TAURON Dystrybucja S.A. Oddział w Jeleniej Górze. Wytyczne projektowe

Transkrypt

1 TAURON Dystrybucja S.A. Oddział w Jeleniej Górze Wytyczne projektowe Dostosowanie obwodów wtórnych stacji 110/20 kv R-345 Jelenia Góra Hallerczyków w ramach zadania wymiana transformatora 110/20kV T-1 Opracował: Adam Oziom Sprawdził: Zatwierdzam: Jelenia Góra, grudzień 2016 Strona 1 z 7

2 1. Cel zadania Wymiana transformatora mocy 110/20kV 25MVA na stanowisku T-1 w GPZ R-345 Jelenia Góra ul. Hallerczyków. 2. Powiązanie z projektami/programami realizowanymi w TAURON Dystrybucja S.A. Realizacja programu wymiany transformatorów 110/20kV. 3. Zakres zadania: - Demontaż istniejącego transformatora - Montaż nowego transformatora na stanowisku - Podłączenie transformatora w zakresie obwodów pierwotnych - Wykonanie dokumentacji projektowej obwodów wtórnych zabezpieczeń i automatyki transformatora - Prace montażowe - Uruchomienie zabezpieczeń i telemechaniki pól transformatora - Wprowadzenie do systemu dyspozytorskiego SYNDIS sygnałów - Uruchomienie łącza inżynierskiego w zakresie obsługi zabezpieczeń i regulatora napięcia - Uruchomienie transformatora, pomiary kontrolne - Wykonanie dokumentacji powykonawczej. 4. Stan istniejący 4.1. Układ stacji transformatorowej 110/20kV R-345 Jelenia Góra - Hallerczyków: - Rozdzielna napowietrzna 110kV w układzie H5 - Napowietrzne stanowiska transformatorowe 110/20kV T-1 i T-2, wyposażone w misy olejowe, most napowietrzny 110kV, most kablowy 20kV z ogranicznikami przepięć, odłącznik punktu zerowego uzwojenia 110kV - Napowietrzne stanowiska zespołów kompensacji ziemnozwarciowej 20kV T-11 i T-12 - Budynek główny stacji z rozdzielnią wnętrzową 2-sekcyjną 20kV, nastawnią, pomieszczeniami akumulatorów, pomieszczeniem łączności oraz BHP Dane techniczne istniejącego transformatora 110/20kV 25 MVA: - Producent "ELTA" Łódź - Typ TORbz-25000/110 - Nr fabryczny/rok produkcji / Moc znamionowa 25 MVA - Układ połączeń YNd11 - Napięcie znamionowe górne/dolne V ±15%(±12st) / V - Prąd znamionowy108,2-125,5-139,5/656 A - Masa oleju kg - Masa transportowa kg - Masa części wyjmowalnej kg - Masa całkowita kg - Przełącznik zaczepów Elta Łódź Obwody wtórne istniejącego transformatora 110/20kV T-1: Zabezpieczenia fabryczne transformatora: - Gazowo-przepływowe kadzi, - Przepływowe komory przełącznika zaczepów, - Temperaturowe dwustopniowe kadzi. Zabezpieczenia elektryczne. - Na tablicy przekaźnikowo-sterowniczej P-11 zabezpieczeń transformatora T-1 zespół zabezpieczeń serii SMAZ typu ZT-24 (zabezpieczenie różnicowo-prądowe oraz nadmiarowoprądowe strony 110kV). Wraz z zabezpieczeniem ZT-24 na tablicy P-11 są zamontowane transformatory dopasowujące zabezpieczenia różnicowo-prądowego, przekaźniki pomocnicze, nakładki wyboru trybu pracy LRW oraz sygnalizacji Up od RN, podstawy Strona 2 z 7

3 bezpiecznikowe zabezpieczeń obwodów pomocniczych, aparatura pomiarów, sygnalizacji i sterowania lokalnego wyłącznikami pól 110kV i 20kV transformatora T-1. - Na tablicy przekaźnikowo-sterowniczej P-14 zabezpieczenie autonomiczne transformatora T- 1 typu ODR-2WA, przekaźniki pomocnicze, aparatura lokalnego sterowania automatyką chłodzenia transformatora, - Na tablicy przekaźnikowo-sterowniczej P-15 automatyki ARN transformatorów T-1 i T-2, regulatory napięcia transformatora typu RMT, wskaźniki numeru zaczepu transformatora typu WP-EC 01, aparatura pomiarowa, sygnalizacyjna i sterownicza do kontroli i lokalnego sterowania przełącznikami zaczepów transformatorów T-1 i T-2. - We wnęce przekaźnikowej pola nr 9 rozdzielni 20kV: zespół zabezpieczeń strony SN transformatora serii SMAZ typu ZT-12, nakładki wyboru trybu pracy automatyki ZSZ i LRW, podstawy bezpiecznikowe zabezpieczeń obwodów pomocniczych 220 V DC i obwodu zbrojenia napędu wyłącznika 20kV,sterownik ręczny wyłącznika 20kV,analizator parametrów jakościowych energii elektrycznej typu As3-PlusTwelve. 