Анализ особенностей энергосистемы

Аннотация

 

В курсовом проекте произведен анализ существующей системы электроснабжения подстанции 35/6 кВ. Руководствуясь требованиями ПУЭ, выбраны виды релейной защиты и автоматики на базе линейки микропроцессорных устройств SIPROTEC 4 производства компании Siemens. Для каждого присоединения произведен расчет уставок релейной защиты и автоматики.

 

 

Содержание

Аннотация. 2

Содержание. 3

1. ВВЕДЕНИЕ. 5

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ. 6

3. ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ. 6

4. Анализ системы электроснабжения и разработка технических рекомендаций по организации РЗиА.. 7

4.1 Анализ особенностей энергосистемы.. 7

4.2 Описание микропроцессорных защит SIPROTEC 4. 9

5. МЕТОДИКА РАСЧЕТА УСТАВОК РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ.. 12

5.1 Расчёт уставок РЗ. 12

5.2 Максимальная токовая защита. 13

5.3 Токовая отсечка. 17

5.4 Защита силовых трансформаторов. 19

5.5 Требования к защитам от замыканий на землю в сетях 6-35 кВ.. 21

5.6 Релейная защита электродвигателей. 23

5.7 Защита батарей статических конденсаторов. 25

6. МЕТОДИКА РАСЧЕТА УСТАВОК АВТОМАТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ 28

6.1 Выбор устройств автоматики, устанавливаемых на оборудовании подстанции 28

6.2 Выбор типа АПВ. Расчёт параметров срабатывания пусковых и контрольных органов АПВ.. 29

6.3 АВР на трансформаторах подстанции. Расчёт параметров срабатывания пусковых органов АВР. 30

7. РАСЧЕТ УСТАВОК ТОКОВЫХ ЗАЩИТ. 32

7.1 Расчет уставок МТЗ. 32

7.2 Расчет МФТО.. 34

7.3 Защита силовых трансформаторов. 36

7.4 Расчет уставок защиты двигателей. 37

7.5 Расчет уставок защиты батарей статических конденсаторов. 38

7.6 Выбор предохранителей. 40

7.7 Согласование предохранителей с вышестоящими защитами. 40

7.8 Выбор уставок срабатывания УРОВ.. 41

7.9 Выбор уставок срабатывания ЛЗШ... 41

8. РАСЧЕТ УСТАВОК ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ.. 43

8.1 Расчёт параметров срабатывания пусковых и контрольных органов АПВ 43

8.2 Расчёт параметров срабатывания пусковых органов АВР. 45

Вывод по проделанной работе. 46

Список литературы.. 47

1. ВВЕДЕНИЕ

В данном курсовом проекте произведен обзор средств РЗиА производителя Siemens. Выбраны типы терминалов для каждого присоединения на базе линейки устройств SIPROTEC 4. На основании существующих методик произведен расчет уставок микропроцессорных защит и автоматики. Составлена карта селективности работы защит подстанции 35/6 кВ.

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Исходные данные к курсовому проекту представлены в виде схемы электроснабжения участка, схем замещения, данных по расчёту токов короткого замыкания в минимальном режиме работы энергосистемы и параметров оборудования.

 

3. ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Для данной схемы электроснабжения объекта следует спроектировать и рассчитать устройства РЗиА следующих элементов: трансформаторов ГПП, распределительных линий, СД и АД, батарей статических конденсаторов, трансформаторных подстанций, воздушных линий, питающих ГПП. Необходимо выполнить следующее:

– определить типы защит от возможных повреждений каждого из вышеперечисленных элементов схемы;

– наметить места установки защит и выбрать исполнение схемы каждой из защит;

– на основании данных по токам короткого замыкания рассчитать уставки срабатывания защит;

– выбрать измерительные трансформаторы тока и напряжения;

– выбрать типы реле для схемы РЗ и рассчитать их параметры для каждого типа РЗ;

– составить карту селективности действия выбранных типов защит;

– выбрать защиту от понижения напряжения для электродвигателей при необходимости;

– выбрать тип и схему автоматики элемента схемы электроснабжения, дать обоснование выбранной схемы;

– приняв сопротивление энергосистемы на 10% меньше, проверить отходящие с ГПП подстанции линии и измерительные трансформаторы тока по условиям термической и электродинамической стойкости.

