Дистанционная защита (ДЗ) в электрических сетях класса напряжения 110 кВ выполняет функцию резервной защиты высоковольтных линий, она резервирует дифференциально-фазную защиту линии, которая применяется в качестве основной защиты в электрических сетях 110 кВ. ДЗ выполняет защиту ВЛ от междуфазных коротких замыканий. Рассмотрим принцип работы и устройства, которые осуществляют работу дистанционной защиты в электрических сетях 110 кВ.

Принцип работы дистанционной защиты основан на вычислении расстояния, дистанции до места повреждения. Для вычисления расстояния до места повреждения высоковольтной линии электропередач устройства, выполняющие функции дистанционной защиты, используют значения тока нагрузки и напряжения защищаемой линии. То есть для работы данной защиты используются цепи и 110 кВ.

Устройства дистанционной защиты подстраиваются под конкретную линию электропередач, участок энергосистемы таким образом, чтобы обеспечить их ступенчатую защиту.

Например, дистанционная защита одной из линий электропередач имеет три ступени защиты. Первая ступень охватывает практически всю линию, со стороны подстанции, на которой установлена защита, вторая ступень охватывает оставшийся участок линии до смежной подстанции и небольшой участок электрической сети, отходящий от смежной подстанции, третья ступень защищает более дальние участки. В данном случае вторая и третья ступени дистанционной защиты резервируют защиту, расположенную на смежной или более дальней подстанции. Для примера рассмотрим следующую ситуацию.

Воздушная линия 110 кВ соединяет две смежные подстанции А и Б, на обеих подстанциях установлены комплекты дистанционной защиты. При наличии повреждения в начале линии со стороны подстанции А, сработает комплект защиты, установленный на данной подстанции, при этом защита на подстанции Б будет резервировать защиту на подстанции А. В данной случае для защиты А повреждение будет находиться в пределах работы первой ступени, для защиты Б в пределах второй ступени.

Исходя из того, что что чем выше ступень, тем выше время срабатывания защиты, следует, что комплект А сработает быстрее, чем комплект защиты Б. При этом в случае отказа комплекта защиты А через время, заданное на срабатывание второй ступени защиты, сработает комплект Б.

В зависимости от протяженности линии и конфигурации участка энергосистемы для надежной защиты линии подбирается нужное количество ступеней и соответствующая им зона действия.

Как и упоминалось выше, на каждую из ступеней защиты устанавливается свое время срабатывания. В данном случае, чем дальше от подстанции будет повреждение, тем выше уставка времени срабатывания защиты. Таким образом, обеспечивается селективность работы защит на смежных подстанциях.

Существует такое понятие, как ускорение защиты. Если выключатель линии отключился действием дистанционной защиты, то, как правило, одна из ее ступеней ускоряется (сокращается время ее срабатывания) в случае ручного или автоматического повторного включения выключателя.

Дистанционная защита, по принципу работы, выполняет контроль значений сопротивления линии в реальном времени. То есть определение расстояния до места повреждения осуществляется косвенным способом – каждое значение сопротивления линии соответствует значению дистанции до места повреждения.

Таким образом, в случае возникновения междуфазного короткого замыкания на линии электропередач, ДЗ сравнивает значения сопротивления, которые фиксирует в данный момент времени измерительный орган защиты с заданными диапазонами сопротивлений (зонами действия) для каждой из ступеней.

Если по той или иной причине на устройства ДЗ не будет приходить напряжение с ТН-110 кВ, то при достижении определенного значения тока нагрузка защита сработает ложно, обесточив линию электропередач фактически при отсутствии каких-либо повреждений. Для предотвращения подобных ситуаций в устройствах ДЗ предусмотрена функция контроля наличия цепей напряжения, в случае отсутствия которых защита автоматически блокируется.

Также дистанционная защита блокируется в случае возникновения качаний в энергосистеме. Качания возникают при нарушении синхронной работы генератора на том или ином участке энергосистемы. Данное явление сопровождается увеличением тока и снижением напряжения в электрической сети. Для устройств релейной защиты, в том числе ДЗ, качания в энергосистеме воспринимаются как короткое замыкание. Данные явления различаются по скорости изменения электрических величин.

При коротком замыкании изменение тока и напряжения происходит мгновенно, а при возникновении качаний – с небольшой задержкой. На основании этой особенности дистанционная защита имеет функцию блокировки, которая осуществляет блокировку защиты в случае возникновения качаний в энергосистеме.

При возрастании тока и падения напряжения на защищаемой линии блокировка разрешает работу ДЗ на время, достаточное для срабатывания одной из ступеней защиты. Если электрические величины (ток линии, напряжение, сопротивление линии) в течение этого времени не достигли границ заданных уставок защиты, блокировочный орган блокирует защиту. То есть блокировка ДЗ дает сработать защите в случае возникновения реального повреждения, но блокирует защиту в случае возникновения качаний в энергосистеме.

Какие устройства выполняют функцию дистанционной защиты в электрических сетях

Примерно до начала 2000-х годов функцию всех устройств релейной защиты и автоматики, в том числе и функцию дистанционной защиты, выполняли устройства, построенные на реле электромеханического принципа действия.

Одним из наиболее распространенных блоков, построенных на электромеханических реле, является устройства дистанционной защиты ЭПЗ-1636, ЭШЗ 1636, ПЗ 4М/1 и др.

На смену вышеприведенным устройствам пришли , которые выполняют функцию нескольких защит линии 110 кВ, в том числе и дистанционную защиту линии.

Что касается конкретно дистанционной защиты, то использование микропроцессорных устройств для ее реализации значительно повышает точность ее работы. Также существенным преимуществом является наличие на микропроцессорных терминалах защит функции определения места повреждения (ОМП) – вывод на дисплей расстояния до места повреждения линии, которое фиксирует дистанционная защита. Расстояние указывается с точностью до десятых километра, что позволяет значительно упростить поиск повреждения на линии ремонтными бригадами.

В случае использования комплектов дистанционной защиты старого образца процесс поиска повреждения на линии значительно усложняется, так как на защитах электромеханического типа нет возможности фиксации точного расстояния до места повреждения.

В качестве альтернативы для возможности определения точного расстояния до места повреждения на подстанциях устанавливаются (ПАРМА, РЕКОН, Бреслер и др.), которые фиксируют события на каждом отдельном участке электрической сети.

Если возникнет повреждение на одной из линий электропередач, то регистратор аварийных процессов выдаст информацию о характере повреждения и удаленности его от подстанции с указанием точного расстояния.

