Пункт сетевого АВР с применением вакуумных реклоузеров РВА\TEL-10

Как правило, современные системы электроснабжения протяженных транспортно-технологических объектов (электрифицированный и трубопроводный транспорт, линии связи) строятся с применением принципа секционирования, позволяющего осуществлять надежное электроснабжение потребителя от двух условно независимых источников. Вдольтрассовые системы электроснабжения, получившие широкое распространение на магистральных нефтегазопроводах, используют в качестве основного средства реализации разъединителей 6 - 10 кВ.

Однако современные требования автоматизации и телемеханизации систем электроснабжения заставляют искать альтернативу этому хорошо известному коммутационному аппарату. Применение управляемых разъединителей [3] позволяет решить проблему лишь отчасти, а при разветвленных электрических сетях делает невозможным автоматизацию переконфигурирования сети. Вместе с тем при реализации систем управления задвижками в Украине получили распространение системы питания на основе одноцепных ВЛ с применением системы гарантированного управления задвижкой (так называемый АГУЗ) или системы сетевого резервирования, реализуемые с применением вакуумных реклоузеров. Первое применение пункта сетевого резервирования на основе вакуумных реклоузеров РВА\TEL-10 и является предметом данной статьи.

Описание объекта и проблемы заказчика

Объект электроснабжения представляет собой две группы электроприводных задвижек (по три задвижки в группе) на обеих берегах р.Ташань в месте перехода реки нефтепроводом «М.Павловка - Глинская» и два пункта контроля и управления (ПКУ) с аппаратурой автоматики и телемеханики, служащей для контроля параметров работы нефтепровода и дистанционного управления задвижками. Питается объект от комплектной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ (КТП), мощностью 25 кВА, которая в свою очередь запитана двумя воздушными линиями 10 кВ, идущими из подстанции 35/10 кВ «Камиши» и 35/10 кВ «Грунь». К электроснабжению объекта предъявлены высокие требования по надежности, так как несрабатывание задвижек может привести к разливу нефти в пойме реки и экологическому загрязнению района.

До установки реклоузеров коммутация линий производилась двумя высоковольтными разъединителями, а защита трансформатора — однофазными высоковольтными предохранителями, встроенными в КТП. Защита от перенапряжений в линии осуществлялась высоковольтными разрядниками, установленными до разъединителей.

Конструктивно КТП выглядит как одноэтажный домик площадью 2—3 м и высотой 2,5 м, на крыше которого имеется ограждение и установлено высоковольтное оборудование: изоляторы, силовой трансформатор и предохранители. Внутри домика находится аппаратура ПКУ. Внешний вид КТП до начала модернизации показан на рис. 1.

Малые размеры и особенности строительной части не давали возможность применить традиционные коммутационные аппараты и ячейки КРУ. Поэтому возникла необходимость установить коммутационные аппараты на крышу КТП. В ходе проектирования размещения оборудования на крыше возникла проблема соединения реклоузера с трансформатором, произошел перехлест проводов от выводов реклоузера на опорные изоляторы, установленные на траверсе, однако в целом комплекс КТП—ПКУ получился компактным и недорогим (рис. 2).

Желание заказчика получить как можно более дешевое исполнение проекта диктовало потребность создания не только надежной, но простой и недорогой системы РЗА. А для надежной работы АВР необходимо надежное оперативное питание. Использовать для этих целей силовой трансформатор было невозможно, так как в момент, когда необходимо срабатывание АВР, питание на нем отсутствует, а время АВР по требованиям заказчика должно регулироваться в пределах 0—10с. И последняя задача, которую желательно было решить, это возможность назначения пользователем основного и резервного вводов в зависимости от текущего состояния энергосистемы.

Электрическая схема первичных цепей, которую требовалось реализовать, показана на рис. 3.

Q1,Q2 — реклоузер OSM/TEL-12-16/630-076; QSG1, QSG2—разъединители воздушные, 10кВ; RV1-RV6—ОПН/TEL-10; TA1-TA6—встроенные трансформаторы тока ТПВ/TEL-3-10Р-50/1; TV1-TV4—трансформаторы напряжения VE6-12/28/75kV-50Hz, 10000/220V 50VACL1.

Лучшее решение проблем заказчика — применение вакуумного реклоузера OSM/TEL

Реклоузером называют коммутационный аппарат наружной установки, предназначенный для коммутации воздушных линий, как правило, в качестве пункта секционирования линии.

