Расчёт уставок релейной защиты и автоматики

Размещено на http://www.allbest.ru/

[Введите текст]

Министерство образования РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Пермский национальный исследовательский политехнический университет

Кафедра микропроцессорных средств автоматизации

Курсовой проект по дисциплине:

«Релейная защита и автоматика систем электроснабжения»

Пермь 2013

АННОТАЦИЯ

Данный курсовой проект посвящен расчёту уставок релейной защиты и автоматики на базе линейки микропроцессорных устройств релейной защиты MICOM производства компании «ALSTOM». На примере части электрической сети показан расчет уставок релейной защиты и селективности ее работы.

Основной задачей данного курсового проекта является закрепление теоретических знаний, полученных во время учебного процесса, практическими навыками расчёта релейной защиты и автоматики.



ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

КЗ - короткое замыкание;

КТП - комплектная трансформаторная подстанция;

НН - низкое напряжение;

ВН - высокое напряжение;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ПУЭ - правила устройства электроустановок;

ЛЭП - линия электропередачи;

БСК - батарея статических конденсаторов;

МТЗ - максимальная токовая защита;

ТТ - трансформатор тока;

АПВ - автоматическое повторное включение;

ОЗЗ - однофазное замыкание на землю.



ВВЕДЕНИЕ

Обеспечение надежного электроснабжения потребителей является важной задачей электроэнергетики. Поскольку в системе энергоснабжения часто возникают отклонения от нормального режима работы вследствие коротких замыканий, необходимо защитить систему от выхода из строя. Наиболее простым решением данной проблемы являеться установка микропроцессорных средств РЗиА.

Микропроцессорные средства релейной защиты и автоматики постепенно вытесняют механические и полупроводниковые (статические) реле, так как обладают значительным рядом преимуществ. Они компактны, более точны, более чувствительны к колебаниям системы электроснабжения, а так же позволяют объединить в одном корпусе несколько видов защит.

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.

1. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

1.1 Анализ особенностей энергосистемы

Анализ особенностей энергосистемы. Требования ПУЭ к выполнению основных и резервных защит ЛЭП. Выбор вариантов выполнения основной и резервных защит на базе современных терминалов микропроцессорных защит (Micom). Обоснование проектного (принятого) варианта. Технические данные основной и резервной защит ЛЭП, используемые при проектировании.

Энергосистема выполнена по смешанной радиально-магистральной схеме. Имеется узловая подстанция 35/6 кВ, по которой радиально отходят три фидера с присоединёнными к ним ВЛ. На каждой ВЛ присутствует ряд отпаек, которые заканчиваются тупиковыми трансформаторными подстанциями 6/0,4 кВ. От секций шин 6 кВ питаются четыре двигателя и четыре трансформатора собственных нужд, два из которых, ТСН-1 и ТСН-2, защищены предохранителями и в расчетах не учитываются.

От секции шин №1 питаются следующие потребители:

1. Яч. 12 - Ф. №12 с подключенными к нему КТП.

2. Яч.14 - электродвигатель №4 СТД-1600-2РУ4.

3. Яч.18 - электродвигатель №3 СТД-1600-2РУ4.

4. Яч. 20 - ТСН-4 ТМ 320 кВА.

От секции шин №2 питаються следующие потребители:

1. Яч. 1 - ТСН-3 ТМ 320 кВА.

2. Яч. 2 - Ф. №02 с подключенными к нему КТП.

3. Яч. 3 - электродвигатель №2 СТД-1600-2РУ4.

4. Яч. 7 - электродвигатель №1 СТД-1600-2РУ4.

5. Яч. 9 - Ф. №09 с подключенными к нему КТП.

На стороне низкого напряжения установлен секционный выключатель СМВ-6 для осуществления резервирования питания секций шин 6 кВ (яч. 10, 11).

На ПС на ячейках №№ 1, 2, 9, 12, 20 устанавливаем МТЗ и ТО, а также АПВ, на ячейке №10 - МТЗ и АВР. Для двигателей устанавливаем защиту от перегруза и ТО. Также устанавливаем блокировку по минимальному напряжению. Защиту от замыканий на землю выполняем по напряжению нулевой последовательности для линий, питающих двигатели. На вводах 6 кВ подстанции устанавливаем АПВ, МТЗ. Для защиты трансформатора дополнительно к МТЗ устанавливаем ДЗТ и защиту от перегруза.

В таблице №1 представлены типы терминалов необходимые для комплексной защиты подстанции.