Сети напряжением 110 -220кВ работают в режиме с эффективно или глухозаземленной нейтралью. Поэтому замыкание на землю в таких сетях является коротким замыканием с током, иногда превышающим ток трехфазного КЗ, и подлежит отключению с минимально возможной выдержкой времени.

Воздушные и смешанные (кабельно-воздушные) линии оснащаются устройствами АПВ. В ряде случаев, если применяемый выключатель выполнен с пофазным управлением, применяется пофазное отключение и АПВ. Это позволяет отключить и включить поврежденную фазу без отключения нагрузки. Так как в таких сетях нейтраль питающего трансформатора заземлена, нагрузка практически не ощущает кратковременной работы в неполнофазном режиме.

На чисто кабельных линиях АПВ, как правило, не применяется.

Линии высокого напряжения работают с большими токами нагрузки, что требует применения защит со специальными характеристиками. На транзитных линиях, которые могут перегружаться, как правило, применяются дистанционные защиты, позволяющие эффективно отстроится от токов нагрузки. На тупиковых линиях во многих случаях можно обойтись токовыми защитами. Как правило, не допускается, чтобы защиты срабатывали при перегрузках. Защита от перегрузки, при необходимости, выполняется на специальных устройствах.

Согласно ПУЭ, устройства предотвращения перегрузки должны применяться в случаях, если допустимая для оборудования длительность протекания тока составляет менее 1020 мин. Защита от перегрузки должна действовать на разгрузку оборудования, разрыв транзита, отключение нагрузки, и только в последнюю очередь на отключение перегрузившегося оборудования.

Линии высокого напряжения, как правило, имеют значительную длину, что усложняет поиск места повреждения. Поэтому, линии должны оснащаться устройствами, определяющими расстояние до места повреждения. Согласно директивным материалам СНГ, средствами ОМП должны оснащаться линии длиной 20 км и более.

Задержка в отключении короткого замыкания может привести к нарушению устойчивости параллельной работы электростанций, из-за длительной посадки напряжения может остановиться оборудование и нарушиться технологический процесс производства, могут произойти дополнительные повреждения линии, на которой возникло короткое замыкание. Поэтому, на таких линиях очень часто применяются защиты, которые отключают короткие замыкания в любой точке без выдержки времени. Это могут быть дифференциальные защиты, установленные по концам линии и связанные высокочастотным, проводниковым или оптическим каналом. Это могут быть обычные защиты, ускоряемые при получении разрешающего, или снятии блокирующего сигнала с противоположной стороны.

Токовые и дистанционные защиты, как правило, выполняются ступенчатыми. Количество ступеней не менее 3, в ряде случаев бывает необходимо 4, или даже 5 ступеней.

Во многих случаях, все требуемые защиты можно выполнить на базе одного устройства. Однако выход со строя этого одного устройства оставляет оборудование без защиты, что недопустимо. Поэтому защиты линий высокого напряжения целесообразно выполнять из 2 комплектов. Второй комплект является резервным и может быть упрощен по сравнению с основным: не иметь АПВ, ОМП, иметь меньшее количество ступеней и т.д. Второй комплект должен питаться от другого автомата оперативного тока и комплекта трансформаторов тока. По возможности, питаться от другой аккумуляторной батареи и трансформатора напряжения, действовать на отдельный соленоид отключения выключателя.

Устройства защиты высоковольтных линий должны учитывать возможность отказа выключателя и иметь УРОВ, либо встроенное в само устройство, либо организованное отдельно.

Для анализа аварии и работы релейной защиты и автоматики требуется регистрация как аналоговых величин, так и дискретных сигналов при аварийных событиях.

Таким образом, для высоковольтных линий комплекты защиты и автоматики должны выполнять следующие функции:

Защиту от междуфазных коротких замыканий и коротких замыканий на землю.

Пофазное или трехфазное АПВ.

Защиту от перегрузки.

УРОВ.

Определение места повреждения.

Осциллографирование токов и напряжений, а также регистрация дискретных сигналов защиты и автоматики.

Устройства защиты должны резервироваться или дублироваться.

Для линий, имеющих выключатели с пофазным управлением, необходимо иметь защиту от неполнофазного режима, действующую на отключение своего и смежных выключателей, так как длительный неполнофазный режим в сетях СНГ не допускается.

7.2. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТОКОВ И НАПРЯЖЕНИЙ ПРИ КОРОТКОМ ЗАМЫКАНИИ

Как указывалось в гл. 1, в сетях с заземленной нейтралью необходимо учитывать дополнительно два вида короткого замыкания: однофазного и двухфазного замыкания на землю.

Расчеты токов и напряжений при коротких замыканиях на землю ведутся методом симметричных составляющих см. гл. 1. Это важно, в том числе, и потому, что защиты используют симметричные составляющие, которые в симметричных режимах отсутствуют. Использование токов обратной и нулевой последовательности позволяет не отстраивать защиту от тока нагрузки, и иметь уставку по току меньшую тока нагрузки. Например, для защиты от замыканий на землю, главным образом используется токовая защита нулевой последовательности, включаемая в нулевой провод соединенных в звезду трех трансформаторов тока.

При использовании метода симметричных составляющих, схема замещения для каждой из них составляется отдельно, затем они соединяются вместе по месту КЗ. Например, составим схему замещения для схемы рис 7.1.

Т1 – 10000/110

UK = 10,5 Т2 – 16000/110 UK = 10,5

Рис. 7.1 Пример сети для составления схемы замещения в симметричных составляющих

При расчете параметров линии 110 кВ и выше для схемы замещения, обычно пренебрегают активным сопротивлением линии. Индуктивное сопротивление прямой последовательности (Х 1 ) линии по справочным данным равно: АС-95 – 0,429 Ом на км, АС-120 – 0,423 ом на км. Сопротивление нулевой последовательности для линии со стальными торсами тро-

сами равно 3 Х 1 т.е. соответственно 0,429 3 =1,287 и 0,423 3=1,269.

Определим параметры линии:

Определим параметры трансформатора:

Т1 10000кВА.

X 1 T 1 = 0, 105 1152 10 = 138 Ом;

X 1 T 2 = 0, 105 1152 16 = 86, 8 Ом; X 0 T 2 = 86, 8 Ом

Сопротивление обратной последовательности в схеме замещения равно сопротивлению прямой последовательности.