4. Анализ системы электроснабжения и разработка технических рекомендаций по организации РЗиА

Расчёт уставок РЗ

Расчёт релейной защиты заключается в выборе рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) микропроцессорных терминалов «SIPROTEC 4».

Выбор рабочих характеристик и уставок РЗА производится в расчёте на «наихудший случай», учитывая, что неправильное действие РЗА может привести к нарушению электроснабжения. Ущерб от неселективного срабатывания и, тем более, от отказа РЗА может вызвать непредвиденные тяжелые последствия и для потребителей, и для электроснабжающего предприятия.

Для обеспечения селективности РЗ рабочие уставки защит с относительной селективностью на смежных элементах (линиях, трансформаторах) должны быть согласованы между собой. Для максимальных токовых защит речь идет о согласовании по току (чувствительности) и по времени.

В общем случае релейная защита не должна ограничивать возможности полного использования основного электрического оборудования сети. Однако, при разработке режимов работы сети, в свою очередь, должны учитываться и технические возможности типовых устройств релейной защиты.

Необходимо комплексное рассмотрение вопросов релейной защиты и противоаварийной автоматики сети (АПВ, АВР).

Максимальная токовая защита

Максимальная токовая защита линий получила наибольшее распространение в радиальных сетях с одним источником питания. Селективность максимальной токовой защиты обеспечивается соответствующим выбором тока и времени срабатывания.

Ток срабатывания защиты выбирается больше максимального рабочего тока защищаемой линии. При этом защита обычно чувствительна к коротким замыканиям на предыдущих участках сети.

Параметрами срабатывания максимальной токовой защиты являются ток I _сз и время t _сз срабатывания защиты.

Время срабатывания (выдержка времени) защиты i -й линии в общем случае выбирается на ступень селективности Δ t больше наибольшей выдержки времени t _{сз(i -1) max} – предыдущих защит:

. (1)

В зависимости от используемых аппаратов (выключателей и реле), Δ t может иметь различные значения. При использовании вторичных реле косвенного действия Δ t не превышает 0,2-0,6 с. При использовании менее точных реле прямого действия Δ t может достигать 0,8-1 с.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты (I _сз) – это минимальный ток в фазах линии, при котором приходит в действие пусковой орган защиты. Ток I _сз выбирается больше максимального рабочего тока защищаемой линии с учётом необходимости возврата защиты после отключения КЗ защитой предыдущего участка сети. I _сз должен быть меньше I _кз.

Важным условием является обеспечение несрабатывания МТЗ при максимальных токах (Imaxнагр) и пусковых токов (Iпуск) нагрузки.

 

. (2)

где k _сз≥1,1÷1,3 – коэффициент самозапуска двигательной нагрузки, учитывает возрастание рабочего тока (I_{max нагр}) за счёт одновременного пуска всех тех электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время КЗ.

k _в<1, для аналоговых МТЗ РТ-40, 80, 90 0,8 0,85 k _в =0,8÷0,85, РТВ k _в=0,6÷0,7; для микропроцессорных защит k _в =0,92÷0,95 (в зависимости от типа МПС РЗиА).

k _н – коэффициент надёжности, учитывает погрешность в определении I _вз (для МПС РЗиА: k _н =1,1 для реле SEPAM, SPAC, SPAM; k _н =1,2 – MICOM; k _н =1,3 – REF; для аналоговых электромеханических реле РТ‑40, 80, 90 k _н =1,1÷1, 2 и РТВ – k _н =1,2÷1, 4).

Зная величину I _сз, можно определить I _ср – ток срабатывания реле, как ток I _сз, пересчитанный на вторичную обмотку ТТ:

, (3)

где – коэффициент схемы, зависящий от схемы соединения ТТ и обмоток реле, и равный отношению тока в реле ко вторичному току ТТ, k _сх = 3 при соединении вторичных обмоток ТТ треугольником и k _сх =1 – при соединении обмоток звездой; k _ТТ – коэффициент трансформации ТТ. По рассчитанному значению I _ср определяют I _уст – ток уставки. У части токовых реле I _уст регулируется плавно (реле РТ-40), у других – ступенчато (реле РТ-80), при этом округление I _ср до I _уст производится в большую сторону.