Таблица 1.1 - Типы терминалов релейной защиты «MICOM» выбранных для защиты присоединений

Защищаемый объект	Устанавливаемый терминал
Яч. №12	MICOM P 123
Яч. №14	MICOM P 220
Яч. №18	MICOM P 220
Яч. №20	MICOM P 123
Яч. №1	MICOM P 123
Яч. №2	MICOM P 123
Яч. №3	MICOM P 220
Яч. №7	MICOM P 220
Яч. №9	MICOM P 123
Ввод 6 кВ №1	MICOM P 123
Ввод 6 кВ №2	MICOM P 123
Т-1 6,3 МВА	MICOM P 632
Т-2 6,3 МВА	MICOM P 632

1.2 Требования ПУЭ к выполнению основных и резервных защит

На каждом из элементов электроустановки должна быть предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента со временем, меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит.

Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов следует предусматривать резервную защиту, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия.

Оценка чувствительности основных типов релейных защит должна производиться при помощи коэффициента чувствительности определяемого:

для защит, реагирующих на величины, возрастающие в условиях повреждений, - как отношение расчетных значений этих величин (например, тока, или напряжения) при металлическом КЗ в пределах защищаемой зоны к параметрам срабатывания защит;

для защит, реагирующих на величины, уменьшающиеся в условиях повреждений, - как отношение параметров срабатывания к расчетным значениям этих величин (например, напряжения или сопротивления) при металлическом КЗ в пределах защищаемой зоны.

Расчетные значения величин должны устанавливаться, исходя из наиболее неблагоприятных видов повреждения, но для реально возможного режима работы электрической системы.

При оценке чувствительности основных защит необходимо исходить из того, что должны обеспечиваться следующие наименьшие коэффициенты их чувствительности:

1. Максимальные токовые защиты с пуском и без пуска напряжения, направленные и ненаправленные, а также токовые одноступенчатые направленные и ненаправленные защиты, включенные на составляющие обратной или нулевой последовательностей:

для органов тока и напряжения - около 1,5;

для органов направления мощности обратной и нулевой последовательности - около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению;

для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и около 1,5 по току.

Для максимальных токовых защит трансформаторов с низшим напряжением 0,23-0,4 кВ минимальный коэффициент чувствительности может быть около 1,5.

2. Ступенчатые защиты тока или тока и напряжения, направленные и ненаправленные, включенные на полные токи и напряжения или на составляющие нулевой последовательности:

для органов тока и напряжения ступени защиты, предназначенной для действия при КЗ в конце защищаемого участка, без учета резервного действия - около 1,5, а при наличии надежно действующей селективной резервной ступени - около 1,3; при наличии на противоположном конце линии отдельной защиты шин соответствующие коэффициенты чувствительности (около 1,5 и около 1,3) для ступени защиты нулевой последовательности допускается обеспечивать в режиме каскадного отключения;

для органов направления мощности нулевой и обратной последовательности - около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению;

для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и около 1,5 по току.

Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме.

Для линий в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Защита должна быть выполнена одно-, двух- или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности.

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена, как правило, с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся замыкания на землю; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные замыкания, без обеспечения повторности действия.

На электродвигателях должна предусматриваться защита от многофазных замыканий, защита от однофазных замыканий на землю защита от токов перегрузки.

Согласно ПУЭ отходящие ВЛ должны быть защищены двухступенчатой токовой защитой: токовой отсечкой мгновенного действия и МТЗ. Защиты отходящих фидеров необходимо согласовать с вышестоящими защитами шин РУ 6 кВ и с релейной защитой трансформаторов. Необходимо выполнить принцип селективного срабатывания защит.

Исходя из проектного задания и требований ПУЭ, в качестве основных защит отходящих фидеров принимаем микропроцессорные блоки защиты производства Micom Р123.

Защита является трёхфазной и может работать как с независимой, так и с зависимой характеристикой выдержки по времени.

Коэффициент надёжности:

Коэффициент возврата:

Номинальный ток: (А) или 5 (А)

Диапазон измерений: 0,5 - 40

Ступень селективности:

Исходя из данных расчёта токов К.З., произведём расчёт и выбор уставок защит отходящих фидеров РУ 6 кВ по основным и резервным зонам защит. В основную зону защиты на каждом отходящем фидере попадает ВЛ 6 кВ, подключённая к данному фидеру, а также шины ВН КТП 6/0,4 кВ и её отпайкам. В резервную зону защит попадают шины НН КТП 6/0,4 кВ.

Так как на отходящих фидерах отсутствует двигательная нагрузка на высоком напряжении - примем коэффициент самозапуска для всех фидеров.

Описание микропроцессорных защит MICOM.

В настоящее время большинство фирм производителей прекращают выпуск электромеханических реле и устройств и переходят на цифровую элементную базу.

Переход на новую элементную базу не приводит к изменению принципов релейной защиты и электроавтоматики, а только расширяет её функциональные возможности, упрощает эксплуатацию и снижает стоимость. Именно по этим причинам микропроцессорные реле очень быстро занимают место электромеханических и микроэлектронных.