Сопротивление нулевой последовательности трансформаторов обычно принимается равным сопротивлению прямой последовательности. Х 1 Т = Х 0 Т . Трансформатор Т1 не входит в схему замещения нулевой последовательности, так как его нейтраль разземлена.

Расчет трехфазных и двухфазных КЗ производится обычным путем, см. таблицу 7.1. Таблица 7.1

Для расчета токов замыкания на землю необходимо использовать метод симметричных составляющих.Согласно этому методу, эквивалентные сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательности вычисляются относительно точки КЗ и включаются последовательно в схеме замещения для однофазных КЗ на землю рис.7.2, а и последовательно/параллельно для двухфазных на землю рис.7.2, б .

Рис. 7.2. Схема включения эквивалентных сопротивлений прямой, обратной и нулевой последовательности для расчета токов короткого замыкания на землю:

а) – однофазного; б) – двухфазного; в) – распределение токов нулевой последовательности между двумя точками заземления нейтрали.

Выполним расчет КЗ на землю см. таблицы 7.2, 7.3.

Схема прямой и обратной последовательности состоит из одной ветви: от источника питания до места короткого замыкания. В схеме нулевой последовательности 2 ветви от заземленных нейтралей, которые являются источниками тока КЗ и должны в схеме замещения соединяться параллельно. Сопротивление параллельно соединенных ветвей определяется по формуле:

* Примечание . Определяется сопротивление параллельно соединенных двух участков схемы нулевой последовательности по формуле 7.1.

** Примечание . Распределяется ток между двумя участками нулевой последовательности по формуле 7.2.

Таблица 7.3 Токи двухфазного КЗ на землю

*Примечание. Определяется сопротивление параллельно соединенных двух участков схемы нулевой последовательности по формуле 7.1, расчет выполнен в таблице 7.2.

**Примечание. Определяется сопротивление параллельно соединенных двух сопротивлений обратной и нулевой последовательности по формуле 7.1.

***Примечание. Распределяется ток между двумя сопротивлениями обратной и нулевой последовательности по формуле 7.2.

****Примечание. Распределяется ток между двумя участками нулевой последовательности по формуле 7.2.

*****Примечание. Ток двухфазного КЗ на землю указан по приближенной формуле, точное значение определяется геометрическим путем см. ниже.

Определение фазных токов после расчета симметричных составляющих

При однофазном КЗ весь ток КЗ протекает в поврежденной фазе, в остальных фазах ток не протекает. Токи всех последовательностей равны между собой.

Для соблюдения таких условий симметричные составляющие располагаются следующим образом (рис.7.3):

Рис.7.3. Векторные диаграммы для симметричных составляющих при однофазном КЗ

При однофазном КЗ токи I1 = I2 = I0 . В поврежденной фазе они равны по величине и совпадают по фазе. В неповрежденных фазах равные токи всех последовательностей образуют равносторонний треугольник и результирующая сумма всех токов равна 0.

При двухфазном коротком замыкании на землю ток в одной неповрежденной фазе равен нулю. Ток прямой последовательности равен сумме токов нулевой и обратной последовательности с обратным знаком. Исходя из таких положений, строим токи симметричных составляющих (рис. 7.4):

Рис. 7.4 Векторные диаграммы симметричных составляющих токов двухфазного КЗ на землю

Из построенной диаграммы видно, что фазные токи при замыканиях на землю построить довольно сложно, так как угол фазного тока отличается от угла симметричных составляющих. Его следует строить графически или использовать ортогональные проекции. Однако с достаточной для практики точностью величину тока можно определить по упрощенной формуле:

Токи в таблице 7.3 подсчитаны по этой формуле.

Если сравнить токи двухфазного КЗ на землю по таблице 7.3 с током двухфазного и трехфазного КЗ по таблице 7.1, можно сделать вывод, что токи двухфазного КЗ несколько ниже тока двухфазного КЗ на землю, поэтому чувствительность защиты следует определять по току двухфазного КЗ. Токи трехфазного КЗ соответственно выше тока двухфазного КЗ на

землю, поэтому определение максимального тока КЗ для отстройки защиты производится по трехфазному КЗ. Это значит, что для расчетов защиты не нужен ток двухфазного КЗ на землю, и его считать незачем. Ситуация несколько изменяется при расчете токов короткого замыкания на шинах мощных электростанций, где сопротивление обратной и нулевой последовательности меньше сопротивления прямой. Но к распредсетям это не имеет отношения, а для электростанций токи считаются на ЭВМ по специальной программе.

7.3 ПРИМЕРЫ ВЫБОРА АППАРАТУРЫ ДЛЯ ТУПИКОВЫХ ВЛ 110-220 КВ

Схема 7.1. Тупиковая воздушная линия 110–220 кВ. Со стороны ПС1 и ПС2 питание отсутствует. Т1 ПС1 включен через отделитель и короткозамыкатель. Т1 ПС2 включен через выключатель. Нейтраль стороны ВН Т1 ПС2 заземлена, на ПС1 – изолирована. Минимальные требования к защите:

Вариант 1 . Должна быть применена трехступенчатая защита от междуфазных коротких замыканий (первая ступень, без выдержки времени, отстроена от КЗ на шинах ВН ПС2, вторая, с малой выдержкой времени, от КЗ на шинах НН ПС1 и ПС2, третья ступень – максимальная защита). Защиты от замыканий на землю – 2 ступени (первая ступень, без выдержки времени отстроена от тока, посылаемого на шины заземленным трансформатором ПС2, вторая ступень с выдержкой времени, обеспечивающей ее согласование с защитами внешней сети, но не отстроенная от тока КЗ, посылаемого трансформатором ПС2). Должно быть применено двух или однократное АПВ. Чувствительные ступени должны ускоряться при АПВ. Защиты пускают УРОВ питающей подстанции. К дополнительным требованиям можно отнести защиту от обрыва фаз, определение места повреждения на ВЛ, контроль ресурса выключателя.

Вариант 2 . В отличие от первого защита от замыканий на землю выполнена направленной, что позволяет не отстраивать ее от обратного тока КЗ и, таким образом, выполнить более чувствительную защиту без выдержки времени. Таким образом, удается защитить всю линию без выдержки времени.

Примечание . В этом и последующих примерах не даются точные рекомендации по выбору уставок защиты, упоминания о настройке защит используются для обоснования выбора типов защиты. В реальных условиях может быть применена другая настройка защит, что и требуется определить при конкретном проектировании. Защиты могут быть заменены устройствами защиты других типов, имеющих подходящие характеристики.