Коэффициент чувствительности (k _ч) защиты характеризует отношение величины контролируемого параметра в режиме КЗ к величине порога срабатывания защиты, т.е. k _ч

определяет, во сколько раз минимальный ток КЗ больше I _сз:

, (4)

где k _ч≥1,5 для основных защит, и k _ч≥1,2 для резервной защиты.

В том случае, когда от отходящей линии подключено несколько потребителей, которые получают питание через понижающие трансформаторы, то для расчёта I _сз встаёт задача определения максимального тока нагрузки в линии. Так как на практике такие данные часто отсутствуют, ток нагрузки выбирают приближённо по сумме всех номинальных токов потребителей с учётом коэффициента загрузки (k _загр), при этом k _загр выбирается равным 1,4.

Если линия электропередач питает нефтепромысловую нагрузку, состоящую из КТП 6(10)/0,4 кВ, то расчёт предлагается выполнять по формуле:

, (5)

где − суммарная номинальная мощность всех КТП, кВА; U _тр – номинальное напряжение высокой стороны КТП, кВ.

Согласование защит по чувствительности производится таким образом, чтобы предыдущая защита не срабатывала, если не работает последующая:

, (6)

где k _н.с − коэффициент надёжности согласования. Значение данного коэффициента зависит от типа токовых реле и принимаются в пределах от 1,1 (при согласовании МПС РЗиА между собой и с реле РТ-40) и до 1,3≥1,4 (при согласовании МПС РЗиА с реле типа РТВ); k _р − коэффициент токораспределения, который учитывается только при наличии нескольких источников питания, при одном источнике питания равен 1; − наибольшая из геометрических сумм токов срабатывания максимальных токовых защит параллельно работающих предыдущих элементов n; − геометрическая сумма максимальных значений рабочих токов всех предыдущих элементов (N), за исключением тех, с защитами которых производится согласование (n). При примерно однородной нагрузке допустимо арифметическое сложение вместо геометрической суммы, что создаст некоторый расчётный запас.

Токовая отсечка

Токовые отсечки (ТО) являются разновидностью токовой защиты. Используются в качестве первых ступеней токовых защит. Различают ТО без выдержки времени (мгновенного действия) и с выдержкой времени.

ТО мгновенного действия

Ток I _сз выбирают таким образом, чтобы защита отключала КЗ на своей линии и не отключала на соседней, т.е.: I _сз > I _кз, где I _кз – максимальное значение I _кз при КЗ в начале следующей ЛЭП.

I _сз = k _н I _кз, (7)

В расчётах всегда используют максимальное значение тока КЗ (I ⁽³⁾_кз), т.к. если расчёт будет произведён по меньшему значению тока КЗ (например, I⁽²⁾_кз), то возможно неселективное действие ТО при КЗ на последующей линии.

Точка, в которой I _сз = I _кз, делит линию на две части: где I _сз < I _кз – зона работы защиты и, где I _сз > I _кз – «мёртвая зона» и защита не работает. Наличие «мёртвой зоны» является недостатком ТО. Величина такой зоны может быть определена следующим образом:

. (8)

Допустимо применение ТО, если её зона охватывает более 20% от длины линии.

При расчете токовой отсечки ЛЭП, по которой питается несколько трансформаторов, чтобы обеспечить несрабатывание ТО при КЗ за каждым из трансформаторов. Дополнительно проверить надёжность несрабатывания ТО от суммарного значения броска тока намагничивания всех трансформаторов, подключённых к защищаемой ЛЭП. Условие отстройки ТО от бросков тока намагничивания трансформаторов имеет вид:

, (9)

где – сумма номинальных токов всех трансформаторов, которые могут одновременно включаться под напряжение по защищаемой линии.

ТО с выдержкой времени

Для защиты части линии, не попавшей в зону ТО, применяют ещё одну ТО с выдержкой времени, которая выступает в качестве второй зоны токовой защиты.

