроэнергии, теряет около 100 000 рублей.
Надежность электромеханических и микроэлектронных устройств РЗА, которые выпускает ведущий производитель релейной защиты в России - Чебоксарский электроаппаратный завод, проверена временем: Единая энергосистема России 50 лет работала без системных аварий. Защиты Чебоксарского завода выдержали не только землетрясение в Ташкенте в 1965 году. По линии защит не было нареканий даже во время взрыва на Чернобыльской АЭС. Устройства релейной защиты, которые уже десятки лет производятся в Чебоксарах, прошли множество госприемок, приемок Минэнерго и Минатома, устанавливались на объекты военного назначения. Но признанная надежность традиционной релейной защиты и создает ей
имидж “вечной” аппаратуры, которую можно обновлять в последнюю очередь.
Реформирование РАО “ЕЭС России” включает реконструкцию энергообъектов и расширение сетевого строительства. Только эффективность от вложенных средств будет сомнительной, если работа энергосистемы будет ненадежной. За надежность работы энергосистем и энергообъединений отвечает релейная защита и автоматика. При реформировании электроэнергетики ее роль только повышается. Поэтому финансирование РЗА должно быть приоритетным и никак не по остаточному принципу. Иначе за то, чтобы реле оценили по достоинству, придется очень дорого заплатить: убытками от первой же системной аварии.

На стороне 110 кВ выбираем трансформатор тока ТГФ 110 – 0,5/10Р– 1000/5 У1.Расчетные и каталожные данные для трансформатора тока сводим в таблицу 5:Расчетные данныеКаталожные данные ТГФ 110 – 0,5/10Р– 1000/5 У1Продолжение таблицы 5Для измерений – %Для защиты – %0,5%10% По данным ОАО “Псковэнерго” вторичная нагрузка трансформатора тока на стороне 110 кВ равна .Вывод: выбранные аппараты для установки на данную ПС удовлетворяют условиям выбора.2.8.Расчет собственных нужд подстанцииСостав потребителей собственных нужд (с.н.) подстанций зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, без постоянного дежурства. Это электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приборов QR и QN, шкафов КРУН, а также освещение подстанции.Потребители собственных нуждприсоединяются к сети 380/220В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.Два трансформатора с.н. устанавливают на всех двухтрансформаторных подстанциях 35 – 750 кВ.На подстанциях с оперативным переменным током трансформаторы с.н. Т3, Т4 присоединяются отпайкой к вводу главных трансформаторов. Это необходимо для возможности управления выключателями 10 кВ при полной потере напряжения на шинах 10 кВ (рисунок -6).Рисунок 6 - Управления выключателями 10 кВ при полной потери напряжения на шинах 10 кВ Шины 0,4 кВ секционируются. Питание оперативных цепей переменного тока осуществляется от шин с.н. через стабилизаторы TS с напряжением на выходе 220В. Защиту трансформатора со стороны ВН согласуют с вводным или хотя бы секционным выключателем, а если это невозможно, то с выключателем отходящих линий.1 Расчёт сопротивлений:1.1 Эквиваленты сети на шинах 10 кВ по данным ОАО “Псковэнерго”: Ом; Ом.1.2 Сопротивление кабеля 10 кВ ААШВ 3х95 (КРУ-10 кВ – ТСН-1 (2)), км рассчитываем по формуле (2.9): где - удельное сопротивление кабеля, выбираем по таблице книги [1].Ом.1.3 Суммарное сопротивление, приведённое к кВ рассчитываем по формуле : мОм;мОм.1.4 Сопротивление трансформатора ТСН-1 (2) – 160 кВА со схемой соединения обмоток Ү/Ү из таблицы активных и индуктивных сопротивлений трансформаторов 10/0,4 кВ: мОм;мОм.1.5 Сопротивление кабеля 0,4 кВ ВВГ 4х95, м: мОм;мОм; мОм. 1.6 Суммарное сопротивление рассчитываем по формуле : мОм; мОм (с учетом мОм).2 Расчёт токов КЗ:2.1 КЗ на ТСН: ; ; ; ; , где мОм – полное сопротивление трансформатора при однофазном КЗ на стороне 0,4 кВ.2.2 Выбираю автоматы фирмы “АВВ”.Результаты расчёта токов КЗ по отходящим от ТСН линиям и проверка чувствительности ТО автоматических выключателей приведены в Таблице 6 Таблица 6 - Результаты расчёта токов КЗ по отходящим от ТСН линиям и проверка чувствительности ТО автоматических выключателей ЛинияТип АВ (ирасцепител.) АВ в (А),5-10, (А), (А), (А)1 секцияРПН Т-1S273-С10100956885400>1,5>1,5СвязьS273-С20200690660310>1,5>1,5Упр.