Электросетевой комплекс – это производственно-технологический комплекс по распределению и передаче электрической энергии, состоящий из зданий и сооружений (разнородных вещей), образующих единое целое и предназначенных для единого функционального назначения.
Строительство электросетевого комплекса произведено в 1978 собственником (Жигулевское ПО ПАО «МРСК-Волги» — «Самарские РС») на основании технологической документации на строительство и реконструкцию объекта, обосновывающей неразрывность составляющих частей.
Электрическая подстанция – это электроустановка, предназначенная для приема, преобразования и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторов или других преобразователей электрической энергии, устройств управления, распределительных и вспомогательных устройств
Главная схема электрических соединений подстанции — это совокупность всех видов оборудования: основного, коммутационного, и других электрических приборов используемых в работе подстанции.
Первоочередная задача при реконструкции или проектировании подстанции – это определить её главную электрическую схему, так как она играет важную роль при определении таких показателей, как удобство в эксплуатации, качество совокупности используемого оборудования, экономичность и ремонтоспособность. Грамотно выполненный расчет дает возможность определить оптимальные параметры для выбора электрооборудования подстанции, позволяющие осуществлять ее перспективное развитие и в то же время не допускать перерасхода материалов и денежных средств.
Электрическая подстанция должна отвечать следующим основным требованиям:
- подстанция должна обеспечивать высокую надежность электроснабжения потребителей;
- подстанция должна обеспечивать требуемое качество передаваемой электроэнергии.
Тема бакалаврской работы связана с проведением реконструкции подстанции 35/6 кВ “Троицкая”. Выбранная тема работы является актуальной в связи с техническим и моральным устарением подстанции; также в ближайшем будущем запланировано строительство производства ООО «Малаховка» (завод по производству безалкогольных напитков) и увеличение потребления мощности от данной подстанции до 20 МВт.
В программу реконструкции входит увеличение продаваемой мощности от данной подстанции и повышение надежности электроснабжения Сызранского района путем замены электрооборудования установленного на ПС 35/6 кВ «Троицкая».
Цель работы – обеспечение электроэнергией новых потребителей Сызранского района и повышение надежности их снабжения.
Реконструкция электрической части городской понизительной подстанции ...
... 10 кВ ПС 110 кВ «Городская-2» присоединены ЛЭП, обеспечивающие снабжение электрической энергией особо значимых потребителей. При проведении реконструкции ЗРУ - 10 кВ необходимо придерживаться следующих принципов: Максимальное сохранение в работе ... при реконструкции подстанций вместо разрядников должны применяться современные ограничители перенапряжения ОПН. РУ-10 кВ существующей подстанции выполнено ...
Согласно поставленной цели в квалификационной работе решаются следующие задачи:
- Анализ подстанции до реконструкции.
- Расчет нагрузок подстанции.
- Выбор электрооборудования для повышения надежности и обеспечения электроэнергий новых потребителей.
- Расчет токов короткого замыкания на шинах 35/6 кВ и отдельно по каждому фидеру.
- Выбор средств релейной защиты и аварийной автоматики.
1 Характеристика подстанции 35/6кВ «Троицкая»
Площадка реконструируемой ПС 35/6 кВ «Троицкая» находится по адресу: Самарская область, Сызранский р-н, с. Троицкое, 307 км автодороги «Ульяновск-Сызрань». Данная подстанция эксплуатируется филиалом Жигулевское ПО ПАО «МРСК-Волги» — «Самарские РС» с 1978 года.
На рисунке 1 показан план расположения подстанции «Троицкая» на местности.
Рисунок 1 – План расположения ПС «Троицкая» 35/6 кВ
Подстанция осуществляет электроснабжение потребителей I и II категории по надежности.
В таблице 1 указаны потребители подстанции «Троицкая». Таблица 1 – Потребители подстанции «Троицкая»
Потребитель Наименование фидера
ЗАО «ССК» 1
ЗАО «ССК» 2
ООО «Сызраньводоканал» 4
ООО «Кошелевский Посад» 7
Объект представляет собой открытую подстанцию, на территории который расположены открытое распределительное устройство 35кВ, силовой трансформатор, комплектное распределительное устройство наружной установки 6кВ и общеподстанционный пункт управления.