Ток I _сз выбирают с учётом охвата всей защищаемой линии. Для этого ток срабатывания I _сз согласуют с током срабатывания мгновенной ТО следующей линии:

. (10)

Время t _сз(n) так же согласуется со временем t _{сз(n -1}):

, (11)

где Δ t – ступень селективности.

Требования к защитам от замыканий на землю в сетях 6-35 кВ

В электрических сетях 6-35 кВ России, работающих, как правило, с изолированной или компенсированной нейтралью, значения токов однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) невелики, они не превышают 20 ÷ 30 А.

Фазы всех линий имеют емкость С по отношению к земле. Ёмкости всех присоединений в двух неповрежденных фазах C _0Σ определяют установившееся значение суммарного ёмкостного тока сети:

. (13)

Значение ёмкостного тока линии и, соответственно, суммарного ёмкостного тока линий всей сети можно ориентировочно определить по эмпирическим формулам:

1. Для кабельных сетей:

; (14)

2. Для воздушных сетей:

, (15)

где U _н – номинальное напряжение сети (6 или 10 кВ), l _Σ – суммарная длина линий (км).

Для более точной оценки значения ёмкостного тока кабельной линии можно использовать таблицы (см. таблицу 1), где приведены удельные значения емкостных токов в амперах на километр в зависимости от сечения кабеля и номинального напряжения сети.

Для воздушных сетей 6-35 кВ с изолированной нейтралью известна и другая аналогичная эмпирическая формула:

. (16)

Более точно I_{C Σ} можно определить экспериментально (что и требуется делать регулярно, т.к. протяженность сети изменяется в течение эксплуатационного периода).

Работа сети в режиме с изолированной нейтралью допускается ПУЭ в тех случаях, когда суммарный ёмкостной ток I_{C Σ} не превышает 30 А для сети 6 кВ, 20 А - для сети 10 кВ, 15 А - для сети 15-20 кВ и т.д.

Исключение составляют воздушные сети 6-35 кВ на железобетонных и металлических опорах, где суммарный емкостной ток при замыкании на землю не должен превышать 10 А.

Таблица 1. Удельные значения ёмкостных токов в кабельных сетях (А/км)

Сечение жил кабеля, мм^2	Удельное значение ёмкостного тока Ic, А/км, при напряжении сети
	6 кВ	10 кВ
	0,40	0,55
	0,50	0,65
	0,58	0,72
	0,68	0,80
	0,80	0,92
	0,90	1,04
	1,00	1,16
	1,18	1,30
	1,25	1,47
	1,45	1,70

Селективная работа защиты в режиме изолированной нейтрали может быть обеспечена при условии, когда суммарный ёмкостной ток сети I_{C Σ} (минимально возможный из всех режимов работы сети) существенно превышает собственный ёмкостной ток любого фидера I_{с .фид.макс} (при внешнем ОЗЗ).

Ток срабатывания защиты определяется по формуле:

. (17)

Защита должна работать с минимальной выдержкой времени 500 мс.

Емкостной ток электродвигателя (при внешнем ОЗЗ) можно ориентировочно определить по эмпирической формуле при U _н.дв = 6кВ:

(18)

Где S _{н дв} – номинальная мощность двигателя, МВА.

Расчет уставок МТЗ.

Рассчитаем МТЗ для фидера №6. По формуле (5) максимальный рабочий ток в линии:

По формуле (2) ток срабатывания защиты:

,

где k _н=1,1, k _в=0,935, k _сз=1,1 – коэффициенты надежности, возврата и самозапуска для терминалов SIPROTEC 4.

Ток срабатывания реле по формуле (3):

,

где k _сх=1 для соединения обмоток звезда-звезда, k _TT=20 – коэффициент трансформации трансформатора тока на 6 фидере.

Так как шаг выставления уставки лдя терминалов SIPROTEC 4 составляет 0,05 А, необходимо произвести округление вторичной уставки до ближайшего большего кратного 0,05.