Набор защит, как уже было сказано, должен состоять из 2 комплектов. Защита может быть реализована на 2х устройствах выбранных из:

MiCOM Р121, Р122, Р123, P126, Р127 фирмы ALSTOM,

F 60, F650 фирмы GE

двух реле REF 543 фирмы АВВ – подбирается 2-е подходящие модификации,

7SJ 511, 512, 531, 551 SIEMENS– подбирается 2-е подходящие модификации,

двух реле SEL 551 фирмы SEL.

Схема 7.2. Разомкнутый транзит на подстанции 3.

Двухцепная воздушная линия заходит на подстанцию 2, секции которой работают параллельно. Предусматривается возможность переноса разреза на ПС2 в ремонтном режиме.

В этом случае включается секционный выключатель на ПС3. Транзит замыкается только на время переключения и, при выборе защит, его замыкание не учитывается. На 1 секции ПС3 включен трансформатор с заземленной нейтралью. Источника тока для однофазного КЗ на подстанциях 2 и 3 нет. Поэтому защита на стороне без питания работает только в «каскаде», после отключения линии со стороны питания. Несмотря на отсутствие питания с противоположной стороны защита должна быть выполнена направленной как при замыканиях на землю, так и при междуфазных коротких замыканиях. Это позволяет на приемной стороне правильно определить поврежденную линию.

В общем случае для того, чтобы обеспечить селективную защиту с небольшими выдержками времени, особенно на коротких линиях, необходимо применить четырехступенчатую защиту, уставки которой выбираются следующим образом: 1 ступень отстраивается от КЗ

в конце линии, 2 ступень согласовывается с первой ступенью параллельной линии в каскаде и первой ступенью смежной линии, 3 ступень согласовывается со вторыми ступенями этих ВЛ. При согласовании защит со смежной линией учитывается режим одна с двумя: на первом участке - 1 ВЛ, на втором участке – 2, что существенно загрубляет защиту. Эти три ступени защищают линию, а последняя, 4 ступень резервирует смежный участок. При согласовании защит по времени учитывается время действия УРОВ, что увеличивает выдержки времени согласуемых защит на время действия УРОВ. При выборе уставок защиты по току, они должны быть отстроены от суммарной нагрузки двух линий, так как одна из параллельных ВЛ может отключиться в любой момент, и вся нагрузка будет подключена к одной ВЛ.

В составе устройств защиты оба комплекта защит должны быть направленными. Можно применить следующие варианты защит:

MiCOM, Р127 и Р142 фирмы ALSTOM,

F60 и F650 фирмы GE,

два реле REF 543 фирмы АВВ – подбирается направленные модификации,

реле 7SJ512 и 7SJ 531 фирмы SIEMENS,

два реле SEL 351 фирмы SEL.

В ряде случаев, из соображений обеспечения чувствительности, отстройки от токов нагрузки или обеспечения селективной работы, может потребоваться применение дистанци-

Z = L Z

онной защиты. Для этой цели одна из защит заменяется на дистанционную. Может быть применена дистанционная защита:

MiCOM P433, Р439, P441 фирмы ALSTOM,

D30 фирмы GE,

REL 511 фирмы АВВ – подбирается направленные модификации,

реле 7SA 511 или 7SА 513 фирмы SIEMENS,

реле SEL 311 фирмы SEL.

7.4. ДИСТАНЦИОННЫЕ ЗАЩИТЫ

Назначение и принцип действия

Дистанционные защиты - это сложные направленные или ненаправленные защиты с относительной селективностью, выполненные с использованием минимальных реле сопротивления, реагирующих на сопротивление линии до места КЗ, которое пропорционально расстоянию, т.е. дистанции. Отсюда и происходит название дистанционной защиты (ДЗ). Дистанционные защиты реагируют на междуфазные КЗ (кроме микропроцессорных ДЗ). Для правильной работы дистанционной защиты необходимо наличие цепей тока от ТТ присоединения и цепей напряжения от ТН. При отсутствии или неисправности цепей напряжения возможна излишняя работа ДЗ при КЗ на смежных участках.

В сетях сложной конфигурации с несколькими источниками питания простые и направленные МТЗ (НТЗ) не могут обеспечить селективного отключения КЗ. Так, например, при КЗ на W 2 (рис. 7.5) НТЗ 3 должна подействовать быстрее РЗ I, а при КЗ на W 1 , наоборот, НТЗ 1 должна подействовать быстрее РЗ 3. Эти противоречивые требования не могут быть выполнены с помощью НТЗ. Кроме того, МТЗ и НТЗ часто не удовлетворяют требованиям быстродействия и чувствительности. Селективное отключение КЗ в сложных кольцевых сетях может быть обеспечено с помощью дистанционной РЗ (ДЗ).

Выдержка времени ДЗ t 3 зависит от расстояния (дистанции) t 3 = f (L PK ) (рис. 7.5) между

местом установки РЗ (точка Р) и точкой КЗ (К), т. е. L PK , и нарастает с увеличением это-

го расстояния. Ближайшая к месту повреждения ДЗ имеет меньшую выдержку времени, чем более удаленные ДЗ.

Например, при КЗ в точке К1 (рис. 7.6) Д32, расположенная ближе к месту повреждения, работает с меньшей выдержкой времени, чем более удаленная Д31. Если же КЗ возникает и в точке К2, то время действия Д32 увеличивается, и КЗ селективно отключается ближайшей к месту повреждения ДЗЗ.

Основным элементом ДЗ является дистанционный измерительный орган (ДО), определяющий удаленность КЗ от места установки РЗ. В качестве ДО используются реле сопротивления (PC), реагирующие на полное, реактивное или активное сопротивление поврежденного участка ЛЭП (Z , X , R ).

Сопротивление фазы ЛЭП от места установки реле Р до места КЗ (точки К) пропорционально длине этого участка, так как величина сопротивления до места КЗ равна длине

участка умноженному на удельное сопротивление линии: уд . .

Таким образом, поведение дистанционного органа, реагирующего на сопротивление линии, зависит от расстояния до места повреждения. В зависимости от вида сопротивления, на которое реагирует ДО (Z , X или R ), ДЗ подразделяются на РЗ полного, реактивного и активного сопротивлений. Реле сопротивления, применяемые в ДЗ для определения со-

противления Z PK до точки КЗ, контролируют напряжение и ток в месте установки ДЗ (рис. 7.7.).