Мощность силового трансформатора – 1*4МВА, тип – трансформатор масляный 4000/35/6, открытое распределительное устройство 35кВ выполнено по нетиповой схеме «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий», распределительное устройство 6кВ выполнено по типовой схеме «Одна секционированная выключателем система шин».
В таблице 2 указаны технические характеристики объекта до реконструкции.
Согласно данных филиала ПАО «МРСК Волги» — «Самарские РС», существующая максимальная нагрузка на ПС 35/6кВ «Троицкая» составляет до 4МВт. Анализ существующей присоединенной мощности показывает низкую степень надежности подстанции в осенне-зимний период в связи с отсутствием резерва трансформаторной мощности в ремонтных режимах. В соответствии с вышесказанным возникает необходимость замены трансформатора Т-2 на более мощный и установка трансформатора Т-1 мощностью 10 МВА.
Установка силовых трансформаторов производится на ранее отведенные для этого оборудования места. Поэтому планировочная схема территории подстанции остается прежняя. Расширение территории подстанции не производится. Таблица 2 – Технические характеристики до реконструкции
Показатель Значение Номинальное напряжение 35/6 кВ Конструктивное исполнение ПС и РУ Открытая подстанция.
ОРУ-35 кВ – нетиповая схема «Два
блока с выключателями и
неавтоматической перемычкой со
стороны линий».
РУ-6 кВ выполнено по типовой схеме
«Одна секционированная
выключателем система шин». Количество и мощность силовых Т-2 4 МВА типа ТМ-4000/35/6 трансформаторов
Распределительные устройства РУ-110 кВ концевой и ответвительной подстанции
Тема курсовой работы «Распределительное устройство РУ-110(220)кВ, проходной подстанции». Распределительное устройство называют электроустановку, служащую для приёма и распределения электрической энергии одного класса напряжения. Проходная подстанция Задачей данной курсовой работы является самостоятельное решение всех вопросов ...
Вид ввода ОРУ — 35 кВ – воздушный;
- РУ — 6 кВ воздушный. Вид обслуживания Без постоянного оперативного
обслуживания. Обслуживание
производится электромонтером по
обслуживанию подстанции. Количество ВЛ 35 кВ – 2 шт.
6 кВ – 6шт. Прочие особенности ПС 1.Подстанция оборудована шинами
плавки гололеда 6 кВ.
2. Отсутствует пожарная и охранная
сигнализация.
Размещение оборудования управления, защиты, сигнализации и учета производится во вновь устанавливаемом здании КРУН 6 кВ. В здании также располагается системы собственных нужд и постоянного оперативного тока ПС.
Технологическая последовательность работ при возведении объектов
Технологическая последовательность работ при возведении объектов капитального строительства или их отдельных элементов должна соответствовать требования надежности и обеспечения питания всех потребителей.
Строительство, монтаж и пуск подстанции выполняется в два этапа: в первом этапе выполняется замена оборудования 1-й секции ПС, в ходе которой выполняется
1. Организация питания всех потребителей со 2-ой секции КРУН – 6кВ;
2. Монтаж силового трансформатора Т-1 35/6 кВ мощностью 10 МВА и замена Т-2 на более мощный;
3. Монтаж силового оборудования
4. Проверка систем релейной защиты и автоматизации.
После выполнения указанных работ, питание подстанции переводится на первую секцию шин.
2 Расчет нагрузок подстанции 35/6кВ «Троицкая»
Данный раздел требуется для определения силовых трансформаторов. Вычисление основывается на годичных и суточных балансовых нагрузках ПС 35/6 кВ «Троицкая», а также с учетом увеличения потребляемой мощности. Данные сведены в таблицу 3.
Таблица 3 – Нагрузочные характеристики ПС «Троицкая» 35/6 кВ Наименование Характеристика Cos
Напряжение, кВ
нагрузок линии РУ. секция шин. Воздушная
6 0,9
Ввод 1 линия
На рисунке 2 представлен годовой график балансов подстанции «Троицкая» 35/6 кВ за 2016 год.