Цифровые микропроцессорные комплексы РЗ являются интеллектуальными техническими средствами. Им присущи:

а) многофункциональность и малые размеры (одно цифровое измерительное реле заменяет десятки аналоговых);

б) дистанционные изменения и проверка уставок с пульта управления;

в) ускорение противоаварийных отключений и включений;

г) непрерывная самодиагностика и высокая надёжность;

д) регистрация и запоминание параметров аварийных режимов;

е) дистанционная передача оператору информации о состоянии и срабатываниях устройств РЗ;

ж) возможность вхождения в состав вышестоящих иерархических уровней автоматизированного управления;

з) отсутствие специального технического обслуживания - периодических проверок настройки и исправности.

Познакомившись с Micom P123 и SPAC801, приходим к выводу, что по набору защит они одинаковы, поэтому рассмотрим по дополнительным функциям:

Габаритные размеры у Micom P123, в 2 раза меньше SPAC801;

Micom P123 имеет 4-х строчный ЖКД, а SPAC801однострочный с тремя символам;

Micom P123 выражает реальные величины, а SPAC 801 - в относительных, требуется перерасчет;

Micom P123 регистрирует до 75 аварий и переходных процессов, SPAC801только 5 последних событий и срабатывает индикатор;

Различные функции терминала MICOM P123 можно связать между собой с помощью логических элементов, SPAC801 жестко забитая логика вывод защиты через диаграмму ключей, нет возможности логической связи.

Из всего вышесказанного можно сделать вывод, что микропроцесорная защита MICOM P123, превосходит по некоторым функциональным параметрам. Также следует учесть тот факт, что персонал Березниковских электрических сетей ознакомлен с микропроцессорами фирмы «ALSTOM» - это и является главным критерием для их установки на подстанции.

Терминалы серии БМРЗ предназначены для выполнения функций защиты, местного и дистанционного управления, сигнализации, измерения и мониторинга (контроля) различных типов присоединений в сетях 6-35 кВ, на ПС высокого класса напряжения 110-500 кВ, а также в распределительных устройствах собственных нужд станций, в качестве основной или резервной защиты.

Измерение, регистрация, сигнализация блоками MICOM:

* измерение действующих значений токов и напряжений основной частоты (50±5 Гц);

* измерение действующих значений тока 3I0 в полосе частот от 45 до 1200 Гц;

* измерение фазовых сдвигов между основными гармониками тока 3I0 и напряжения 3U0, фазными токами IA, IC и линейными напряжениями UBC,UAB соответственно;

* измерение токов и напряжений прямой и обратной последовательности;

* измерение частоты;

* измерение cos ц;

* измерение активной и реактивной мощности;

* регистрация и хранение осциллограмм, параметров аварийных событий, информации об общем количестве, а также о времени срабатывания защит, количестве отключений выключателя (время хранения без питания не ограничено);

* функция календаря и часов астрономического времени с энергонезависимым питанием;

* сигнализация о состоянии блока, выключателя и о срабатывании защит осуществляется с помощью свободно назначаемых реле и светодиодов, а также по каналу АСУ.

Блоки микропроцессорные релейной защиты MICOM P123 предназначены для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления, измерения и сигнализации присоединений напряжением 6 кВ.

Фидер №2

Расчётные данные по фидеру:

Коэффициент трансформации трансформатора тока:

Так как схема соединения трансформаторов тока полная звезда, то коэффициент схемы:

Исходя из схемы замещения ЛЭП 6 кВ, на данном фидере расположены точки К.З. с К15 по К61.

Из результатов расчёта токов К.З. видно, что наименьший ток К.З. находится в точке К50 на шинах ВН КТП-1017:

(А); (А).

В зоне дальнего резервирования наименьший ток К.З. находится в точке К27 на шинах НН КТП-1005:

(А);(А) - значения токов после пересчёта со ступени 0,4 кВ на ступень 6,3 кВ.

Пересчёт токов производился по формуле:

(А)

Первая ступень защиты: токовая отсечка без выдержки времени.

(А) - ток срабатывания защиты

(А) - ток срабатывания реле

- время срабатывания первой ступени защиты

Определяем зону действия ТО

Применение ТО допустимо, т.к. 76,7% > 20%.

Кроме отстройки токовой отсечки от максимального значения тока КЗ по условию (1) необходимо обеспечить её не срабатывание при бросках тока намагничивания силовых трансформаторов. Условие отстройки отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов имеет вид:

Где - сумма номинальных токов трансформатора, которые могут одновременно включатся под напряжение по защищаемой линии.

Условие выполняется.

Вторая ступень защиты: ТО с выдержкой времени.

(А) - ток срабатывания защиты

tcз=0+Дt=0.5 c



Третья ступень защиты: МТЗ с выдержкой времени.