∆ – дистанционная защита

К зажимам PC подводятся вторичные значения U P и I P от ТН и ТТ. Реле выполняется так, чтобы его поведение в общем случае зависело от отношения U P к I P . Это отношение является некоторым сопротивлением Z P . При КЗ Z P = Z PK , и при определенных значениях Z PK , PC срабатывает; оно реагирует на уменьшение Z P , поскольку при КЗ U P умень-

шается, а I P возрастает. Наибольшее значение, при котором PC срабатывает, называется сопротивлением срабатывания реле Z cp .

Для обеспечения селективности в сетях сложной конфигурации на ЛЭП с двухсторонним питанием ДЗ необходимо выполнять направленными, действующими при направлении мощности КЗ от шин в ЛЭП. Направленность действия ДЗ обеспечивается при помощи дополнительных РНМ или применением направленных PC, способных реагировать и на направление мощности КЗ.

Зависимость времени действия ДЗ от расстояния или сопротивления до места КЗ t 3 = f (L PK ) или t 3 = f (Z PK ) называется характеристикой выдержки времени ДЗ. По ха-

рактеру этой зависимости ДЗ делятся на три группы: с нарастающими (наклонными) характеристиками времени действия, ступенчатыми и комбинированными характеристиками

(рис. 7.8). Ступенчатые ДЗ действуют быстрее, чем ДЗ с наклонной и комбинированной характеристиками и, как правило, получаются проще в конструктивном исполнении. ДЗ со ступенчатой характеристикой производства ЧЭАЗ выполнялись обычно с тремя ступенями времени, соответствующими трем зонам действия ДЗ (рис. 7.8, б ). Современные микропроцессорные защиты имеют 4, 5 или 6 ступеней защиты. Реле с наклонной характеристикой разрабатывались специально для распределительных сетей (например ДЗ-10).

Принципы выполнения селективной защиты сети с помощью устройств дистанционной защиты

На ЛЭП с двухсторонним питанием ДЗ устанавливаются с обеих сторон каждой ЛЭП и должны действовать при направлении мощности от шин в ЛЭП. Дистанционные РЗ, действующие при одном направлении мощности, необходимо согласовать между собой по времени и по зоне действия так, чтобы обеспечивалось селективное отключение КЗ. В рассматриваемой схеме (рис. 7.9.) согласуются между собой Д31, ДЗЗ, Д35 и Д36, Д34, Д32.

С учетом того, что первые ступени ДЗ не имеют выдержки времени (t I = 0 ), по условию селективности они не должны действовать за пределами защищаемой ЛЭП. Исходя из этого протяженность первой ступени, не имеющей выдержки времени (t I = 0 ), берется меньше протяженности защищаемой ЛЭП и обычно составляет 0,8–0,9 длины ЛЭП. Остальная часть защищаемой ЛЭП и шины противоположной подстанции охватываются второй ступенью ДЗ этой ЛЭП. Протяженность и выдержка времени второй ступени согласуются (обычно) с протяженностью и выдержкой первой ступени ДЗ следующего участка. Например, у второй сту-

Рис.7.9 Согласование выдержек времени дистанционных РЗ со ступенчатой характеристикой:

∆ z – погрешность дистанционного реле; ∆ t – ступень селективности

Последняя третья ступень ДЗ является резервной, ее протяженность выбирается из условия охвата следующего участка, на случай отказа его РЗ или выключателя. Выдержка вре-

мени принимается на ∆ t больше времени действия второй или третьей зоны ДЗ следующего участка. При этом зона действия третьей ступени должна быть отстроена от конца второй или третьей зоны следующего участка.

Структура защиты линии с использованием дистанционной защиты

В отечественных энергосистемах ДЗ применяется для действия при междуфазных КЗ, а для действия при однофазных КЗ используется более простая ступенчатая МТЗ нулевой последовательности (НП). Большинство микропроцессорной аппаратуры имеет дистанционную защиту, действующую при всех видах повреждения, в том числе и при замыканиях на землю. Реле сопротивления (РС) включается через ТН и ТТ на первичные напряжения в

начале защищаемой ЛЭП. Вторичное напряжение на зажимах PC: U p = U pn K II , а вторичныйток: I p = I pn K I .

Сопротивление на входных зажимах реле определяется по выражению.

В настоящее время разработаны и начинают активно использоваться устройства релейной защиты на микропроцессорной основе, что позволяет ещё больше увеличить быстродействие и надёжность защит, сократить затраты на их ремонт и обслуживание.

1.2.2 Параметры трансформатора сведены в таблицу 2.

ТАБЛИЦА 1.2

ВЫБОР ТИПОВ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Релейная защита воздушной линии 110 кВ.

С1: Х 1 =Х *с * = 1,3* = 9,55 Ом
X 2 =X уд. *l* =0,4*70* =28 Ом
X 3 = X уд. *l* =0,4*45* = 18 Ом
X 4 = X уд. *l* =0,4*30* = 12 Ом
X 5 = X уд. *l* =0,4*16* = 6,4 Ом
Т 6 = * = * =34,72 Ом
Т 7 = * = * =220,4 Ом
Х 3,4 =18+12=30 Ом

Х 1-4 =9,55+14,48=24,03 Ом

Х 1-5 =24,03+6,4=30,34

3.2Расчет однофазных токов короткого замыкания на землю в точке К-2.

С1: Х 1 =Х *с * = 1,6* = 11,76 Ом
X 2 =X уд. *l* =0,8*70* =56 Ом
X 3 = X уд. *l* =0,8*45* = 36 Ом
X 4 = X уд. *l* =0,8*30* = 24 Ом
X 5 = X уд. *l* =0,8*16* = 12,8 Ом

Х 3,4 =36+24= 60 Ом

Х 2,3,4 =(60*56)/(60+56)= 28,97 Ом

Х 1-4 =11,76+28,97 Ом

Х 1-6 =18,74+12,8=31,54 Ом

Х рез.0 (к2)=31,54 Ом
3I 0(к2) = = = 2,16 кА

3.6Расчет токов короткого замыкания в точке К-4 и К-5.

Аннотация

Релейная защита является важнейшей и наиболее ответственной частью автоматики, применяемой в современных энергосистемах. Релейная защита изучает вопросы по автоматической ликвидации повреждений и ненормальных режимов.