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
744 1 440 2 184 2 904 3 648 4 368 5 112 5 856 6 576 7 320 8 040 8 784
Рисунок 2 – Годовой график балансов ПС «Троицкая» 35/6» кВ за 2016 год
По данным графика балансов вычисляем расчетную мощность, как для потребителей электроэнергии, так и по подстанции.
Расчет полной мощности для абонентов производится по данной формуле:
Pin
Sn
Cos in (1)
Pin где — максимальная потребляемая активная мощность абонента, кВт.
Найдём значение полной мощности на вводе с напряжением 6 кВ:
1179
S ф1 1310 кВА
0.9 (2)
где Cos = 0,9 – коэффициент потребителей.
Для суммарной потребляемой электроэнергии абонентов имеем:
k
W Pin t in (3)
t 1
Pin где – потребляемая активная мощность соответствующей ступени
графика, кВт; t in – продолжительность нагрузки соответствующей ступени графика, час.
В результате значение потребляемой электроэнергии на вводе 6 кВ равно:
Wnc (2600 800 1600 1200 800 1300 600 2700 500 2760) 8040МВт ч
Доклад к дипломной работе : Электроснабжение района города с ...
... др., которые создают в качественно новые для повышения и качества функционирования ЕЭС России. На основе анализа существующей система управления режимами работы ... на это, имеющиеся оценки потенциальную эффективность новой парадигмы электроэнергетики. В рамках настоящего дипломного ... прорывной) техники, такие как гибкие электропередачи, элементы постоянного тока, ВТСП, цифровые подстанции и ...
(4)
Найдём продолжительность максимальной годовой нагрузки подстанции:
Wmax
Tm (5)
Pmax
8040
Tm 6137ч (6)
1,31
где Pmax максимальная потребляемая мощность по подстанции в целом, МВт;
- Wmax – максимальная потребляемая электроэнергия по подстанции представлена Жигулевским ПО ПАО «МРСК-Волги», МВт·ч.
Во время переоборудования подстанции, а также иных распределительных устройств выбор мощностей силового трансформатора производится таким образом, что при плановых или аварийных отключениях 1го из 2-х, оставшийся в работе имел бы возможность бесперебойно реализовывать электроснабжение абонентов.
Согласно показаниям по нагрузкам ПС с учетом перспективы развития района, а также на основании данных о техническом состоянии работающего трансформатора ТМ-4000/35/6 кВА, надежности работы данного трансформатора за прошедший период, техническом уровне, реальном сроке эксплуатации к номинальному сроку службы делаем вывод о необходимости замены трансформатора Т-2 на более мощный и установки трансформатора Т-1 мощностью 10 МВА.
3 Выбор силовых трансформаторов подстанции 35/6кВ «Троицкая»
В данном пункте был выбран вид силовых трансформаторов, их количество и мощности трансформаторов.
Трансформатор – электромагнитный статический преобразователь электрической энергии. Основная функция силового трансформатора изменять напряжение переменного тока. Также применяется для преобразования числа фаз и частоты.
Следует определить количество и мощность трансформаторов, исходя от результатов технико-экономического расчета, основываясь на расчете нагрузки подстанции, включающей в себя конечные максимальные мощности всех абонентов, удельной плотности нагрузок, загруженности Сызранский группы подстанций, перспективного развития Сызранского района.
При подборе типа и мощности силового трансформатора необходимо принимать во внимание возможность краткосрочного превышения (до 40%) установленной мощности трансформатора в период осуществления режима работы, который отвечает наибольшим предельным нагрузкам. Также при подборе силового трансформатора необходимо учитывать присоединенную мощность 5,3 МВт ООО «Малаховка», в связи с этим при расчете потерь электроэнергии добавляем к расчетам по номиналу 5,3 МВт.
ПС «Троицкая» осуществляет питание потребителей по вводам 35 кВ и 6 кВ, эти потребители – 1 и 2 категории надежности электроснабжения. Из этого следует, что подстанция должна содержать два трехфазных двухобмоточных трансформатора.