(А) - ток рабочий максимальный

Где kзагр=1,4;

-суммарная номинальная мощность всех КТП на линии, кВА;

-номинальное напряжение высокой стороны КТП.

=160+100+40+63+40+160+160+40+100+63+63+25+63+100+100+

+100=1377 кВА.

(А) - ток срабатывания защиты

(А) - ток срабатывания реле

Коэффициент чувствительности для основной зоны срабатывания МТЗ:

величина коэффициента чувствительности для основной зоны срабатывания защиты не удовлетворяет требованиям ПУЭ (пункт 3.2.21)

Коэффициент чувствительности для зоны дальнего резервирования МТЗ:



дальнее резервирование в данном случае не осуществляется.

Применим МТЗ с защитой по минимальному напряжению

(А)

ток срабатывания защиты

Условие выбора напряжения срабатывания:

Недействие при допустимых посадках напряжения

(В)

напряжение срабатывания защиты

Условие выполняется.

соответствии с ПУЭ допускается невыполнение дальнего резервирования при КЗ за трансформатором, а также при КЗ в конце длинного смежного (предыдущего) участка линии 6-35 кВ[4].

(с)

время срабатывания второй ступени защиты, где - время плавления плавкой вставки предохранителя. Расчёт рекомендуется начать с наименее мощного трансформатора 6/0,4 кВ. На данном фидере это трансформатор с мощностью 25 кВА. При известном значении тока (А) определяем время плавления плавкой вставки, соответствующее расчётному току: (А);

(А).

=0,04(с)

Фидер №9

Расчётные данные по фидеру:

Коэффициент трансформации трансформатора тока:

Так как схема соединения трансформаторов тока полная звезда, то коэффициент схемы:

Исходя из схемы замещения ЛЭП 6 кВ, на данном фидере расположены точки К.З. с К68 по К75.

Из результатов расчёта токов К.З. видно, что наименьший ток К.З. находится в точке К72 на шинах ВН КТП-0901:

(А); (А).

В зоне дальнего резервирования наименьший ток К.З. находится в точке К73 на шинах НН КТП-0901:

(А);(А)

значения токов после пересчёта со ступени 0,4 кВ на ступень 6,3 кВ.



Пересчёт токов производился по формуле:

(А)

Первая ступень защиты: токовая отсечка без выдержки времени.

(А) - ток срабатывания защиты

(А) - ток срабатывания реле

- время срабатывания первой ступени защиты

Определяем зону действия ТО

Применение ТО допустимо, т.к. 43,21% > 20%.

Кроме отстройки токовой отсечки от максимального значения тока КЗ по условию (1) необходимо обеспечить её не срабатывание при бросках тока намагничивания силовых трансформаторов. Условие отстройки отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов имеет вид:

Где - сумма номинальных токов трансформатора, которые могут одновременно включатся под напряжение по защищаемой линии.



Условие выполняется.

Вторая ступень защиты: МТЗ с выдержкой времени.

(А)

ток рабочий максимальный

(А) - ток срабатывания защиты

(А) - ток срабатывания реле

Коэффициент чувствительности для основной зоны срабатывания МТЗ:

величина коэффициента чувствительности для основной зоны срабатывания защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Коэффициент чувствительности для зоны дальнего резервирования МТЗ:



величина коэффициента чувствительности для дальнего резервирования не удовлетворяет требованиям ПУЭ (пункт 3.2.21)

(с)

время срабатывания второй ступени защиты, где - время плавления плавкой вставки предохранителя. Расчёт рекомендуется начать с наименее мощного трансформатора 6/0,4 кВ. На данном фидере это трансформатор с мощностью 250 кВА. При известном значении тока (А) определяем время плавления плавкой вставки, соответствующее расчётному току:

(А); (А).

=0,07(с)

Фидер №12

Расчётные данные по фидеру:

Коэффициент трансформации трансформатора тока:

Так как схема соединения трансформаторов тока полная звезда, то коэффициент схемы:

Исходя из схемы замещения ЛЭП 6 кВ, на данном фидере расположены точки К.З. с К62 по К67.

Из результатов расчёта токов К.З. видно, что наименьший ток К.З. находится в точке К66 на шинах ВН КТП-№1: 

(А); (А).

В зоне дальнего резервирования наименьший ток К.З. находится в точке К65 на шинах НН КТП-1202: (А);(А) - значения токов после пересчёта со ступени 0,4 кВ на ступень 6,3 кВ.

Пересчёт токов производился по формуле:

(А)

Первая ступень защиты: токовая отсечка без выдержки времени.

(А) - ток срабатывания защиты

(А) - ток срабатывания реле

- время срабатывания первой ступени защиты

Определяем зону действия ТО

Применение ТО допустимо, т.к. 40,07% > 20%.