5. Wymagany stan docelowy Wymagania ogólne Na stanowisku T-1 należy zabudować transformator o parametrach jak w załączonej specyfikacji (DTR transformatora TJRc 25000/115 nr fabr. 0888) Na oszynowaniu 20kV transformatora zabudować nowe ograniczniki przepięć. Ograniczniki przepięć powinny być dobrane jak dla sieci o napięciu znamionowym 20kV, pracującej z punktem neutralnym uziemionym przez zespół kompensacji prądu pojemnościowego sieci z automatyką wymuszania składowej czynnej w prądzie ziemnozwarciowym AWSC Pozostawić istniejące przekładniki prądowe w polach transformatora 150/5 A w polu 110kV i 800/5 A w polu 20kV W polu 20 kv zamontować nowy przekładnik napięciowy automatyki ARN o znamionowej przekładni 22/0,11 kv z ochroną bezpiecznikową uzwojenia pierwotnego. Aparatura pomiarowa w polu 20kV transformatora powinna być dobrana do napięcia znamionowego międzyfazowego transformatora, wynoszącego 22kV Z tablicy przekaźnikowej P11 zdemontować zespół zabezpieczeń ZT-24 wraz z przekładnikami dopasowującymi, przekaźnikami pomocniczymi, listwami i oprzewodowaniem. Wykonać konserwację tablicy sterowniczo-przekaźnikowej P11. Na tablicy P11 zabudować cyfrowe zabezpieczenie różnicowo-prądowe oraz cyfrowe zabezpieczenie nadmiarowo-prądowe z funkcjami sterownika polowego. Zabezpieczenie podstawowe i rezerwowe zabudować w układzie natablicowym. W obwodach pomiarowych i wykonawczych zabezpieczeń zabudować listwy kontrolno-pomiarowe. Wyposażyć tablicę w nowe listwy zaciskowe. Obwody pomocnicze 220VDC sterowania i sygnalizacji zabezpieczyć rozłącznikami bezpiecznikowymi. Typ wkładek bezpiecznikowych powinien być zgodny ze standardem stosowanym w Oddziale jeleniogórskim TD S.A. Zabudować nowe, ręczne sterowniki wyłączników pól 110 i 20kV W obwodach wykonawczych zabezpieczenia przepływowego kadzi, zabezpieczenia przepływowego przełącznika zaczepów oraz zaworu ciśnieniowego kadzi (zabezpieczeń fabrycznych działających na obustronne wyłączenie transformatora) zastosować szybkie przekaźniki pomocnicze. Sygnały działania zabezpieczeń gazowo-przepływowych i ciśnieniowych transformatora powinny być zapisywane w rejestratorze zakłóceń podstawowego zespołu zabezpieczeń. Zbiorcza informacja o ich zadziałaniu, uzupełniona o sygnały zadziałania zabezpieczenia podstawowego, powinna być dostępna do wykorzystania w cyfrowym zespole sterownika pola 110kV (rezerwowy zespół zabezpieczeń) Sygnały działania zabezpieczenia temperaturowego, sygnały kontroli poziomu oleju w konserwatorach oraz sygnały ostrzegawcze odwilżaczy mogą być zapisywane w cyfrowym zespole sterownika pola 110kV transformatora (rezerwowy zespół zabezpieczeń) Na tablicy P15 wymienić regulator napięcia transformatora typu RNT na nowy, przystosowany do współpracy z telemechaniką cyfrową. Za pomocą przycisków podświetlanych zrealizować funkcje lokalnego blokowania i odblokowywania ARN. Strona 3 z 7