ВМТ110 Т1S273-С25250368342157>1,5>1,5ОбогревВМТ Т1S273-С10100276270151>1,5>1,5Освещен.КРУНS271-С10100220220124>1,51,24Управленразъедин.S273-С161602202201241,4>1,24Продолжение таблицы 6Обогревразъедин.S273-С10100220220124>1,51,24УправленВ 10 кВS271-С1010016016081>1,5>1,5Освещен.ОПУS271-С 10100800750350>1,5>1,5ОбогревОРУ 35кВS273-С 16160210207961,3>1,24ОбогревОПУS271-С 101001030960460>1,5>1,5Обогр. В л.110кВS271-С 10100400388210>1,5>1,5ВАЗПS273-С 2525014801340570>1,5>1,5Освещен.ОРУS273-С 40400520500300>1,5>1,5СваркаS273-С 6363011861090530>1,5>1,5Обдув Т-1S273-С 16160285290140>1,5>1,5Освещен.розетки ЩСНS271-В 630>1500>1400>600>1,5>1,5Ввод ТСН-1NZM3-4003х400282024601020>1,5>1,5СВ-0,4NZM3-2503х25026002200930>1,5>1,52 секцияВвод ТСН-2NZM3-4003х40026002200930>1,5>1,5РПН Т-2S273-С 1010023119498>1,5>1,5Освещен.шкафов РЗАS271-С 4Так как = 40А, (небольшой), а кабель короткий-20 м, то, несмотря на то, что S=1,5кВА > 1,5.Продолжение таблицы 6Продолжение таблицы 6ЛинияТип АВ (ирасцепител.) АВ в (А), (А), (А), (А)СвязьS273-С 25250> 690> 660420>1,5>1,5ОбогревВ-110 Т2S273-С 10100380370180>1,5>1,5Освещен.КРУНS271-С 10100200200100>1,5>1,5Управленразъедин.S273-С 16160515500260>1,5>1,5Обогревразъедин.S273-С 10100515500260>1,5>1,5УправленВ 10 кВS271-С 10100276270151>1,5>1,5Освещен.ОПУS271-С 10100> 690> 660420>1,5>1,5ОбогревОРУ 35 кВS273-С 16160276270151>1,5>1,5ОбогревОПУS271-С 1010019001700760>1,5>1,5ВентиляцияS271-С 10100690660310>1,5>1,5ВАЗПS273-С 2525017001500690>1,5>1,5Освещен. ОРУS273-С 40400754710374>1,5>1,5Обдув Т2S273-С 16160200200100>1,5>1,5Прибор уровняводы в маслосб.S271-B 630690660>1,5>1,5Продолжение таблицы 6 ТО секционного АВ.Ток срабатывания по условию отстройки от максимального тока:По условию согласования с ТО отходящих линий: Можно принять (); ; .Время выбирается по согласованию с характеристиками отходящего автомата: ( Т = 0, 20; 60; 100; 200; 300; 500; 750; 1000 мс).4 Выбор уставки ТО вводного АВ.Ток срабатывания по условию отстройки от номинального тока ТСН:По условию согласования с ТО секционного АВ:Можно принять (); ; .Время выбирается по согласованию с автоматом СВ: ( Т = 0, 20; 60; 100; 200; 300; 500; 750; 1000 мс). 5 Выбор уставки выносной защиты на вводе 0,4 кВ ТСН.Ток срабатывания по условию отстройки от номинального тока ТСН: По условию согласования с ТО секционного АВ:Можно принять ; ; . с.6. Защита от замыкания на землю 0,4 кВ.Ток срабатывания по условию согласования с отсечками отходящих линий (при отсутствии на них специальных защит от однофазных КЗ):По условию отстройки от тока небаланса. Для трансформатора 160 кВА со схемой соединения обмоток Ү/Ү:По условию обеспечения достаточной чувствительности при КЗ в основной зоне:Можно принять: с. 3. Релейная защита и автоматика3.1.Общие сведения о релейной защите и автоматикиСистемы электроснабжения — это сложный производственный комплекс, все элементы которого участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера — коротких замыканий в электрических установках. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при широкой их автоматизации. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, состоящий из устройств автоматического управления и устройств автоматического регулирования.Среди устройств автоматического управления первостепенное значение имеют устройства релейной защиты, действующие при повреждении электрических установок. Релейная защита нашла применение в системах электроснабжения раньше других устройств автоматического управления. Наиболее опасные и частые повреждения — короткие замыкания между фазами электрической установки и короткие замыкания фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями. Возможны и более сложные повреждения, сопровождающиеся короткими замыканиями и обрывом фаз. В электрических машинах и трансформаторах наряду с указанными повреждениями возникают замыкания между витками одной фазы. Вследствие короткого замыкания нарушается нормальная работа системы электроснабжения с возможным выходом синхронных генераторов, компенсаторов и электродвигателей из синхронизма и нарушением режима работы потребителей. Опасность представляет также термическое и динамическое действие тока КЗ как непосредственно в месте повреждения, так и при прохождении его по неповрежденному оборудованию.