Для дальнейшего расчета имеются варианты с установкой двух трансформаторов:
- ТДНС-10000/35/6 У1 А производства ООО «Тольяттинский трансформатор»
- ТДНС-10000/35/6 У1 Б производства ООО «Тольяттинский трансформатор»
или
- ТД-10000/35/6 У1 А производства ООО «Тольяттинский трансформатор»
- ТД-10000/35/6 У1 Б производства ООО «Тольяттинский трансформатор»
Таблица 4 – Сравнение силовых трансформаторов
Напряжение Потери, Uk , % Цена Тип S ном , обмотки, кВ кВт I x , % тыс.
МВА руб.
ВН НН Px Pk ВН-НН
ТДНС10000/35/6 10,0 35,0 6,3 11,5 60,0 8,0 0,75 5979 У1 А
ТД10000/35/6 10,0 35,0 6,3 9 60,0 8,0 0,25 6124 У1 А
Проектирование систем электроснабжения подстанции Тагарская РЭС
... оборудования, изменяются потери электроэнергии. Целью курсового проекта является проведение реконструкции подстанции «Тагарская» ... подстанция расположена в южной части г.Минусинска и предназначена для электроснабжения ... понизительных подстанций, с установленной мощностью 919600 кВ·А. Трансформаторная подстанция «Тагарская» ... и бесперебойности работы агрегатов и установок. В курсовом проекте рассмотрен ...
3.1 Технико-экономический расчет трансформатора ТДНС – 10000/35/6
Параметры ТДНС-10000/35/6: S ном 10000МВА Px 11,5кВт U k 8,0% U номВН 35кВ Pk 60кВт
; ; ; ; ; I xx 0,75% U номНН 6кВ
; .
Потери реактивной мощности в режиме холостого хода для трансформатора рассчитываются с помощью формулы:
I xx
Qxx S ном 0.07510000 75кВар
100 (7)
Коэффициенты загрузки обмоток трансформатора рассчитываются с помощью данной формулы:
Sn
K з .n
S ном (8)
Приведённые потери мощности в режиме х.х. трансформатора находятся по формуле:
Px’ Px K ип Qxx 11,5 0,05 75 15,25кВт (9)
где Px — где потери холостого хода трансформатора; K ип — коэффициент изменения потерь, его значение устанавливаем – 0,05
кВт/кВар.
Реактивные потери обмоток трансформатора в режиме к.з. находятся исходя из формулы:
U к .n 8
Qk 10000 800кВар
100 100 (10)
Приведённые потери обмоток трансформатора в режиме к.з находятся по данной формуле:
Pk’ Px K ип Qk 60 0,05 800 100кВт (11)
Формула приведённой потери мощности трансформатора гласит:
PT’ Px’ k З2.В. Pk’ 15,25 0,57342 100 48,12кВт (12)
Экономическая нагрузка трансформаторов определяется согласно формуле:
Px’
SЭ. ПС Sном.Т n (n 1) ‘ , (13)
Pk
15.25
S Э. ПС 10000 2 (2 1) 5.523МВт
Потери электроэнергии подстанции находится по данной формуле:
k
WПС ni P Ti (
x
‘
Pk’ k k2 Ti ) (14)
i 1 n
Результаты расчетов потерей электроэнергии приведены в таблице 5.
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяется исходя из формулы:
И WПС Сэ, х (Т х ) Wx Сэ, х ( ) Wкв
(15) И WПС 0,648 253302,50 0,918 377938,69 511087,8 руб Таблица 5 – Расчет потерь электроэнергии в силовом трансформаторе
i ni S в.i , МВА Ti. , ч Wк .в.i , кВт ч k з . в .i Wx.i , кВт ч
2 11,03 366 22263,94 1,10 11163,00
2 10,71 549 31486,28 1,07 16744,50
2 10,42 915 49673,70 1,04 27907,50
2 10,03 364 18309,36 1,00 11102,00
2 9,84 732 35438,17 0,98 22326,00
2 9,24 546 23308,08 0,92 16653,00
2 9,02 910 37018,98 0,90 27755,00
2 9,01 915 37139,90 0,90 27907,50
2 9 728 29484,00 0,90 22204,00
2 8,61 910 33730,11 0,86 27755,00
2 8,41 915 32358,11 0,84 27907,50
1 5,52 910 27728,06 0,55 13877,50
W x 253302,50 Wкв 377938,69
где Сэ, х (Т х ) 0,648 руб / кВт ч — стоимость 1 кВт·ч потерь электрической энергии трансформаторов в год; Сэ, х ( ) 0,918 руб / кВт ч – стоимость 1 кВт·ч нагрузочных потерь электрической энергии трансформатора.