Принятый ток срабатывания реле:

I _ср=4,85 А

Принятый ток срабатывания защиты:

Коэффициент чувствительности по формуле (4):

,

где А – двухфазный ток короткого замыкания КТП-0606, являющейся самой дальней от подстанции.

Коэффициент чувствительности для основных защит по требования ПУЭ должен удовлетворять условию . Данная защита соответствует этому требованию.

Время срабатывания защиты по формуле (1) принимаем t _сз6=Δ t =0,3 сек., где Δ t =0,3 сек. – ступень селективности для микропроцессорных защит SIPROTEC 4.

Расчёты МТЗ для остальных фидеров и вводов подстанции сведены в приложение №1. Расчёт для секционного выключателя на фидере 12 ведется по формулам (6), (4). Из двух секций шин наибольшая сумма рабочих токов на секции шин №2, поэтому защита отстраивается от нее (наибольший ток срабатывания защиты на фидере №18). Расчёт для вводных выключателей 6 кВ ведется по формулам (6), (4). Для 9 и 16 ячеек защиту по току считаем без учета секционного выключателя, за максимальный ток срабатывания нижестоящей защиты принимаем ток на фидере №5. Защита на секционном выключателе по верхней стороне напряжения рассчитывается, исходя из номинального тока трансформаторов. Защиту на вводах отстраиваем от тока срабатывания защиты секционного выключателя СМВ-35 и от номинального тока трансформаторов (максимальный режим работы системы).

 

Расчет МФТО

Рассчитаем ТО для фидера №6.

Рассчитаем бросок тока намагничивания:

Токи замыканий приведены в приложении. ТО отстраиваем по току трехфазного короткого замыкания на верхней стороне самой дальней КТП (КТП-0606 для данного фидера), так как ток намагничивания меньше тока короткого замыкания. В случаях, когда ток намагничивания больше тока КЗ отстраиваем защиту от тока намагничивания. ТО без выдержки времени по формуле (7):

Определим величину защищаемой зоны по формуле (8):

,

где - сопротивление линии, равное разности сопротивления до точки короткого замыкания и сопротивления до шин, к которым присоединена защищается линия.

Зона ТО охватывает больше 20% линии, следовательно, ее применение целесообразно.

Рассчитаем коэффициент чувствительности данной ТО по формуле (4), проверка ТО ведется по току двухфазного короткого замыкания на шинах ПС:

.

Защита проходит по коэффициенту чувствительности.

Расчёт ТО с выдержкой времени ведется, чтобы защитить оставшиеся 16,72 % линии. При этом рассчитываем ТО по току трехфазного короткого замыкания на нижней стороне КТП. Пересчитаем ток КЗ на базовое напряжение 6.3 кВ:

А.

По формуле (10):

В случае когда ток МФТО с выдержкой времени меньше тока срабатывания защиты МТЗ необходимо отстроить его от МТЗ с учетом коэффициента согласования.

Для остальных фидеров расчет ТО сведен в приложение 2. Если ТО без выдержки времени на фидере не проходит по условию защищаемости линии либо по коэффициенту чувствительности, то рассчитываем только ТО с выдержкой времени по току трехфазного короткого замыкания на нижней стороне самой дальней КТП линии.

Выбор предохранителей.

Для селективной работы предохранителей КТП с уставками РЗиА ячеек РП 6 кВ необходимо провести их согласование.

Изначально определим номиналы предохранителей который установим для защиты трансформаторных подстанций.

Предохранители КТП выбираються исходя из номинального тока трансформатора как правило номинал предохранителей в 2 раза выше номинального тока трасформатора.

Для примерапроизведем выбор предохранителя для трансформатора мощностью 100 кВА.

Выбираем предохранитель ПКТ-6-20 на номинальное напряжение 6 кВ с рабочим током 20 А.

Для остальных КТП выбор предохранителей произведен аналогично, результаты сведены в приложение 4..

 

Вывод по проделанной работе

В данной курсовой работе была рассчитана защита ПС 35/6 кВ на базе микропроцессорных терминалов SIPROTEC 4. Данное устройство защиты позволяет осуществить защиту линий, силовых трансформаторов, и различных электродвигателей. На базе этих терминалов были рассчитаны необходимые токовые защиты подстанции. Все защиты удовлетворяют правилам устройства электроустановок по чувствительности, а так же обладают должной селективностью. Для обеспечения большей надёжности питания потребителей были рассчитаны уставки автоматики повторного включения и автоматического ввода резерва.