4 Zrealizować funkcje zdalnego programowania pracy ARN (regulacja automatyczna zablokowana/odblokowana, sterowanie ręczne przełącznikiem zaczepów w trybie zablokowanym ARN, nocna korekta napięcia zadanego -5% załączona/wyłączona) Zrealizować zdalny telepomiar numeru zaczepu i kasowalnego licznika przełączeń Na tablicy sterowniczo-przekaźnikowej P14 zdemontować istniejące zabezpieczenie autonomiczne wraz z oprzewodowaniem. Wykonać konserwację tablicy. Zabudować nowe, cyfrowe zabezpieczenie autonomiczne Uruchomić komunikację zabezpieczeń cyfrowych i regulatora ARN ze sterownikiem obiektowym telemechaniki według IEC z zastosowaniem światłowodów szklanych Uruchomić łącze inżynierskie (port RS485 lub LAN w cyfrowych zespołach zabezpieczeń) przy wykorzystaniu sieci teleinformatycznej Ethernet Na tablicy sterowniczo-przekaźnikowej P14 pozostawić unieczynnioną aparaturę sterowania automatyką chłodzenia. Wykonać lokalną wizualizację pomiaru temperatury oleju w transformatorze. Zaprojektować obwody do lokalnej wizualizacji pomiaru temperatury uzwojeń i rdzenia transformatora. Przewidzieć pełną telemechanikę układu kontroli temperatury transformatora. Wizualizację pomiaru temperatury transformatora zrealizować w systemie SYNDIS We wnęce przekaźnikowej pola 20kV transformatora T-1 (R9) zdemontować istniejący zespół zabezpieczeń typu ZT-12 SMAZ, wykonać konserwację wnęki przekaźnikowej, zabudować nowe zabezpieczenie cyfrowe z funkcją sterownika pola. Uzupełnić wyposażenie pola w celu odwzorowania w sterowniku polowym położenia wszystkich łączników 20kV zabudowanych w polu. Z zastosowaniem światłowodów szklanych uruchomić cyfrową komunikację zabezpieczenia ze sterownikiem obiektowym telemechaniki według IEC Wymienić kable i przewody obwodów wtórnych transformatora, obwodów przekładnika napięciowego 20kV oraz obwodów na tablicach sterowniczo-przekaźnikowych transformatora Powiązać obwody wtórne pól transformatora z obwodami blokad, obwodami okrężnymi i obwodami centralnej sygnalizacji Zrealizować zdalny i lokalny pomiar mocy 3-fazowej czynnej i biernej, prądów fazowych i napięć międzyfazowych w polu SN transformatora W polach 110 kv w celu realizacji pomiarów lokalnych, należy zastosować cyfrowe mierniki tablicowe Zrealizować telemechanikę pól transformatora: odwzorowanie położenia wszystkich łączników WN i automatyk dwubitowo, pobudzenia poszczególnych członów zabezpieczeń, w tym pobudzenia I> w fazach, zadziałania poszczególnych funkcji zabezpieczeniowych, sygnalizacja nienormalnej pracy zabezpieczeń, sygnalizacja zaniku napięć sterowniczych, sterowanie wszystkimi łącznikami z napędem elektrycznym, sterowanie PPZ, sterowanie automatyką ARN, kasowaniem sygnalizacji zabezpieczeń, pomiar mocy czynnej i biernej, prądów fazowych i napięć międzyfazowych w polach 110kV i 20kV transformatora Wymagania ogólne dla zespołów zabezpieczeń i automatyk Polskojęzyczne menu urządzenia Program do obsługi nastaw, konfiguracji i rejestracji w języku polskim Instrukcje obsługi w języku polskim Zgodność z wymaganiami norm polskich i europejskich szczególnie w zakresie odporności na zakłócenia elektromagnetyczne i elektrostatyczne Potwierdzenie w dokumentacji oferowanych urządzeń zgodności z normami EN , EN , IEC , IEC Zespoły zabezpieczeń i automatyk muszą być wyposażone w odpowiednią dla realizacji sterowania, sygnalizacji oraz automatyk stacyjnych liczbę wejść i wyjść dwustanowych W obwodach pomiarowych i wykonawczych zespołów zabezpieczeń należy zastosować listwy probiercze umożliwiające wykonywanie pomiarów i badań eksploatacyjnych zabezpieczeń Należy przewidzieć możliwość sterowania lokalnego i zdalnego wszystkimi łącznikami wyposażonymi w napędy elektryczne. Sterowanie zdalne wykonywać poprzez zabezpieczenia spełniające rolę sterowników polowych. Powinna istnieć możliwość rezerwowego lokalnego sterowania łącznikami bez udziału sterownika polowego. Strona 4 z 7