Далее следует расчет ежегодных эксплуатационных издержек:
И э Рсум 2К1
(16)
Расчет и проектирование отпаечной тяговой подстанции постоянного тока
... трансформатора. На такой подстанции ВЛ от которой получает питание данная тяговая подстанция проходит через территорию тяговой подстанции, где секционируется высоковольтным выключателем и разъединителями. Выключатель и разъединитель нормально включены и образуют рабочую цепь, по ...
Рсум 0,0094 где и
И э 0,094 (2 5979000) 1124052руб
Формула для расчета приведенных затрат:
Зпр Ен К И э ИWпс
(17)
Зпр 0,15 11958000 1124052 511087,8 3428839,8
3.2 Технико-экономический расчет трансформатора ТД — 10000/35/6
Параметры ТД-10000/35/6: S ном 10000МВА Px 9кВт U k 8,0% U номВН 35кВ Pk 60кВт
; ; ; ; ; I xx 0,25% U номНН 6,3кВ
; .
Потери реактивной мощности в режиме холостого хода для трансформатора рассчитываются с помощью формулы:
I xx
Qxx S ном 0.02510000 25кВар
Коэффициенты загрузки обмоток трансформатора рассчитываются с помощью данной формулы:
Sn
K з .n
S ном
Приведённые потери мощности в режиме х.х. трансформатора находятся по формуле:
Px’ Px K ип Qxx 9 0,05 25 10,25кВт
где Px — где потери холостого хода трансформатора; K ип — коэффициент изменения потерь, его значение устанавливаем – 0,05
кВт/кВар.
Реактивные потери обмоток трансформатора в режиме к.з. находятся, исходя из формулы:
U к .n 8
Qk 10000 800кВар
100 100
Приведённые потери обмоток трансформатора в режиме к.з находятся по данной формуле:
Pk’ Px K ип Qk 60 0,05 800 100кВт
Формула приведённой потери мощности трансформатора гласит:
PT’ Px’ k З2. В. Pk’ 10,25 0,57342 100 43,12кВт
Экономическая нагрузка трансформаторов определяется согласно формуле:
Px’
S Э. ПС S ном.Т n (n 1) ‘ ,
Pk
10,25
S Э. ПС 10000 2 (2 1) 4527,7 МВт
Потери электроэнергии подстанции находится по данной формуле:
k
WПС ni P Ti (
x
‘
Pk’ k k2 Ti )
i 1 n
Результаты расчетов потерей электроэнергии приведены в таблице 6.
Таблица 6 – Расчет потерь электроэнергии в трансформаторах 10 МВА
i ni Sв.i , МВА Ti . , ч Wк .в.i , кВт ч k з.в.i Wx.i , кВт ч
2 11,03 366 22263,94 1,10 7503,00
2 10,71 549 31486,28 1,07 11254,50
2 10,42 915 49673,70 1,04 18757,50
2 10,03 364 18309,36 1,00 7462,00
2 9,84 732 35438,17 0,98 15006,00
2 9,24 546 23308,08 0,92 11193,00 Продолжение таблицы 6
2 9,02 910 37018,98 0,90 18655,00
2 9,01 915 37139,90 0,90 18757,50
2 9 728 29484,00 0,90 14924,00
2 8,61 910 33730,11 0,86 18655,00
2 8,41 915 32358,11 0,84 18757,50
1 5,52 910 27728,06 0,55 9327,50
W кв 377938,69 W x 170252,50
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах определяется, исходя из формулы:
И WПС Сэ, х (Т х ) Wx Сэ, х ( ) Wкв
И WПС 0,648170252,50 0,918 377938,69 457271,42 руб
где Сэ, х (Т х ) 0,648 руб / кВт ч — стоимость 1 кВт·ч потерь электрической энергии трансформаторов в год; Сэ, х ( ) 0,918 руб / кВт ч – стоимость 1 кВт·ч нагрузочных потерь электрической энергии трансформатора.