Реклоузер OCM/TEL — это автоматический пункт секционирования воздушных (воздушно-кабельных) линий электропередачи трехфазного переменного тока частотой 50(60) Гц номинальным напряжением 10(6) кВ с любым режимом работы нейтрали. Это новое поколение коммутационного оборудования, объединившее в себе передовые технологии современной релейной защиты и автоматики (РЗА) и коммутационной техники.

Основными преимуществами реклоузера OCM/TEL являются:

• наружное исполнение;
• экономия на строительной части;
• высокая скорость коммутации;
• многофункциональная релейная защита и автоматика.

Описание проекта

Схема главных цепей

Два коммутационных аппарата установлены в непосредственной близости от силового трансформатора. Воздушные разъединители-заземлители позволяют отделить линию от объекта и выполнить его заземление для выполнения различных работ.

На каждой линии установлено по два измерительных трансформатора напряжения 10кВ/220В, фирмы SADTEM, Франция, подключенных на межфазное напряжение. Эти трансформаторы выполняют не только функции измерения напряжения, но и питания цепей РЗА. Класс точности трансформаторов 1Р при мощности нагрузки 50ВА. Для защиты трансформаторов и остального оборудования от перенапряжений в непосредственной близости от трансформаторов напряжения установлены ограничители перенапряжений ОПН/TEL-10: по три ограничителя на каждую линию. Они защищают оборудование также от возможных перенапряжений, вызванных коммутацией разъединителей-заземлителей. Измерительные трансформаторы тока 50/1А класса точности 10Р, производства «Таврида Электрик» встроены непосредственно в конструктив реклоузера (см. рис. 3).

Конструктивная часть

Для решения проблемы перехлеста проводов от выводов реклоузеров на опорные изоляторы было принято решение установить шинный мост, на который выводят реклоузеры и от которого, в свою очередь, можно спускаться на трансформатор. Эта конструкция представлена на рис. 2, 4, она удовлетворяет требованиям [1, п. 2.1.75; 2.1.76,77,79; 4.2.54; 4.2.55; 4.2.58].

Для крепления реклоузеров, трансформаторов напряжения и ОПН использовали стальной угловой профиль, поставленный и смонтированный заказчиком, и некоторые дополнительные профили, разработанные и выполненные заводом-производителем.

Релейная защита и автоматика

Для решения задачи разработки дешевой и надежной РЗА было принято решение выполнить аппаратуру релейной защиты и автоматики на базе монофункциональных электронных реле защиты:

• TPW230 SN4 — реле контроля трехфазного напряжения;
• HRN-35 — реле контроля однофазного напряжения;
• РС80-М2-9 — двухканальное реле контроля тока.

Как промежуточные реле и реле времени применены реле напряжения фирмы FINDER, Италия.

В качестве конструктива для РЗА применены стандартные шкафы РЗА ШУ/TEL, которые используются для микропроцессорной РЗА разработки и производства «Таврида Электрик». Этот конструктив обладает отличными антифеодальными свойствами и стойкостью к воздействию окружающей среды.

Шкафы РЗА размещаются внутри домика КТП на стене, вместе с аппаратурой управления двигателями и телемеханики (см. рис. 5, 6).

Схемотехнические решения релейной защиты и автоматики позволили обеспечить значительный набор функций.

Функции РЗА:

1. МТЗ, одна ступень:
   • диапазон уставок первичного тока: 20—364 А,
   • диапазон уставок времени: 0,3—25,8с;
2. ТО, одна ступень:
   • диапазон уставок первичного тока: 2,0— 17,5IМТЗ;
3. АВР:
   • срабатывает, если один ввод включен (назначен основным), а второй ввод отключен. На основном вводе напряжение выходит за пределы диапазона нормальной работы, а на втором вводе — находится в пределах этого диапазона;
   • диапазон уставок контроля напряжения на рабочем вводе: 0,73—1,25 Un;
   • диапазон уставок контроля напряжения на резервном вводе: 0,83—1,36Un;
   • запуск АВР по неправильному чередованию фаз на рабочем вводе;
   • диапазон уставок 3 Макс Н для разрешения запуска АВР: 0,73—1,26 Un;
   • диапазон уставок по времени срабатывания АВР: 0с — 100ч;
   • выбор «основного ввода»: «ввод 1—основной»; «ввод 2—основной»; «нет основного ввода»;
   • блокировка АВР в случае, если отключился автомат защиты шинок напряжения;
   • блокировка АВР, если основной ввод отключился от токовых защит;
   • блокировка АВР, если ввод отключен вручную или дистанционно;
   • возможность восстановления нормальной схемы электроснабжения, если назначен основной ввод;
4. АВР оперативного питания без выдержки времени:
   • напряжение срабатывания АВР: 0,7—0,8 Un, не регулируемое;
5. Местная индикация следующих режимов:
   • срабатывания токовых защит;
   • положения выключателя;
   • аварии цепей управления (в т.ч., пропадания оперативного питания);
   • снижения напряжения ниже уровня уставки АВР, или неправильного чередования фаз;
   • повышения напряжения выше уровня уставки АВР;
6. Сигнализация с помощью «сухих контактов» следующих режимов:
   • срабатывания токовых защит;
   • аварии цепей управления;
   • срабатывания АВР;
   • положения выключателя;
7. Дистанционное управление выключателями фидеров, а также дистанционный сброс реле токовых защит;
8. Ввод-вывод АВР;
9. Ввод-вывод токовых защит;
10. Переключение режимов управления «местное—дистанционное»;
11. Местный сброс сигнализации реле токовых защит:
    • в случае срабатывания токовых защит, один из контактов реле РС80М2-9 замыкается и остается в таком положении до тех пор, пока не будет подано напряжение на дискретный вход сброса этого контакта.

