4..4 Защита и автоматика трансформаторов

Защиты силовых трансформаторов выполнены с использованием следующих терминалов:

а) SEPAM 1 ООО + Т87 реализует функции основных защит и сигнализации:

1. дифференциальная токовая защита от всех видов КЗ внутри бака трансформатора;

2. основная МТЗ 35 кВ с пуском по напряжению;

3. защита от перегрузок на стороне 35 кВ;

4. блокировка РПН при перегрузке;

5. прием сигналов газовой защиты трансформаторов, газовой защиты РПН;

6. прием технологических сигналов трансформаторов (сигналы от датчиков температуры, уровня масла и др.);

7. прием сигналов отключения ЗНЗ на 1 (2) с.ш. 6 кВ;

8. измерения;

9. передачи неисправностей силовых трансформаторов по интерфейсу связи.

б) SEPAM 1000 + Т20 реализует функции резервной защиты с пуском по напряжению стороны 35 кВ трансформатора.

1. автоматика трансформатора напряжения 35 кВ выполнена с использованием терминала SEPAM 1000 + В21, который реализует функции измерения и контроля неисправностей трансформаторов напряжения;

2. схема регулирования напряжения трансформатора выполнена с использованием устройства РКТ.01;

3. схема центральной сигнализации разработана с использованием устройства типа БМСЦ-01.

4.5 Защита и автоматика присоединений 6 кВ

Защита и автоматика присоединений 6 кВ выполнена с использованием следующих терминалов:

a) SEPAM 1000 + S80 - на вводах 6 кВ, который выполняет функции:

1. максимальная токовая защита (МТЗ) 6 кВ;

2. защита от перегрузки;

1. логическая защита шин 6 кВ;

3. пуск охлаждения силового трансформатора;

4. отключение от основных защит стороны 35 кВ;

5. измерения;

6. однократное автоматическое повторное включение (АПВ);

7. устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ).

б) SEPAM 1000 + S80 - в шкафу секционного выключателя 6 кВ, выполняющий функции:

1. МТЗ;

2. автоматическое включение резерва (АВР);

3. логическая защита шин 10 кВ;

4. измерения;

5. УРОВ.

в) SEPAM 1000 + S40 - в шкафу трансформатора напряжения 6 кВ выполняет функции:

1. защита минимального напряжения, контроль напряжения на шинах 6 кВ;

2. автоматическая частотная разгрузка (АЧР) и частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ) 6 кВ;

3. сигнализация неисправности трансформатора напряжения.

г) SEPAM 1000 + S40 - в шкафу линий 6 кВ выполняет функции:

1. МТЗ;

2. токовая отсечка;

3. логическая защита шин 6 кВ;

4. измерения;

5. АПВ;

6. УРОВ;

1. отключение при АЧР и выполнение ЧАПВ после возврата АЧР. Управление выключателями 35 и 6 кВ предусмотрено местное от переключателей панелей и релейных шкафов ячеек и дистанционное от устройств телемеханики.

5 Учет электроэнергии

5.1 Требования к аскуэ

Автоматизированная система контроля и учета электрической энергии (АСКУЭ) предназначена для измерения и учета электрической энергии и мощности, а также автоматического сбора, обработки и хранения данных со счетчиков электроэнергии и отображения полученной информации в удобном виде для анализа и диагностики работы учета.

Система коммерческого учета должна включать:

• счетчики соответствующего класса точности и функциональности;

• устройства сбора и передачи данных (УСПД);

• каналы связи;

• станции обработки данных (ПК, ЭВМ);

• программные средства.

Исходной информацией для АСКУЭ служат данные, получаемые от счетчиков электрической энергии, уставленных на границах раздела участников рынка. Счетчики - важнейший элемент АСКУЭ. Если в предыдущие годы применялись электронные счетчики, которые имели только импульсный выход, то сейчас, когда счетчики уже строятся на базе микропроцессоров и имеют возможность измерять или вычислять множество различных параметров, должны применяться счетчики с цифровыми выходами и возможностью работать с компьютером.

Кроме того, должны иметь цифровые интерфейсы и высокие показатели наработки на отказ, не менее 35 тыс. часов. Применение микропроцессорных счетчиков, с цифровым выходом позволяет решать дополнительные задачи которые обеспечат диагностику системы, позволят контролировать моменты отключения питания, отклонения напряжения, хранить данные профиля нагрузки (30-мин. и 5-мин. интервалы).

Устройства сбора, обработки и передачи данных (УСПД) предназначены для сбора, обработки, хранения данных, собранных со счетчиков электроэнергии и передачи их на верхний уровень. На базе УСПД строятся локальные (объектовые) системы.

Организация надежных каналов связи - одна из самых важных задач, которую приходится решать при построении систем АСКУЭ. Точки учета, как правило, удалены друг от друга. А информацию от счетчиков необходимо передать не только в УСПД, но и во многие подразделения самого предприятия, в АОЭнерго, администратору торговой системы, туда, где производятся расчеты за электроэнергию.

Существующие в настоящее время системы сбора информации от субъекта в центр построены на иерархическом принципе. Со счетчика списываются показания, а дальше информация передается по цепочке: Подстанция - АОЭнерго (Энергосбыт) - ОДУ - ЦДУ. В процессе передачи по такому принципу информация может искажаться. Ручной ввод и обработка данных также, в конечном счете, влияет на точность и достоверность передачи коммерческих данных.

Сейчас прорабатывается такая система сбора информации, которая позволит субъекту рынка передать данные непосредственно в главный центр сбора и обработки информации.

Целью АСКУЭ субъекта оптового рынка является измерение объемов (количества) электроэнергии, позволяющее определить величины учетных показателей используемые в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.

Для достижения указанных целей АСКУЭ должна обеспечить:

• измерение 30-минутных приращений активной электроэнергии и интегрированной реактивной мощности, характеризующих оборот товарной продукции;

• периодический и /или по запросу автоматический сбор привязанных к единому астрономическому времени измеренных данных о приращениях электроэнергии с заданной дискретностью учета;

• хранение данных об измеренных величинах и служебной информации в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации и от несанкционированного доступа;

• передачу коммерческой и контрольной информации Администратор торговой системы;

• предоставление доступа по спорадическому запросу к коммерческой служебной информации со стороны Администратора торговой системы на уровне ИВКЭ и, по возможности, ИИК ТУ;

• предоставление доступа к технической информации со сторон Администратора торговой системы на уровне ИВК;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом уровне посредством опломбирования, а также на программном уровне;

• диагностику, мониторинг и сбор статистики ошибок функционирования технических средств АСКУЭ;

• регистрацию, мониторинг событий в АСКУЭ на уровне ИВК (событий счетчиков, регламентных действий персонала, нарушений в системе информационной защиты, сбоев и др.);

- конфигурирование и настройка параметров АСКУЭ.

При создании АСКУЭ субъекта оптового рынка необходимо учитывать, что должна быть предусмотрена возможность доступа к информации тем субъектам оптового рынка, которые в ней заинтересованы (соседние субъекты оптового рынка, Администратор торговой системы).