Далее следует расчет ежегодных эксплуатационных издержек:
И э Рсум 2К1
Рсум 0,0094 где ;
И э 0,094 (2 6124000) 1151312руб
Формула для расчета приведенных затрат:
Разработка схем питания собственных нужд подстанции
... сопротивление трансформаторов: Рассмотрим трехфазное короткое замыкание на шинах 110 кВ (точка К-1). Базисный ток: Ток короткого замыкания: Ударный ток (амплитудное значение) короткого замыкания: где - ударный коэффициент (выбирается из 1). Рассмотрим трехфазное короткое замыкание ... ПРГ6-УХЛ1, заземлители ЗОН-110Т-1. подстанция трансформатор питание собственный Таблица 1 Виды проверки Условия выбора ...
Зпр 0,15 12248000 1151312 457271,42 3445783,42
руб.
Результаты сравнения двух вариантов силовых трансформаторов показаны в таблице 7. Таблица 7 – Сравнение двух вариантов силовых трансформаторов
Вариант установки Затраты, руб.
1. ТДНС-10000/35/6 3 428 839
2. ТД-10000/35/6 3 445 783
Затраты на силовой трансформатор ТДНС-10000/35/6 незначительно меньше затрат на силовой трансформатор ТД-10000/35/6. Выбор мощности трансформатора обусловлен подключение новых потребителей и перспективным развитием Сызранского района, поэтому оптимальным будет выбрать трансформатор номинальной мощностью не более 10000 кВА на силовой трансформатор. Также выбор был обусловлен технической политикой организации, которой принадлежит данная подстанция.
4 Выбор главной электрической схемы подстанции 35/6 кВ
«Троицкая»
Все без исключения свойства, техническую и экономическую характеристику подстанции включает в себя главная электрическая схема подстанции.
При произведении выбора главной электрической схемы, в первую очередь, следует руководствоваться количеством, типом и параметрами основного электрического оборудования и аппаратуры. Также следует произвести подходящую их компоновку в схеме, обеспечить выполнение всех мер по полной защите подстанции от перегрузок, перенапряжений, аварийных ситуаций и т.д. Необходимо обеспечить решение проблем с обслуживанием подстанции и внедрения нового автоматизированного оборудования.
Главная электрическая схема определяет тип проектируемого распределительного устройства. Надлежащую территорию застройки и объем выполняемых задач, устанавливает возможные режимы и её безопасность при эксплуатации.
В связи с появлением новых потребителей, перспективным развитием электросетей Сызранского района и повышением аварийности в связи со старением оборудования, используемого в работе подстанции, было решено произвести реконструкцию данной подстанции.
Электрические схемы подстанции обязаны отвечать данным требованиям:
1. Осуществлять переключающие операции ЛЭП, трансформаторов, автотрансформаторов.
2. Поддерживать уровень надежности функционирования РУ.
3. Осуществлять секционирование сетей электроснабжения и обеспечивать функционирование РУ при заданных значениях.
4. Предотвращать возникновение аварий и гарантировать безопасность при проведении восстановительных работ на отдельных элементах схемы.
ПС 35/6кВ «Троицкая» с трансформаторами 10 МВА представлена на
рисунке 3.
Рисунок 3 – Электрическая схема подстанции
5 Расчет токов короткого замыкания на шинах 35 и 6 кВ подстанции
35/6кВ «Троицкая»
Расчетов токов к.з. необходимо осуществлять при проектировании, реконструкции, техническом переоснащении с целью подбора электрооборудования и устройств защиты.
Расчет токов к.з. для выбора соединяющих линий и кабелей производится по техническим параметрам при возникновении короткого замыкания для определения характеристик срабатывания, определения чувствительности выбранных уставок РЗА.