Монтаж на объекте

Во время монтажа на объекте следует отметить отличную работу коллектива Сумского районного нефтепроводного управления (СРНУ) во главе с инженером-электриком Л.В. Олюха. Монтаж был произведен за четыре рабочих дня, несмотря на то, что в процессе работы выявились некоторые несоответствия между проектными данными и реальной конструкцией КТП. Стальная сварная рама, послужившая базой для крепления коммутационных аппаратов, трансформаторов и ОПН, была подготовлена заказчиком заранее. А дополнительные профили и пластины для крепления реклоузеров к раме поставлены заводом-изготовителем.

Внешний вид КТП перед монтажом оборудования показан на рис. 1. А после монтажа на рис. 9.

Подключение реклоузеров к воздушной линии выполнено специальными наконечниками разработки завода-изготовителя.

Электрические соединения между трансформаторами и коммутационными аппаратами, с одной стороны, и шкафами РЗА, с другой — выполнены многожильными кабелями наружной установки, защищенными специальными пластиковыми рукавами.

Кабели пропущены внутрь здания КТП через отверстия в верхней части стены здания.

Внешний вид шкафов РЗА показан на рис. 6, внутренний монтаж шкафов — на рис. 5.

Электрические принципиальные схемы РЗА обоих реклоузеров представлены на рис. 7, 8.

Все пусконаладочные испытания проводились сотрудниками испытательной лаборатории СРНУ под руководством начальника лаборатории Л.Я. Ефименко.

Электропрочность изоляции относительно земли испытывалась при напряжении 28 кВ (стандарт МЭК) по трансформаторам напряжения, которые производились и испытывались по европейским стандартам. Испытания электропрочности вакуумных промежутков разомкнутых контактов проводились при напряжении 42 кВ согласно украинским стандартам.

Для проверки работоспособности РЗА проводились следующие испытания:

• прогрузка фаз А и С первичным током 20А и 50А с проверкой срабатывания токовых защит: МТЗ и ТО;
• подача первичного напряжения с измененной последовательностью чередования фаз для проверки защиты от неправильного чередования фаз и для проверки алгоритма АВР;
• коммутация разъединителями первичного напряжения для проверки защиты от пониженного напряжения, алгоритма АВР силовых цепей и алгоритма АВР цепей питания.

Перспективы применения проекта

Данный проект соответствует всем требованиям нормативных документов как по главным цепям, так и по РЗА и может быть принят за основу при разработке КТП вместо существующего проекта пункта сетевого резервирования на базе ячеек К-112 [2].

В 2006 года планируется провести подобную реконструкцию ещё на шести объектах Сумского районного нефтепроводного управления.

Авторы выражают благодарность В.П. Добросинцу и В.В. Волкоморову, значительно ускоривших реализацию данного проекта.

Литература

1. «Правила Устройства Электроустановок»// Минэнерго СССР. — 6-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1985. — 640с.
2. «Устройство комплектное К-112. Руководство по эксплуатации ОКИ 140.041 РЭ»// АО «Мосэлектрощит», 1996. — 31с.
3. Набиев Р.Р., Мещеряков А.В., Набиев М.Ф. Управляемые разъединители для повышения надежности электроснабжения нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти.—1999—№11 —С.33—34.

Опубликовано: «Электрические сети и системы» № 1, 2006 г.