Кроме отстройки токовой отсечки от максимального значения тока КЗ по условию (1) необходимо обеспечить её не срабатывание при бросках тока намагничивания силовых трансформаторов. Условие отстройки отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов имеет вид:



Где - сумма номинальных токов трансформатора, которые могут одновременно включатся под напряжение по защищаемой линии.

Условие выполняется.

Вторая ступень защиты: МТЗ с выдержкой времени.

(А) - ток рабочий максимальный

(А) - ток срабатывания защиты

(А) - ток срабатывания реле

Коэффициент чувствительности для основной зоны срабатывания МТЗ:

величина коэффициента чувствительности для основной зоны срабатывания защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Коэффициент чувствительности для зоны дальнего резервирования МТЗ:



величина коэффициента чувствительности для дальнего резервирования не удовлетворяет требованиям ПУЭ (пункт 3.2.21)

(с)

время срабатывания второй ступени защиты, где - время плавления плавкой вставки предохранителя. Расчёт рекомендуется начать с наименее мощного трансформатора 6/0,4 кВ. На данном фидере это трансформатор с мощностью 160 кВА. При известном значении тока (А) определяем время плавления плавкой вставки, соответствующее расчётному току:

(А); (А).

В зависимости от расчётного тока и тока рабочего максимального по графику определяем время плавления плавкой вставки предохранителя ПКТ-6. =0,06(с)

Ячейка №1: ТСН-3

Расчетные данные по отходящей линии:

; - т.к. схема соединение обмоток полная звезда;

кВА; марка кабеля - АСБ-6-(3х95) 10 м.

Первая ступень защиты: предохранитель ПКТ

Значения номинальных токов плавких предохранителей для защиты трехфазных силовых трансформаторов 6/0,4 кВ.

Таблица 1.2

Мощность защищаемого трансформатора	Номинальный ток, А
	Трансформатора на стороне	Предохранителя на стороне
	6 кВ	0,4 кВ	6 кВ	0,4 кВ
160	15,4	231	31,5	250

Вторая ступень защиты: МТЗ с выдержкой времени.

(А)

(А)

(А)

Коэффициент чувствительности:

величина коэффициента чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ.

(с)

Однофазное замыкание на землю является наиболее частым видом повреждения в трёхфазных электрических сетях всех классов напряжения. ОЗЗ представляют большую опасность для оборудования электрических сетей и для находящихся вблизи места ОЗЗ людей и животных. В связи с этим Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей требуют в одних случаях быстро автоматически отключить ОЗЗ, а в других - немедленно приступать к определению присоединения к ОЗЗ и затем отключать его.

Для более точной оценки значения ёмкостного тока кабельной линии можно воспользоваться данными таблицы, где приведены удельные значения ёмкостных токов в амперах на километр в зависимости от сечения кабеля и номинального напряжения[1]:

Для кабеля АСБ-6 (3х95): (А/км)

(А) - суммарный ёмкостной ток

(А) - ток однофазного замыкания на землю

(А) - ток срабатывания реле

По полученным результатам из справочника выбираем трансформатор тока нулевой последовательности: ТНПШ-1УЗ с номинальным напряжением 6,3 кВ и номинальным током 1,75 кА.

Ячейка №20: ТСН-4

Расчетные данные по отходящей линии:

; - т.к. схема соединение обмоток полная звезда;

кВА; марка кабеля - АСБ-6-(3х95) 6 м.

Первая ступень: предохранитель ПКТ.

Значения номинальных токов плавких предохранителей для защиты трехфазных силовых трансформаторов 6/0,4 кВ.



Таблица 1.3

Мощность защищаемого трансформатора	Номинальный ток, А
	Трансформатора на стороне	Предохранителя на стороне
	6 кВ	0,4 кВ	6 кВ	0,4 кВ
320	30,72	460,8	64	512

Вторая ступень защиты: МТЗ с выдержкой времени.

(А)

(А)

(А)

Коэффициент чувствительности:

величина коэффициента чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ.

(с)

Для кабеля АСБ-6 (3х95): (А/км)

(А) - суммарный ёмкостной ток

(А) - ток однофазного замыкания на землю

(А) - ток срабатывания реле



По полученным результатам из справочника выбираем трансформатор тока нулевой последовательности: ТНПШ-1УЗ с номинальным напряжением 6,3 кВ и номинальным током 1,75 кА.

Ячейка №3: Эл.дв. №2

Расчетные данные по отходящей линии и двигателю:

;

- т.к. схема соединение обмоток полная звезда;

Для двигателя: кВт, , (А), КПД - 95,6%; марка кабеля - АСБ-6-(3х120) 55 м.

Исходя из схемы замещения ЛЭП 6 кВ, на данной линии рассчитана одна точка К.З.: К9.