Задачи релейной защиты, ее роль и значение в обеспечении надежной работы энергосистем и бесперебойного снабжения электроэнергией потребителей. Это обусловлено усложнением схем и ростом электросетей. В связи с этим требованиям к быстроте действия, селективности, чувствительности и надежности работы релейной защиты увеличиваются. Все большее распространение получают устройства релейной защиты с использованием полупроводниковых приборов. Их применение открывает больше возможностей для создания быстродействующих защит.

В настоящее время разрабатываются устройства релейной защиты на микропроцессорной основе, что позволит еще больше увеличить быстродействие защит.

Параметры защищаемого оборудования

Параметры защищаемого генератора.

Имеют место обозначения:

Т - турбогенератор;

ВФ - водородное форсированное охлаждение;

63 - активная мощность, МВт;

2 - количество полюсов ротора;

Е - единая унифицированная серия;

У - климатическое исполнение - умеренный климат;

Параметры защищаемой воздушной линии.

Выбор защит линии 110 кВ

2.1 Защиты линии 110 кВ W 5 .

На одиночных линиях с односторонним питанием согласно ПУЭ (п.3.2.110) предусматриваться ступенчатые токовые защиты:

1. От междуфазных к.з. комплект, состоящий:

а) из токовой отсечки и максимальной токовой защиты с выдержкой времени (для тупиковых линий)

2. От замыканий на землю комплект, состоящий:

а) из токовой отсечки нулевой последовательности и максимальной токовой защиты с выдержкой времени нулевой последовательности (для тупиковых линий)

Расчет защит линии 110 кВ.

3.1 Схема замещения прямой последовательности

Расчет выполняем в именованных единицах при U баз =115кВ

Приложение 1

Сопротивление системы:

Сопротивление генераторов:

Сопротивление линий:

Сопротивление трансформаторов без учета регулирования напряжения

Сопротивление трансформаторов Т1,Т2 с учетом РПН

ТДТН–40000/110/10

U ном.нн =11 кВ

U к. m in =9.52%= U к(–РО)

U к.ном =10,5%

U к. m ax =11.56%= U к(+РО)

Сопротивление трансформатора Т1,Т2 при крайней ступени «отрицательного» регулирования

где =1-0,12=0,88

Сопротивление трансформатора Т1,Т2 на 10-й ступени «положительного» регулирования

где =1+0,1=1,1

Сопротивление трансформатора Т5

ТДТН–25000/110/10

U ном.вн =115 кВ ±12% (±12 ступеней)

U ном.нн =11 кВ

U к(–РО) =9.99%

U к.ном =10,5%

U к(+РО) =11.86%

Сопротивление трансформатора Т5 при номинальных данных

Сопротивление трансформатора Т5 при крайней ступени «отрицательного» регулирования

где =1-0,12=0,88

Сопротивление трансформатора Т5 на 10-й ступени «положительного» регулирования

где =1+0,1=1,1

3.2 Схема замещения нулевой последовательности.

Выбор режимов работы нейтралей 110 кВ трансформаторов:

1. На ТЭЦ принят режим глухозаземленных нейтралей Т1 и Т2.

2. На транзитной ПС принимаем режим: один трансформатор 25 МВА с глухозаземленной нейтралью, второй трансформатор – нейтраль заземлена через разрядник (Т3 и Т4)

3. На тупиковой ПС трансформатор Т5 работает с нейтралью заземленной через разрядник..

При составлении схемы учитываются сопротивления тех элементов, по которым проходят токи нулевой последовательности (схема представлена в приложении 2)

Приложение 2

Сопротивление нулевой последовательности системы:

Сопротивление нулевой последовательности линии:

К ЛЭП =3,0 для 2-х цепных линий с грозозащитным тросом

К ЛЭП =2,0 для одноцепных линий с грозозащитным тросом

Сопротивление трансформаторов

3.3 Расчет токов короткого замыкания в точках К 1 ,К 2 ,К 3 для выбора настройки МТЗ линии W 5 .

Сворачиваем схему замещения прямой последовательности приведенной к точкам К3

Точка К1

Точка К2

X 21 =X рез =X 20 +X 11 =12,5+15=22,5 Ом

Точка К3

Нормальный режим:

X 22 =X рез =X 21 +X 12 сред =22,5+55,5=78 Ом

Максимальный режим:

X 22 =X рез =X 21 +X 12 min =22,5+74,4=96.9 Ом

Выбираем комплект КЗ-9 для I ступени (ТО) и выбираем два комплекта КЗ-14 для II и III ступеней МТЗ с выдержками времени.

1 ступень

Ток срабатывания I ср выбирается из условия отстройки от тока 3-х фазного КЗ в точке К 3 в максимальном режиме.

Принимаем:

Выбираем реле РТ 140/50 с последовательным соединением обмоток.

Чувствительность I ступени при 2-х фазном КЗ в конце линии

t ср =0,1 сек – для отстройки от t ср разрядников установленных на линии.

2 ступень

Ток срабатывания I ср выбирается из условия отстройки от максимального рабочего тока защищаемой линии

К отс =1,2÷1,3 – коэффициент отстройки

К сз =2÷3 – коэффициент самозапуска электродвигателя

К воз =0,8 – коэффициент возврата реле РТ-40 (РТ-140)

Чувствительность II ступени к 2-х фазному КЗ в точке К 3 в минимальном режиме:

Аналогично в нормальном режиме

Время срабатывания выбирается из условия согласования с МТЗ трансформатора на стороне 110 кВ

Принимаем:

3 ступень

Ток срабатывания I ср выбирается из условия обеспечения К ч ≥ 1,2 при КЗ в точке К 3 в максимальном режиме.

Выбираем реле РТ-140/10 с параллельным соединением обмоток

Выбираем реле времени РВ-132

3.4 Расчет защиты от замыкания на землю

Сворачиваем схему замещения нулевой последовательности и определяем токи однофазного КЗ в точках К 1 и К 2 в различных режимах

Максимальный режим	Минимальный режим

Схема замещения принимает вид

Максимальный режим	Минимальный режим
Для точки КЗ К 1
Для точки КЗ К 2
Точка КЗ К 1
Точка КЗ К 2

Выбираем комплект КЗ-115, содержащий 3 токовых реле и два реле времени. Реле направления мощности нулевой последовательности не используем.

3.5 Выбор настройки токовой защиты от замыкания на землю

I ступень

Ток срабатывания выбираем по условию обеспечения требуемой чувствительности при КЗ на землю в конце линии в минимальном режиме (точка К 2)

К 4 =1,5 – требуемый коэффициент чувствительности.