Список литературы

1. Правила устройства электроустановок. Издание седьмое, переработанное и дополненное с изменениями. – М.: Главгосэнергонадзор России, 2004.

2. А.В. Ромодин, А.В. Кухарчук. Конспект лекций по дисциплине «Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения». – Пермь, 2009.

3. Каталог SIPROTEC 4. Устройства релейной защиты.– М., 2009.

4. М.А.Шабад. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей: Монография. − Спб.: ПЭИПК, 2003

5. Н.В. Чернобровов, В.А. Семенов. Релейная защита энергетических систем. – М.: Энергоатомиздат, 1998.

6. Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю.Г. Барыбина, Л.Е. Федорова и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1.

Таблица №1. Расчет параметров максимальной токовой защиты

	К тт	I сз. max , А	Iраб. max , А	I сз, А	I ср, А	Принятые	k ч, отн.ед	t сз, сек.
I ср, А	I сз, А
Ввод 35 кВ №1*	300/5		172,44	223,15	6,43	6,45	223,70	4,71	1,8
Ввод 35 кВ №2*	300/5		172,44	223,15	6,43	6,45	223,70	4,71	1,8
СМВ-35 кВ*	300/5		86,22	209,05	3,48	3,50	210,00	5,02	1,5
Ввод 6 кВ №1	1500/5		-	1131,23	3,77	3,80	1140,00	2,18	1,2
Ввод 6 кВ №2	1500/5		-	1131,23	3,77	3,80	1140,00	2,20	1,2
СМВ-6кВ	800/5		-	636,55	3,98	4,00	640,00	3,89	0,9
Ф№1	100/5		20,53	284,72	14,24	14,25	285,00	8,23	0,6
Ввод РУ-6 кВ	150/5	216,64		238,31	7,94	7,95	238,50	14,43	0,3
Ф№5	300/5		282,65	365,78	6,10	6,10	366,00	2,88	0,3
Ф№6	100/5		74,41	96,30	4,82	4,85	97,00	11,68	0,3
Ф№18	300/5		228,76	296,04	4,93	4,95	297,00	3,44	0,3
Ф№19	150/5		128,68	166,53	5,55	5,60	168,00	8,45	0,3
Ф№21	200/5		153,96	199,24	4,98	5,00	200,00	7,06	0,3

* - токи приведены к ступени напряжения 35 кВ.

Приложение 2.

Таблица №2. Расчет параметров токовой отсечки.

	I кз без вв^(3), А	I нам, А	I сз без вв, А	k ч без вв	х, %	I кз с вв^(3), А	I сз с вв, А	k ч c вв	t сз
Ф№1		51,3	2980,70	0,83	-26,57	273,14	330,50	7,53	0,1
Ф№5		706,6	1340,30	1,86	84,22	246,67		8,34	0,1
Ф№6		186,0	1439,45	1,73	83,28	155,43	188,07	13,23	0,1
Ф№18		571,9	1298,85	1,93	84,12	245,71		8,37	0,1
Ф№19		321,7	1802,84	1,39	83,97	261,33	316,21	7,87	0,1
Ф№21		384,9	1793,91	1,40	81,54	167,87		12,25	0,1

 

Приложение 3.

Таблица №3. Расчет уставок защиты двигателей.

Наименование	Iном, А	In max, А	Iсз ТО, А	Iсз ЗЗ, А	Iсз пер, А	Uсз, В
Яч. №03 ЭД. №2	28,136	196,952	216,647	0,22	33,1
Яч. №4 ЭД. №1	28,136	196,952	216,647	0,22	33,1

Приложение 4.

Таблица №4. Выбор предохранителей для КТП.

Мощность КТП, кВА	Номинальный ток, А	Марка предохранителя
	3,7	ПКТ-6-8
	5,5	ПКТ-6-10
	9,2	ПКТ-6-20
	14,7	ПКТ-6-31,5

 

 

Приложение 5.