5 Zabezpieczenia powinny być wyposażone w zestaw wskaźników optycznych (LED) do sygnalizacji pobudzeń i działania poszczególnych funkcji zabezpieczeniowych Należy zastosować elektryczne i logiczne blokady łączników Należy zapewnić dostarczenie kompletu oprogramowania (wraz z ewentualnymi licencjami) do konfiguracji, nastawiania i odczytywania danych dla całej programowalnej aparatury. Oprogramowanie powinno być dostarczone na oryginalnych nośnikach od producenta aparatury Należy zapewnić jednolitość i spójność systemu zabezpieczeń cyfrowych na poziomie stacji Dla zabezpieczenia poszczególnych pól rozdzielni 110 kv należy zastosować dwa niezależne układy zabezpieczeń: podstawowy i rezerwowy z separacją elektryczną i mechaniczną W każdym polu jedno z zabezpieczeń powinno realizować funkcje sterownika polowego. Dopuszcza się rozdzielenie funkcji sterowniczych i zabezpieczeniowych w polu na dwa niezależne urządzenia W polach 110kV rolę sterowników polowych powinny spełniać zabezpieczenia rezerwowe. Zabezpieczenia te powinny być wyposażone w wyświetlacz graficzny odwzorowujący stan łączników w polu oraz pomiary. Zabezpieczenia pól 20kV powinny realizować funkcje sterowników polowych Liczba przekaźników pomocniczych powinna być ograniczona. Szybkie przekaźniki pomocnicze w obwodach sterowania powinny chronić styki wykonawcze zespołu zabezpieczeń nie powodując utraty funkcjonalnej w przypadku uszkodzenia przekaźnika Możliwość definiowania własnych logik (poprzez programowalną logikę działania) Rejestrator zakłóceń - gromadzący dane z co najmniej 5 ostatnich zakłóceń, umożliwiający konwersję zarejestrowanych przebiegów do formatu COMTRADE. Po zapełnieniu pamięci rejestrator powinien nadpisywać najstarsze zapisane dane Rejestrator zdarzeń z cechą czasu Możliwość swobodnej konfiguracji wskaźników optycznych sygnalizacji lokalnej, Możliwość swobodnej konfiguracji wejść i wyjść binarnych urządzenia Zegar wewnętrzny każdego zespołu zabezpieczeń powinien być synchronizowany centralnie czasem systemu dyspozytorskiego Zabezpieczenie podstawowe w polu 110kV Zabezpieczenie podstawowe powinno realizować funkcje zabezpieczenia różnicowoprądowego wzdłużnego z układami blokowania funkcji różnicowo-prądowej od prądu drugiej i piątej harmonicznej, uwzględniające upływ prądu w punkcie gwiazdowym uzwojenia 110kV transformatora. Powinno realizować funkcje rezerwowego zabezpieczenia nadmiarowoprądowego w przypadku usterki w obwodach pomiarowych oraz w przypadku przekroczenia nastawialnej wartości prądu różnicowego. Zabezpieczenie powinno kontrolować ciągłość podstawowego obwodu wyłączającego wyłącznika 110kV. Zabezpieczenie działa na wyłączenie obustronne transformatora Pobudzenie członu nadprądowego I> w fazie L Pobudzenie członu nadprądowego I> w fazie L Pobudzenie członu nadprądowego I> w fazie L Pobudzenie zabezpieczenia różnicowo-prądowego ΔI> Zadziałanie zabezpieczenia różnicowo-prądowego ΔI>t Zadziałanie zaworu ciśnieniowego bezpieczeństwa ZUB Zadziałanie zaworu zwrotnego konserwatora ZOK Zadziałanie zabezpieczenia gazowego kadzi BT Zadziałanie zabezpieczenia przepływowego kadzi BT Zadziałanie zabezpieczenia przepływowego przełącznika zaczepów BPZ Pobudzenie ogólnej sygnalizacji Aw Usterka w obwodach pomiaru prądu Brak ciągłości podstawowego obwodu wyłącz COW Zanik napięcia pomocniczego lub uszkodzenie zespołu zabezpieczeń Strona 5 z 7