Устройства релейной защиты должны выполнять определеннные функции. Такими функциями являются срабатывание при повреждении защищаемого элемента системы электроснабжения (внутренние повреждения) и несрабатывание при коротких замыканиях за пределами этого элемента (внешние КЗ), а также в нормальных режимах. Иногда допускается срабатывание защиты и при внешних КЗ. На каждом элементе системы электроснабжения обычно устанавливают основную и резервную защиты. Основная защита предназначена для действия при КЗ в пределах всего защищаемого элемента со временем, меньшим, чем у других защит, а резервная защита работает вместо основной в случае ее отказа или выхода из работы. Такое резервирование называется ближним. К резервной защите обычно предъявляется требование срабатывать и при повреждениях на смежных элементах в случае отказа их собственных защит или выключателей. При этом резервная защита выполняет дальнее резервирование. В условиях эксплуатации, в силу ряда причин, защита может не справиться с заданными функциями: не сработать при повреждении в пределах защищаемого элемента (отказ срабатывания); сработать при внешних КЗ (излишнее срабатывание) и при отсутствии повреждений в системе электроснабжения (ложное срабатывание). Правилами устройств электроустановок (ПУЭ) определены необходимые минимальные коэффициенты чувствительности для различных защит и защищаемых элементов.Надежность функционирования. В устройствах релейной защиты и автоматики сигналы в процессе преобразования и передачи могут искажаться и ослабляться из-за помех и неисправностей отдельных функциональных элементов, что приводит к отказам функционирования, поэтому устройства защиты и автоматики должны выполняться с определенной степенью надежности. Под надежностью систем энергетики понимают свойство объекта выполнять задание функции в заданном объеме при определенных условиях эксплуатации. Это определение можно распространить и на устройства релейной защиты и автоматики, учитывая специфику их функционирования. Очевидно, что для обеспечения требуемой надежности устройства релейной защиты и автоматики должны выполняться с применением высококачественных и надежно работающих элементов. Их монтаж должен быть надежным, т. е. таким, при котором исключаются обрыв проводов, замыкание между ними, срабатывание от механических воздействий и других помех. Согласно ПТЭ силовое электрооборудование электростанций, подстанций и электрических сетей должно быть защищено от коротких замыканий и от ненормальных режимов работы, то есть ни при каких условиях не оставаться без защит.Знание основных принципов выполнения устройств РЗА помогает разобраться в ненормальных режимах работы оборудования и аварийных ситуациях, принять правильное решение о допустимости того или иного режима, определить место и вид короткого замыкания.К релейной защите предъявляются следующие требования:быстродействие, необходимое для уменьшения повреждений и последствий, вызываемых аварией;селективность, то есть избирательность, которая обеспечивает отключение от поврежденного участка ближайшим к месту аварии выключателем;чувствительность, необходимая для надежного определения отклонения электрического режима от заданного значения;надежность, достигаемая применением специальных типов реле и контактов и постоянным уходом за защитой в процессе эксплуатации.3.2. Защита трансформаторовОбщие требования: Согласно ПУЭ для трансформаторов должны предусматриваться защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:многофазные