Первая ступень защиты: защита от междуфазных КЗ.

Рассчитаем номинальный ток двигателя типа СТД 1600 2РУХЛ4:

Рассчитаем ток срабатывания токовой отсечки:

,

где -пусковой ток двигателя,



- коэффициент надежности работы реле, с учетом отстройки от броска тока намагничивания; , при времени срабатывания отсечки менее 0,05 с.

- кратность пускового тока двигателя ; .

величина коэффициента чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ

(с)

Вторая ступень защиты: защита от перегрузки

(А)

(А)

- величина коэффициента чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ

(с)

Защита от однофазных замыканий на землю

Для кабеля АСБ-6 (3х120): (А/км)

(А) - суммарный ёмкостной ток

(А) - ток однофазного замыкания на землю

(А) - ток срабатывания реле

По полученным результатам из справочника выбираем трансформатор тока нулевой последовательности: ТНПШ-1УЗ с номинальным напряжением 6,3 кВ и номинальным током 1,75 кА.

Ячейка №7: Эл.дв. №1

Расчетные данные по отходящей линии и двигателю:

; - т.к. схема соединение обмоток полная звезда;

Для двигателя: кВт, , (А), КПД - 95,6%; марка кабеля - АСБ-6-(3х120) 97 м.

Исходя из схемы замещения ЛЭП 6 кВ, на данной линии рассчитана одна точка К.З.: К10.

Первая ступень защиты: защита от междуфазных КЗ.

Рассчитаем номинальный ток двигателя типа СТД 1600 2РУХЛ4:

Рассчитаем ток срабатывания токовой отсечки:

,

-пусковой ток двигателя,



- коэффициент надежности работы реле, с учетом отстройки от броска тока намагничивания; , при времени срабатывания отсечки менее 0,05 с.

- кратность пускового тока двигателя ; .

- величина коэффициента чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ

(с)

Вторая ступень защиты: защита от перегрузки

(А)

- величина коэффициента чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ

(с)

Защита от однофазных замыканий на землю

Для кабеля АСБ-6 (3х120): (А/км)

(А) - суммарный ёмкостной ток

(А) - ток однофазного замыкания на землю

(А) - ток срабатывания реле

По полученным результатам из справочника выбираем трансформатор тока нулевой последовательности: ТНПШ-1УЗ с номинальным напряжением 6,3 кВ и номинальным током 1,75 кА.

Ячейка №14: Эл.дв. №4

Расчетные данные по отходящей линии и двигателю:

; - т.к. схема соединение обмоток полная звезда;

Для двигателя: кВт, , (А), КПД - 95,6%; марка кабеля - АСБ-6-(3х120) 105 м.

Исходя из схемы замещения ЛЭП 6 кВ, на данной линии рассчитана одна точка К.З.: К11.

Первая ступень защиты: защита от междуфазных КЗ.

Рассчитаем номинальный ток двигателя типа СТД 1600 2РУХЛ4:

Рассчитаем ток срабатывания токовой отсечки:

,

где -пусковой ток двигателя,



- коэффициент надежности работы реле, с учетом отстройки от броска тока намагничивания; , при времени срабатывания отсечки менее 0,05 с.

- кратность пускового тока двигателя ; .

величина коэффициента чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ

(с)

Вторая ступень защиты: защита от перегрузки

(А)

- величина коэффициента чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ

(с)

Защита от однофазных замыканий на землю

Для кабеля АСБ-6 (3х120): (А/км)

(А) - суммарный ёмкостной ток

(А) - ток однофазного замыкания на землю

(А) - ток срабатывания реле

По полученным результатам из справочника выбираем трансформатор тока нулевой последовательности: ТНПШ-1УЗ с номинальным напряжением 6,3 кВ и номинальным током 1,75 кА.

Ячейка №18: Эл.дв. №3

Расчетные данные по отходящей линии и двигателю:

; - т.к. схема соединение обмоток полная звезда;

Для двигателя: кВт, , (А), КПД - 95,6%; марка кабеля - АСБ-6-(3х120) 25 м.

Исходя из схемы замещения ЛЭП 6 кВ, на данной линии рассчитана одна точка К.З.: К12.

Первая ступень защиты: защита от междуфазных КЗ.

Рассчитаем номинальный ток двигателя типа СТД 1600 2РУХЛ4:

Рассчитаем ток срабатывания токовой отсечки:

,

где -пусковой ток двигателя,



- коэффициент надежности работы реле, с учетом отстройки от броска тока намагничивания; , при времени срабатывания отсечки менее 0,05 с.

- кратность пускового тока двигателя ; .