Принимаем

Выбираем реле РТ-140/50 с параллельным соединением обмоток.

II ступень

Настройку II ступени выбираем из условий согласования со своей I ступенью (резервирование защит)

Принимаем

Выбираем реле РТ-140/20 с параллельным соединением обмоток.

III ступень

Настройку III ступени выбираем по условию отстройки от максимального тока небаланса протекающего через защиту при 3-з фазном КЗ за трансформатором (точка К 3).

К отс =1,25 – коэффициент отстройки

К пер =1,0 – коэффициент учитывающий увеличение тока небаланса в переходном режиме

К нб =0,05÷1 – коэффициент небаланса

I (3) =852 (А) – расчетный ток КЗ

I ном.тр-ра =125 (А)

Принимаем

Выбираем реле РТ-140/10 с параллельным соединением обмоток.

Подстанция 110 кВ Угольный комплекс с заходами линии электропередач 110 кВ. Рабочий проект РЗА

2 Основные технические решения

2.1 Релейная защита и автоматика

2.1.1 Релейная защита и автоматика силового трансформатора
2.1.2 Защита ВВ-10 кВ
2.1.3 Защита присоединений 10 кВ
2.1.4 Защита СВ-10 кВ
2.1.5 Дуговая защита 10 кВ
2.1.6 Логическая защита шин 10 кВ
2.1.7 Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ) 10 кВ
2.1.8 Автоматическая частотная разгрузка (АЧР

2.2 Автоматика управления ДГР
2.3 Управление, сигнализация, оперативная блокировка и питание оперативных цепей

3 Разработка мероприятий по ЭМС

Лист регистрации изменений.

Пояснительная записка

Основные технические решения по созданию комплекса РЗА приняты на основании задания на разработку рабочей документации по титулу: «Подстанция 110 кВ Угольный Комплекс с заходами линии электропередач 110 кВ».

Количественный и качественный состав функций РЗА соответствует требованиям НТД (ПУЭ, ПТЭ, НТП ПС и других отраслевых нормативных документов).

2 Основные технические решения

Настоящим проектом предусматривается создание комплекса РЗиА ПС 110/6,6/6,3 кВ «Инаглинский Уголный Комплекс», выполненного на современных микропроцессорных (МП)
устройствах производства ООО НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары) и ООО «РЗА Системз» (г. Москва), ООО «НТЦ Механотроника» (г. Санкт Петербург).

РЗиА силовых трансформаторов 110/6,6/6,3 кВ предусматривается выполнить на базе МП устройств производства ООО НПП «ЭКРА». РЗиА оборудования 6,6 кВ и 6,3 кВ предусматривается выполнить на базе МП устройств производства ООО «РЗА Системз».

Защита оборудования КРУ-6,6 кВ и 6,3 кВ от дуговых замыканий предусматривается выполнить на базе комплекса «Дуга» производства ООО «НТЦ Механотроника».

Установка шкафов РЗиА 110 кВ, а также общеподстанционных систем ЦС, питания ОБР производится в помещении релейных панелей.

Комплекты защит присоединений 6,6 кВ 6,3 кВ устанавливаются в релейные отсеки ячеек КРУ.
Все применяемые устройства РЗА имеют функции осциллографирования, регистрации аварийных процессов и их последующего хранения в энергонезависимой памяти. Также все
устройства имеют стандартный цифровой интерфейс RS-485.

Решения в части подключения ко вторичным обмоткам ТТ и ТН отображены на схеме распределения по ТТ и ТН устройств ИТС см. П-15015-021-РЗ.2.

Для пояснения принципа работы комплекса релейной защиты и автоматики на объекте выполнены структурно-функциональные схемы РЗА. Схемы представлены в графических
материалах П-15015-021-РЗ.3.

2.1 Релейная защита и автоматика

2.1.1 Релейная защита и автоматика силового трансформатора
Проектом предусматривается установка шкафов типа «ШЭ2607 045073», производства ООО НПП «ЭКРА». Шкаф содержит два комплекта:

1-й - комплект основной защиты трехобмоточного трансформатора на базе микропроцессорного терминала типа «БЭ2704 V045», выполняющий следующие функции: - дифференциальная токовая защита (ДЗТ) трансформатора от всех видов КЗ внутри бака трансформатора;

МТЗ стороны ВН с возможностью комбинированного пуска по напряжению со стороны НН,
- МТЗ сторон НН с возможностью комбинированного пуска по напряжению со стороны НН,
- защита от перегрузки по каждой стороне (ЗП),
- реле тока для блокировки РПН при перегрузке,
- газовая защита трансформатора и РПН с контролем изоляции,
- прием технологических сигналов от трансформатора,

2-й - комплект резервной защиты трансформатора и автоматики управления
выключателем на базе микропроцессорного терминала типа «БЭ2704 V073», выполняющий
следующие функции:

МТЗ стороны ВН с возможностью комбинированного пуска по напряжению со стороны НН;
- автоматика управления выключателем (АУВ);
- газовая защита трансформатора и РПН с контролем изоляции.

Для выполнения функций регулирования напряжения трансформатора устанавливается
шкаф ШЭ 2607 157, содержащий два комплекта на базе терминалов БЭ2502А0501 производства
ООО НПП «ЭКРА». Каждый комплект выполняет следующие функции:

Автоматическое поддержание напряжения в заданных пределах;
- управление приводом РПН;
- контроль положения РПН;
- контроль исправности привода РПН.

Газовая защита применяется в качестве чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформатора, реагирующей на выделение газов, возникающих при разложении масла электрической дугой.

Газовая защита трансформатора имеет две ступени: первая ступень выполняется с действием на сигнал при слабом газообразовании, вторая ступень выполняется с действием без
выдержки времени на отключение трансформатора при сильном газообразовании.

Предусмотрен перевод отключающей ступени газовой защиты на сигнал. Газовая защита (струйное реле) контактора РПН имеет одну ступень, которая действует без выдержки времени на отключение трансформатора.

Действие газовой защиты трансформатора и РПН предусматривается через комплект основной и комплект резервной защит трансформатора. В цепях газовой защиты предусматриваются устройства контроля изоляции. При снижении уровня изоляции газовая защита выводится из работы и выдается сигнал неисправности.