КЗ между обмотками внутри трансформатора и на выводах;однофазные КЗ обмоток и выводов трансформатора, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;витковые замыкания в обмотках;выбросы масла;токи при перегрузках;сверхтоки, вызванные внешним КЗ;понижение уровня масла;повышение напряжения (для сетей 110 кВ и выше);частичный пробой изоляции вводов (для трансформаторов 550 кВ и выше);однофазные замыкания на землю в сетях 3 - 10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованию безопасности. Защиту трансформаторов до 1 МВА от КЗ в обмотках и на выводах, а также в соединениях до выключателей выполняют в виде токовой отсечки без выдержки времени или токовой защиты со ступенчатой характеристики времени. Защиту устанавливают со стороны питания, непосредственно у выключателя. Для трансформаторов мощностью выше 1 МВА предусматривают дифференциальную защиту. Она служит для защиты от внутренних КЗ и КЗ на выводах, является основной защитой трансформатора. Реле дифференциальной защиты включается на сумму токов ТТ всех сторон трансформатора. Дифференциальная защита обязательна для трансформаторов мощностью большей или равной 6,3 МВА. Достоинства: простота выполнения; действует при всех видах КЗ без выдержки времени с абсолютной селективностью. Недостатки: не работает при витковых замыканиях, не работает при снижении уровня масла. Обязательным видом защиты всех масляных трансформаторов мощностью 16 МВА и более является газовая защита. Газовая защита трансформатора Т-1(Т-2) выполнена на газовом реле «Бухгольца» BF80\Q.Газовая защита реагирует на все внутренние повреждения трансформатора, сопровождающиеся выделением газа, перетоком масла из трансформатора в расширитель, а также понижением уровня масла. Газовое реле представляет собой герметически закрытый корпус, установленный в рассечке между баком трансформатора и расширителем. В боковой части корпуса реле врезано смотровое стекло с делениями (см3), позволяющее определять объём газа в реле. Для отбора проб газа, а также для выпуска газа на крышке реле имеется краник. Работа реле фиксируется по срабатыванию независимых контактов - отключающего и сигнального. У реле BF80\Q, защищающего активную часть трансформатора, отключающий и сигнальный элементы выполнены в виде поплавков, которые при снижении уровня масла опускаются под силой тяжести замыкая сигнальный, а при дальнейшем снижении уровня – отключающий контакт реле. При увеличении скорости выхода масла из трансформатора против входного отверстия газового реле установлена пластина, которая предназначена для срабатывания от потока масла с действием на отключающий контакт реле. Отключающий элемент газового реле может действовать на отключение или на сигнал. Перевод отключающего элемента газового реле трансформатора Т-1(Т-2) на «Сигнал» производится ключом SA4 «ГЗТ» на панели РП-42 при этом на терминале загорается светодиодный индикатор «ГЗ переведена на сигнал» - действие отключающего элемента газового реле переведено на сигнал. Газовая защита РПН Т-1 (Т-2) выполнена на струйном реле URF- 25\10. Она работает при повреждении переключающего устройства без выдержки времени на сигнал или на отключение всех выключателей трансформатора в зависимости от положения ключа. Перевод отключающего элемента газового реле РПН Т-1(Т-2) на «Сигнал» производится ключом SA5 на панели РП-42(РП-43) при этом на терминале загорается светодиодный индикатор «ГЗ переведена на сигнал» - действие отключающего элемента газового реле РПН переведено на сигнал. РЗА трансформатора Т-1(Т-2) выполнена в шкафу типа ШЭ2607 152, который состоит из трех комплектов. Первый комплект БЭ2704 041 (в дальнейшем «комплект А1») реализует функции основных и резервных защит трансформатора и содержит:дифференциальную токовую защиту трансформатора (ДЗТ) от всех междуфазных КЗ ограниченных трансформаторами тока 10, 35, 110 кВ;максимальную токовую защиту стороны низшего напряжения 1 секции 10 кВ НН1 с пуском по напряжению МТЗ НН1;реле