- величина коэффициента чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ

(с)

Вторая ступень защиты: защита от перегрузки

(А)

- величина коэффициента чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ

(с)

Защита от однофазных замыканий на землю

Для кабеля АСБ-6 (3х120): (А/км)

(А) - суммарный ёмкостной ток

(А) - ток однофазного замыкания на землю



(А) - ток срабатывания реле

По полученным результатам из справочника выбираем трансформатор тока нулевой последовательности: ТНПШ-1УЗ с номинальным напряжением 6,3 кВ и номинальным током 1,75 кА.

Ячейка №6, ввод от трансформатора Т-2

Расчетные данные по вводной ячейке:

;

Первая ступень защиты: токовая отсечка без выдержки времени.

(А) - ток срабатывания защиты

(А) - ток срабатывания реле

- время срабатывания первой ступени защиты

Вторая ступень защиты: МТЗ с выдержкой времени.

(А) - ток рабочий максимальный

(А) - ток срабатывания защиты

(А) - ток срабатывания реле



Коэффициент чувствительности для основной зоны срабатывания МТЗ:

величина коэффициента чувствительности для основной зоны срабатывания защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ (пункт 3.2.21)

Ячейка №15, ввод от трансформатора Т-1

Расчетные данные по вводной ячейке:

Первая ступень защиты: токовая отсечка без выдержки времени.

(А) - ток срабатывания защиты

(А) - ток срабатывания реле

- время срабатывания первой ступени защиты

Вторая ступень защиты: МТЗ с выдержкой времени.

(А) - ток рабочий максимальный

(А) - ток срабатывания защиты

(А) - ток срабатывания реле



Коэффициент чувствительности для основной зоны срабатывания МТЗ:

величина коэффициента чувствительности для основной зоны срабатывания защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Защита СМВ-6 кВ

Расчетные данные:

,

схема соединения обмоток трансформаторов тока - полная звезда: . Для обеспечения более надежной защиты 1-ой и 2-ой системы шин, поставим на секционный выключатель два блока защит MICOM P632, которые будут переключаться в зависимости от режима работы. В случае, когда 1-ая система шин питается от 2-ой системы шин, СМВ включен и в работе находится блок защиты №1. В противоположном случае, когда 2-ая СШ питается от 1-ой, то работает блок защит №2.

Расчет уставок блока защиты №1

Первая ступень защиты: токовая отсечка без выдержки времени.

(А) - ток срабатывания защиты

(А) - ток срабатывания реле

- время срабатывания первой ступени защиты

Вторая ступень защиты: МТЗ с выдержкой времени.

(А) - ток рабочий максимальный

(А) - ток срабатывания защиты

Расчет уставок блока защиты №2

Первая ступень защиты: токовая отсечка без выдержки времени.

(А) - ток срабатывания защиты

(А) - ток срабатывания реле

- время срабатывания первой ступени защиты

Вторая ступень защиты: МТЗ с выдержкой времени.

(А) - ток рабочий максимальный

(А) - ток срабатывания защиты

Защита питающей линии 35 кВ №2

Расчётные данные:

Коэффициент трансформации трансформатора тока:

Так как схема соединения обмоток трансформаторов тока полная звезда, то коэффициент схемы:

Первая ступень защиты: МТЗ с выдержкой времени.

(А) - ток срабатывания защиты

(А)

(А)

(с) - время срабатывания первой ступени защиты

Вторая ступень защиты: перегруз. [2]

(А)

=1,05 - коэффициент отстройки

(А) - номинальный ток трансформатора.

(А)



(с) - общепринятое значение времени срабатывания по перегрузу.

ДЗТ - дифференциальная защита трансформатора: от внутренних повреждений.[1]

(А)

Домножаем на 1,05 для создания расчетного запаса

(А)

- ток в первичной обмотке ТТ

В соответствии с ПУЭ продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени должна предусматриваться на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и выше, а также на трансформаторах 4 МВА при их параллельной работе.

Защита питающей линии 35 кВ №1

Расчётные данные:

Коэффициент трансформации трансформатора тока:

Так как схема соединения обмоток трансформаторов тока полная звезда, то коэффициент схемы:

Первая ступень защиты: МТЗ с выдержкой времени.

(А) - ток срабатывания защиты



(А)

(А)

(с) - время срабатывания первой ступени защиты

Вторая ступень защиты: перегруз. [2]

(А)

=1,05 - коэффициент отстройки

(А) - номинальный ток трансформатора.

(А)

(с) - общепринятое значение времени срабатывания по перегрузу.