Рисунок 1. Селективность работы защит фидера №1 и предохранителей.

Рисунок 1. Селективность работы защит фидера №5 и предохранителей.

Рисунок 1. Селективность работы защит фидера №6 и предохранителей.

Рисунок 1. Селективность работы защит фидера №18 и предохранителей.

Рисунок 1. Селективность работы защит фидера №19 и предохранителей.

Рисунок 1. Селективность работы защит фидера №21 и предохранителей.

Приложение 6.

Таблица №5. Уставки срабатывания УРОВ.

Наименование	Ток, А	Время, с
Ввод 6 кВ №1		0,5
Ввод 6 кВ №2		0,5
СМВ-6кВ		0,5
Ф№1		0,5
Ф№5		0,5
Ф№6		0,5
Ф№18		0,5
Ф№19	7,5	0,5
Ф№21		0,5
БСК		0,5
РУ-6 кВ
Яч. №03 ЭД. №2	3,75	0,5
Яч. №4 ЭД. №1		0,5

 

Приложение 7.

Таблица №6. Выбор уставок АПВ.

	Ф№1	Ф№5	Ф№6	Ф№18	Ф№19	Ф№21	Ввод №1	Ввод №2
t д	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
t гв	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
t вв	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05
t гп	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15
t 1апвГП	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
t 1апвГВ
t 1апвД	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85
t 1апв
t 2апв							-	-
t сзмакс	0,6	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	1,2	1,2
t возврАПВ	4,6	4,3	4,3	4,3	4,3	4,3	5,2	5,2
t уск	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1

 

 

Аннотация

 

В курсовом проекте произведен анализ существующей системы электроснабжения подстанции 35/6 кВ. Руководствуясь требованиями ПУЭ, выбраны виды релейной защиты и автоматики на базе линейки микропроцессорных устройств SIPROTEC 4 производства компании Siemens. Для каждого присоединения произведен расчет уставок релейной защиты и автоматики.

 

 

Содержание

Аннотация. 2

Содержание. 3

1. ВВЕДЕНИЕ. 5

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ. 6

3. ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ. 6

4. Анализ системы электроснабжения и разработка технических рекомендаций по организации РЗиА.. 7

4.1 Анализ особенностей энергосистемы.. 7

4.2 Описание микропроцессорных защит SIPROTEC 4. 9

5. МЕТОДИКА РАСЧЕТА УСТАВОК РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ.. 12

5.1 Расчёт уставок РЗ. 12

5.2 Максимальная токовая защита. 13

5.3 Токовая отсечка. 17

5.4 Защита силовых трансформаторов. 19

5.5 Требования к защитам от замыканий на землю в сетях 6-35 кВ.. 21

5.6 Релейная защита электродвигателей. 23

5.7 Защита батарей статических конденсаторов. 25

6. МЕТОДИКА РАСЧЕТА УСТАВОК АВТОМАТИКИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ 28

6.1 Выбор устройств автоматики, устанавливаемых на оборудовании подстанции 28

6.2 Выбор типа АПВ. Расчёт параметров срабатывания пусковых и контрольных органов АПВ.. 29

6.3 АВР на трансформаторах подстанции. Расчёт параметров срабатывания пусковых органов АВР. 30

7. РАСЧЕТ УСТАВОК ТОКОВЫХ ЗАЩИТ. 32

7.1 Расчет уставок МТЗ. 32

7.2 Расчет МФТО.. 34

7.3 Защита силовых трансформаторов. 36

7.4 Расчет уставок защиты двигателей. 37

7.5 Расчет уставок защиты батарей статических конденсаторов. 38

7.6 Выбор предохранителей. 40

7.7 Согласование предохранителей с вышестоящими защитами. 40

7.8 Выбор уставок срабатывания УРОВ.. 41

7.9 Выбор уставок срабатывания ЛЗШ... 41

8. РАСЧЕТ УСТАВОК ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ.. 43

8.1 Расчёт параметров срабатывания пусковых и контрольных органов АПВ 43

8.2 Расчёт параметров срабатывания пусковых органов АВР. 45

Вывод по проделанной работе. 46

Список литературы.. 47

1. ВВЕДЕНИЕ

В данном курсовом проекте произведен обзор средств РЗиА производителя Siemens. Выбраны типы терминалов для каждого присоединения на базе линейки устройств SIPROTEC 4. На основании существующих методик произведен расчет уставок микропроцессорных защит и автоматики. Составлена карта селективности работы защит подстанции 35/6 кВ.