2.1.2 Защита ВВ-6,6 кВ и ВВ-6,3 кВ

Для защиты ВВ предусматривается установка в релейный отсек ячейки микропроцессорных терминалов «РС83-АВ2», выполняющих следующие функции:

Трехфазная МТЗ с выдержкой времени и комбинированным пуском по напряжению,

- защита минимального напряжения (ЗМН),
- прием сигнала от ЗДЗ,
- формирование сигнала АВР на включение секционного выключателя.

2.1.3 Защита присоединений КРУ 6,6 кВ и 6,3 кВ

Для защиты присоединений предусматривается установка в релейные отсеки микропроцессорных терминалов «РС83-А2М», выполняющего следующие функции:

Трехфазная МТЗ с выдержкой времени,
- автоматический ввод ускорения МТЗ при любом включении выключателя,
- определение фидера при однофазных замыканий на землю (ОПФ),
- блокировка логической защиты шин (ЛЗШ),
- автоматика управления выключателем (АУВ),
- прием сигнала от ЗДЗ,
- устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ),
- отключение от АЧР и включение от ЧАПВ.

2.1.4 Защита СВ-6,6 кВ и СВ-6,3 кВ

Для защиты СВ предусматривается установка в релейные отсеки ячеек СВ микропроцессорных терминалов «РС83-А20», выполняющего следующие функции:

Трехфазная МТЗ-СВ от междуфазных повреждений,
- автоматический ввод ускорения МТЗ-СВ при любом включении выключателя,
- логическая защита шин (ЛЗШ),
- автоматика управления выключателем (АУВ),
- прием сигнала от ЗДЗ;
- устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ),
- автоматическое включение резерва (АВР)

2.1.5 Дуговая защита шин 6,6 кВ и 6,3 кВ

Дуговая защита выполнена с помощью блоков регистрации «ДУГА-О» и центрального блока «ДУГА-БЦ» производства ООО «НТЦ Механотроника». Защита реагирует на световое
излучение от дугового разряда и выполнена с контролем по току. При дуговом замыкании в отсеке ввода/вывода в ячейке отходящего присоединения «ДУГА-О» выдает сигнал на
дискретный вход терминала защиты, который, при наличии тока через присоединение, отключает собственный выключатель с запретом. При дуговом замыкании в отсеке выкатного
элемента или отсеке сборных шин любой из ячеек устройство выдает сигнал на дискретный вход блока «ДУГА-БЦ», который, при наличии сигналов пуска защит от вводного и
секционного выключателей, формирует сигнал на отключение этих выключателей. При срабатывании датчиков дуги в отсеке ввода/вывода ячейки ВВ-6,6 (6,3) кВ блок «ДУГА-БЦ»
формирует сигнал на отключение силового трансформатора и ВВ-6,6 (6,3) кВ, при дуговом замыкании в отсеке ВЭ ячейки ВВ-6,6 (6,3) кВ блок «ДУГА-БЦ» формирует сигналы на
отключение силового трансформатора и СВ-6,6 (6,3) кВ с запретом АВР.

2.1.6 Логическая защита шин 6,6 (6,3) кВ

Для защиты шин 6,6 (6,3) кВ применяется логическая защита шин, блокирующая быстродействующую защиту ВВ-6,6 (6,3) кВ при КЗ на отходящем присоединении и разрешающая ее работу при КЗ на сборных шинах. Блокировка осуществляется сигналами «Пуск МТЗ» от устройств защит отходящих линий. ЛЗШ собирается по последовательной схеме для возможности контроля цепей ЛЗШ.

2.1.7 Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ)

Предусматривается организация УРОВ-6,6 (6,3) кВ, который предназначен для отключения с выдержкой времени вышестоящего выключателя при отказе своего выключателя.
Сигнал УРОВ формируется при срабатывании защиты и наличии тока через выключатель. При отказе выключателей отходящих линий 6,6 (6,3) кВ формируется сигнал УРОВ на отключение вводного выключателя секции шин и секционного выключателя, при отказе секционного выключателя формируется сигнал на отключение обоих вводных выключателей, при отказе вводного выключателя секции шин формируется сигнал на отключение секционного выключателя и на отключение силового трансформатора через комплект основной защиты. При отказе выключателя 110 кВ трансформатора формируется сигнал на отключение трансформатора со всех сторон через комплект основной защиты. Отключение поврежденного трансформатора при отказе выключателя 110 кВ производится защитами линий 110 кВ.

2.1.8 Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)

Автоматическая частотная разгрузка применяется с целью ликвидации дефицита активной мощности путем автоматического отключения потребителей при снижении частоты
(АЧР) с последующим автоматическим повторным включением отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ). Для реализации данных функции предусматривается установить 2 шкафа типа «ШЭЭ224 0611» на основе терминалов ЭКРА 221 0201. Каждый комплект обеспечивает АЧР в количестве 3 очередей с последующим ЧАПВ (по факту восстановления частоты).

Выбор очереди АЧР для терминала защиты отходящего фидера производится посредством переключателя, устанавливаемого в ячейке каждого присоединения.

2.2 Регистрация аварийных событий.

Для выполнения функций регистрации аварийных событий на подстанции предусматривается установка шкафа типа «ШЭЭ 233 153» на основе терминала «ЭКРА 232», который обеспечивает сбор хранение и возможность передачи на верхний уровень данных об аварийных ситуациях.

2.3 Управление, сигнализация, оперативная блокировка и питание оперативных цепей.

Управление и сигнализация положения основных коммутационных аппаратов предусматривается со щита управления. На щите управления нанесена мнемосхема, на которой
расположены индикаторы положения разъединителей и заземляющих ножей, сигнальные лампы положения выключателей, переключатели для управления выключателями, а также щитовые приборы для измерения электрических величин. Проектом предусматривается установка шкафа центральной сигнализации. В шкафу предусматривается организация трех участков сигнализации: первый — ОРУ-110 кВ и ОПУ, второй — КРУМ-6,3 кВ, третий — КРУМ-6,6 кВ. Для каждого из участков организуются импульсные шинки аварийной и предупредительной сигнализации а так же сбор дискретных сигналов.

Для питания цепей оперативной блокировки разъединителей проектом предусматривается установка комплекта питания цепей ОБР в составе щита управления. Комплект питания цепей оперативной блокировки обеспечивает гальваническую развязку цепей питания и цепей ОБР. Сигналы разрешения управления каждым разъединителем формируются путем последовательного соединения контактов положения коммутационных аппаратов, фактическое положение которых необходимо учитывать при переключении соответствующего разъединителя или заземляющего ножа.