ДЗТ - дифференциальная защита трансформатора: от внутренних повреждений.[1]

(А)

Домножаем на 1,05 для создания расчетного запаса

(А)

- ток в первичной обмотке ТТ

Защита СМВ-35 кВ

Расчётные данные:

Коэффициент трансформации трансформатора тока:

Так как схема соединения обмоток трансформаторов тока полная звезда, то коэффициент схемы:

На секционный выключатель устанавливаем два блока защит, которые будут переключаться в зависимости от режима работы. Блок №1 в работе, когда отключено питание по питающей линии 35 кВ №1. Блок защит №2 включается в работу при отключении питания линии 35 кВ №2

МТЗ с выдержкой времени для блока №1

(А)

(А)

ток срабатывания предыдущей защиты непосредственно после пересчёта со стороны 6 кВ на сторону 35 кВ.



(А)

(А)

(с) - время срабатывания защиты

МТЗ с выдержкой времени для блока №2

(А)

(А)

ток срабатывания предыдущей защиты непосредственно после пересчёта со стороны 6 кВ на сторону 35 кВ.

(А)

(А)

(с) - время срабатывания защиты

Для защиты на стороне 35 кВ используем блок защит MICOM P632, уставки срабатывания лежат в пределах диапазона измерений блока. Токи срабатывания реле и время срабатывания защиты по двум ступеням токовой защиты принимаем в качестве уставок, которые вводим непосредственно в память блока.

Составим карту селективности



№ фид.	ТО мгн, А	ТО выд. вр., А; c	МТЗ, A; c.	МТЗ по мин. U B	Перегруз, A; с	ДЗ, А	Защита от ОФФ на землю, А
1 ТСН-3			25; 0,3
2 Ф№2	643,2	771,84; 0,5		4936,95; 0,34
9 Ф№9	3866,4		329,71; 0,37
12 Ф№12	4168,8		217,6; 0,36
20 ТСН-4			50; 0,3
3 Эл.дв. №2	2399,4				227,16; 9		0,2
7 Эл.дв. №1	2399,4				227,16; 9		0,35
14 Эл.дв. №4	2399,4				227,16; 9		0,09
6 Ввод Т-2 6 кВ	5794,8		1295,3; 0,6
15 Ввод Т-1 6 кВ	5930,4		228,3; 0,66
10 CВ 10 кВ	5994,8		1295,3; 0,6
ВЛ №2 35 кВ			373,5; 0.9		113,7; 12	130,9
ВЛ №1 35 кВ			373,5; 0.9		113,7; 12	130,9;
СМВ 35кВ			141,6; 9,6

Представим селективность в виде графика, для наглядности возьму фидер №2 6 кВ, ввод № 2 6 кВ, ВЛ № 2 35 кВ



Рис. 1.1



2. АВТОМАТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

2.1 Выбор устройств автоматики, устанавливаемых на одиночной ЛЭП и трансформаторных подстанциях

В соответствии с ПУЭ устройствами автоматического повторного включения должны оборудоваться воздушные и смешанные (кабельно-воздушные) линии, сборные шины, понижающие трансформаторы. Устройства АПВ должны предусматриваться для быстрого восстановления питания потребителей путём автоматического включения выключателей, отключённых устройствами релейной защиты.

На двухтрансформаторных понижающих подстанциях при раздельной работе трансформаторов, как правило, должны предусматриваться устройства АПВ шин среднего и низшего напряжений в сочетании с устройствами АВР; при внутренних повреждениях трансформаторов должно действовать АВР, при прочих повреждениях - АПВ

В данном курсовом проекте устанавливаем устройства АПВ на одиночных линиях, на шинах РУ - 6 кВ подстанции 35/6 кВ и на питающем трансформаторе 35/6кВ, АВР на секционном выключателе 6кВ и 35 кВ.

автоматика линия электропередача

2.2 Выбор типа АПВ. Расчет параметров срабатывания пусковых и контрольных органов АПВ

АПВ на одиночных линиях:

Двукратное:

(с) - при такой выдержке времени до момента АПВ линии наиболее вероятно самоустранение причин, вызвавших неустойчивое КЗ.

(с) - это объясняется необходимостью подготовки выключателя к возможному третьему отключению КЗ при устойчивом повреждении линии.

АПВ на шинах РУ - 6 кВ подстанции 35/6 кВ:

Однократное: (с)

АПВ на трансформаторе подстанции 35/6кВ:

Однократное: (с)

2.3 АВР на шинах РУ-6кВ подстанции 35/6кВ. Расчет параметров срабатывания пусковых органов АВР

Устройства АВР должны предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточиванию электроустановок потребителя. Устройства АВР должны предусматриваться также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

Устройство АВР действует на СМВ-35 кВ

Устройство АВР действует на СМВ-6 кВ



ВЫВОДЫ

В данной курсовой работе была рассчитана защита ПС 35/6 кВ на базе микропроцессорных терминалов MICOM. Данное устройство защиты позволяет осуществить защиту линий, силовых трансформаторов, БСК 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. Руководство по эксплуатации микропроцессорных блоков релейной защиты MICOM.

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.

Размещено на Allbest.ru