2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Исходные данные к курсовому проекту представлены в виде схемы электроснабжения участка, схем замещения, данных по расчёту токов короткого замыкания в минимальном режиме работы энергосистемы и параметров оборудования.

 

3. ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ

Для данной схемы электроснабжения объекта следует спроектировать и рассчитать устройства РЗиА следующих элементов: трансформаторов ГПП, распределительных линий, СД и АД, батарей статических конденсаторов, трансформаторных подстанций, воздушных линий, питающих ГПП. Необходимо выполнить следующее:

– определить типы защит от возможных повреждений каждого из вышеперечисленных элементов схемы;

– наметить места установки защит и выбрать исполнение схемы каждой из защит;

– на основании данных по токам короткого замыкания рассчитать уставки срабатывания защит;

– выбрать измерительные трансформаторы тока и напряжения;

– выбрать типы реле для схемы РЗ и рассчитать их параметры для каждого типа РЗ;

– составить карту селективности действия выбранных типов защит;

– выбрать защиту от понижения напряжения для электродвигателей при необходимости;

– выбрать тип и схему автоматики элемента схемы электроснабжения, дать обоснование выбранной схемы;

– приняв сопротивление энергосистемы на 10% меньше, проверить отходящие с ГПП подстанции линии и измерительные трансформаторы тока по условиям термической и электродинамической стойкости.

4. Анализ системы электроснабжения и разработка технических рекомендаций по организации РЗиА

Анализ особенностей энергосистемы

Система представляет собой подстанцию, питающуюся от двух ВЛ‑35 кВ. На ПС установлены два силовых трансформатора ТМН-4000/35, два трансформатора собственных нужд ТМ-25/6, а также присутствуют две секции шин 6 кВ, от которых запитано 11 ячеек. Ячеки №№2, 4, 17, 22 находятся в резерве. От ячеек №3 и №20 через кабельные линии запитаны две батареи статических конденсаторов мощностью 416 кВАр и 402кВАр соответственно. На ячейках №10 и №13 установлены измерительные трансформаторы НТМИ-6, защищенные предохранителями ПКТУ-10. Ячека №12 содержит секционный выключатель СМВ-6. На ячейках №№1, 3, 6, 20 установлены масляные выключатели ВМПП-10. На ячейках №№5, 9, 12, 16, 18, 19, 21 установлены вакуумные выключатели BB/TEL-10. Все линии, кроме отходящих от ячеек №3 и №20, являются воздушными. В общей сложности ПС питает 56 КТП различной мощности. С фидера №1 запитано РУ-6 кВ к которой подключены:

1. Ячека №3 – электродвигатель 250 кВт.

1. Ячека №4 – электродвигатель 250 кВт.

На стороне высшего напряжения установлен секционный выключатель СМВ-35 для осуществления резервирования питания по одной из линий 35 кВ (например, на время ремонтных работ).

На ПС на фидерах №№1, 3, 5, 6, 9, 16, 18, 19, 20, 21 устанавливаем МТЗ и ТО, а также АПВ (кроме фидеров №3 и №20, т.к. они выполнены кабелем), на фидере №12 - МТЗ и АВР. Защиту от замыканий на землю выполняем по напряжению нулевой последовательности, на фидерах №3 и №20, дополнительно по току нулевой последовательности. На вводах 6 кВ подстанции устанавливаем АПВ, МТЗ. Для БСК кроме МТЗ и ТО устанавливаем балансную защиту, защиту от замыканий на землю. На секционном выключателе по высокой стороне напряжения устанавливаем МТЗ и АВР. Для защиты трансформатора дополнительно к МТЗ устанавливаем ДЗТ и защиту от перегруза.