6 5.4. Zabezpieczenie rezerwowe w polu 110kV Zabezpieczenie rezerwowe powinno realizować funkcje zabezpieczenia nadmiarowo-prądowego oraz funkcje sterownika pola 110kV transformatora. Zabezpieczenie powinno kontrolować ciągłość rezerwowego obwodu wyłącz wyłącznika 110kV. Zabezpieczenie działa na wyłączenie obustronne transformatora. Zabezpieczenie realizuje współpracę z automatyką SZR rozdzielni 20kV w zakresie ( wystawia sygnał gotowości pola do załączenia, wystawia sygnał stanu wyłącznika 110kV w pozycji załączony, wystawia sygnał zadziałania zbiorczy od kryteriów strony 110kV, odbiera komendę załączenia wyłącznika 110kV) Pobudzenie zabezpieczenia nadmiarowo-prądowego I>> w fazie L1 lub L2 lub L Pobudzenie członu nadprądowego IN> w punkcie gwiazdowym N Zadziałanie zabezpieczenia nadmiarowo-prądowego I>>t Zadziałanie zabezpieczenia nadmiarowo-prądowego zwarciowego I>>>t Zadziałanie zabezpieczenia temperaturowego transformatora TK1> Zadziałanie zabezpieczenia temperaturowego transformatora TK2> Pobudzenie ogólnej sygnalizacji Aw Pobudzenie LRW sekcji rozdzielni 110kV Przeciążenie transformatora I>t (na sygnał) Brak ciągłości rezerwowego obwodu wyłącz COW Rozbrojony napęd wyłącznika RN Obniżka ciśnienia SF6 w wyłączniku SF6< Usterka w obwodach zasilania napędów odłączników lub uziemników 110kV Zanik napięcia sygnalizacyjnego (+)(-)< Zanik napięcia pomocniczego lub uszkodzenie zabezpieczenia BS 5.5. Zabezpieczenie autonomiczne Zabezpieczenie autonomiczne powinno realizować funkcję zabezpieczenia nadmiarowoprądowego zwłocznego również przy braku napięcia pomocniczego 220V DC. Zabezpieczenie działa na wyłączenie transformatora w polu 110kV Zadziałanie zabezpieczenia autonomicznego I>t Uszkodzenie zabezpieczenia autonomicznego 5.6. Automatyka regulacji napięcia ARN Zespół automatyki regulacji napięcia transformatora powinien spełniać wymagania ogólne dla cyfrowych zespołów zabezpieczeń i automatyk. Powinien współpracować z systemem nadzoru dyspozytorskiego poprzez połączenie światłowodem szklanym wg IEC oraz z łączem inżynierskim. Powinien realizować funkcję stabilizacji napięcia wyjściowego transformatora z kompensacją prądu obciążenia. Powinien współpracować z przełącznikiem podobciążeniowym transformatora w zakresie dopasowania strefy nieczułości oraz parametrów blokady nad- i pod-napięciowej Blokada nadnapięciowa U>> Blokada podnapięciowa U<< Skrajny zaczep górny Skrajny zaczep dolny Pobudzenie regulacji w górę Pobudzenie regulacji w dół Sterowanie w górę Sterowanie w dół Aktywna korekta napięcia -5% Awaria ARN Tryb regulacji ręcznej Tryb regulacji automatycznej Strona 6 z 7

7 5.7. Zabezpieczenie nadmiarowo-prądowe w polu 20kV Zespół zabezpieczeń pola 20kV powinien realizować funkcje zabezpieczenia nadmiarowoprądowego oraz funkcje sterownika pola 20kV transformatora. Zabezpieczenie powinno kontrolować ciągłość obwodów wyłącz wyłącznika 20kV. Zabezpieczenie działa na wyłączenie transformatora w polu 20kV. Zespół zabezpieczeń pola 20kV musi realizować dwustopniowe zabezpieczenie nadmiarowo-prądowe zwłoczne, uproszczone zabezpieczenie szyn sekcji rozdzielni 20kV, funkcję szybkiego wyłączenia przy załączeniu na zwarcie, zabezpieczenie ziemnozwarciowe pola 20kV działające na sygnał oraz współpracę z automatyką SZR i LRW rozdzielni 20kV. W zabezpieczeniu powinien być dostępny bezzwłocznie zbiorczy sygnał zadziałania kryteriów zabezpieczeń strony 110kV Pobudzenie zabezpieczenia nadmiarowo-prądowego I> w fazie L Pobudzenie zabezpieczenia nadmiarowo-prądowego I> w fazie L Pobudzenie zabezpieczenia nadmiarowo-prądowego I> w fazie L Zadziałanie zabezpieczenia nadmiarowo-prądowego I>t Zadziałanie zabezpieczenia nadmiarowo-prądowego I>>t Zadziałanie zabezpieczenia szyn ZSZ sekcji rozdzielni 20kV Zadziałanie automatyki LRW sekcji rozdzielni 20kV Zadziałanie zabezpieczenia ziemnozwarciowego IN>t Wyłączenie przez SZR Załączenie przez SZR Brak ciągłości w obwodach wyłącz Pobudzenie ogólnej sygnalizacji Aw Zakres sygnalizacji lokalnej i zdalnej w systemie PRINS z nowych zespołów zabezpieczeń pól transformatora 110kV projektant uzgodni z TAURON Dystrybucja SA Oddział w Jeleniej Górze. Strona 7 z 7