минимального напряжения 1 секции 10 кВ НН1 реагирующую на понижение междуфазного напряжения для пуска МТЗ ВН 110 кВ и МТЗ НН1 10 кВ;реле максимального напряжения 1 секции 10 кВ НН1 реагирующую на повышение напряжения обратной последовательности для пуска МТЗ ВН 110 кВ и МТЗ НН1 10 кВ;защиту от перегрузки (ЗП);токовые реле для пуска автоматики охлаждения;реле тока для блокировки РПН при перегрузке;реле минимального напряжения 1 секции 10 кВ НН1 реагирующую на понижение междуфазного напряжения для блокировки РПН;УРОВ ВН трансформатора. Кроме того комплект А1 обеспечивает приём сигналов от сигнальной и отключающей ступеней газовой защиты трансформатора (ГЗТ), газовой защиты РПН, датчиков повышения температуры масла, неисправности цепей охлаждения, понижение уровня масла. Внутри шкафа установлен терминал типа БЭ2704 041.Терминал имеет 12 аналоговых входов для подключения цепей переменного тока и 6 аналоговых входов для подключения цепей напряжения, гальванически развязанные от внутренних цепей терминала с помощью промежуточных трансформаторов тока и напряжения. Кроме функций защиты, программное обеспечение терминала обеспечивает: - измерение текущих значений токов, напряжений и частоты; - регистрацию дискретных и аналоговых событий; - осциллографирование токов, напряжений и дискретных сигналов; - непрерывную проверку функционирования и самодиагнострование уровня масла. В терминале предусмотрена сигнализация, выполненная на светодиодных индикаторах и сохраняющая информацию при снятии и последующем восстановлении напряжения оперативного постоянного тока, все сигналы действия защит и устройств разбиты на две группы. 1 – светодиодные индикаторы без запоминания срабатывания 2 – светодиодные индикаторы запоминания срабатывания 3 – жидкокристаллический дисплей 4 – клавиатура 5 – разъём для подключения последовательному порту ПКРисунок 7 - Общий вид терминала БЭ 2704 041Второй комплект БЭ 2704 073 (в дальнейшем «комплект А2») реализует функции автоматики В-110 кВ и резервных защит трансформатора и содержит:автоматику управления выключателем (узел отключения, узел включения);АПВ;устройство резервирования отказа выключателя;максимальную токовую защиту (МТЗ ВН) с комбинированным пуском по напряжению от многофазных КЗ (двухфазных, двухфазных на землю, трехфазных);токовую ненаправленную защиту нулевой последовательности (ТЗНП) от КЗ на землю;прием сигналов от газовых защит трансформатора и РПН; защиту от непереключения фаз и защиту от неполнофазного режима (для выключателей с пофазным управлением электромагнитов).Кроме функций защиты, программное обеспечение терминала обеспечивает:измерение текущего значения токов и напряжений, активной и реактивной мощности, частоты;регистрацию дискретных и аналоговых событий;осциллографирование токов, напряжений, дискретных сигналов;непрерывную проверку функционирования и самодиагностику. В терминале предусмотрена местная сигнализация о действии защит и устройств, выполненная на светодиодных индикаторах. Все сигналы действия защит и устройств разбиты на две группы. Сигнализация первой группы обеспечивается непрерывным свечением светодиодных индикаторов, а сигнализация второй группы обеспечивается мигающим свечением светодиодных индикаторов. Информация о включенной в данный момент группе выдаётся строкой подсказки на жидкокристаллическом индикаторе терминала. 1 – светодиодные индикаторы без запоминания срабатывания 2 – светодиодные индикаторы запоминания срабатывания 3 – жидкокристаллический дисплей 4 – клавиатура 5 – разъём для подключения последовательному порту ПКРисунок 8 - Общий вид терминала БЭ 2704 073Автоматика регулирования напряжения Т-1(Т-2) выполнена на базе микропроцессорного терминала типа БЭ2502А0501(в дальнейшем комплект А3).Для поддержания номинального напряжения на шинах 10 кВ на трансформаторе Т-1(Т-2) установлено устройство регулятор напряжения под нагрузкой (РПН). Изменение напряжения может производиться как автоматически, так и оперативно (вручную).