В данном разделе проводится расчет токов короткого замыкания на шинах 35 и 6 кВ, предусматривается обновление части релейной защиты и автоматики ПС 35/6кВ «Троицкая» на современных микропроцессорных терминалах производства ЗАО «Радиус Автоматика»
Проектирование и расчет защиты от перенапряжений
... курсовой работы является определение параметров системы связи, расчет влияний на аппаратуру железнодорожной автоматики, телемеханики и связи (ЖАТС), а также разработка мер и согласованных по параметрам схем защиты от перенапряжений, ... объектов. Состоит из силовых трансформаторов, распределительного устройства, устройства автоматического управления и защиты, а также вспомогательных сооружений. ...
Выбор принципов и типов устройств РЗА осуществлен в соответствии добавлением Т-2 и замены Т-1 4000/35/6 на Т-1 10000/35/6.
В работе предусматривается оснащение новыми микропроцессорными устройствами релейной защиты и автоматики следующих элементов ПС 35/6 кВ «Троицкая»:
- Силового трансформатора;
- Автоматического регулирования напряжения трансформатора;
- Вводного выключателя 6 кВ;
- Секционного выключателя;
- Линейного выключателя 6 кВ.
Далее изображена схема замещения сети 35/6кВ кВ подстанции «Троицкая».
Рисунок 4 – Схема замещения сети 35 кВ
Расчет производится по данным, предоставленным филиалом Жигулевского ПО ПАО «МРСК-Волги» — «Самарские РС».
Данный расчет производится в именованных единицах.
1. Максимальный ток 3-х фазного короткого замыкания на шинах 35кВ
ПС «Троицкая» составляет:
Ux 37 ( 3) I max 1,44кА
3 ( Xc Xp ) R
2 2
3 (7,22 5,16) 8,27
2 2
(18) где Xc – сопротивление системы, Xp – расчетное сопротивление сети, R – активное сопротивление.
2. Ток 2-х фазного короткого замыкания составляет:
3 (3)
(2)
I max I max 0,86 1, 44 1, 24кА (19)
3.Минимальный ток 3-х фазного короткого замыкания на шинах 35 кВ ПС «Троицкая» составляет:
Ux 37 ( 3) I min 0,94кА
3 ( Xc Xp ) R
2 2
3 (15,05 5,16) 10,62
2 2
(20)
4. Минимальный ток 2-х фазного короткого замыкания составляет:
3 ( 3)
( 2)
I min I min 0,86 0,94 0,81кА (21)
5.Максимальный ток 3-х фазного короткого замыкания на шинах 6 кВ ПС «Троицкая» составляет:
Ux 37 ( 3) I max 0,99кА
3 ( Xc X max) 2 R 2 3 (12,38 7,6) 2 8,27
(22)
6.Минимальный ток 3-х фазного замыкания на шинах 6 кВ ПС «Троицкая» составляет:
Ux 37 ( 3) I min 0,63кА
3 ( Xc Xp ) R
2 2
3 (20,21 12,3) 10,62
2 2
(23)
7.Максимальный ток 3-х фазного короткого замыкания на шинах 6 кВ ПС «Троицкая» приведенный к стороне 6 кВ:
6 ) 5,8кА
( 3)
I max(
(24)
8.Минимальный ток 3-х фазного короткого замыкания на шинах 6 кВ ПС «Троицкая» приведенный к стороне 6 кВ:
6 ) 3,7 кА
( 3)
I min(
(25)
6 Выбор оборудования РЗА подстанции 35/6 кВ «Троицкая»
Данный раздел предусматривает выполнение реконструкции части релейной защиты и автоматики ПС 35/6 кВ «Троицкая» на современных микропроцессорных терминалах производства ЗАО «Радиус Автоматика».
Выбор принципов и типов устройств РЗА осуществлен в соответствии с добавлением Т-2 и замены Т-1 4000/35/6 на Т-1 10000/35/6.
В работе предусматривается оснащение новыми микропроцессорными устройствами релейной защиты и автоматики следующих элементов ПС 35/6 кВ «Троицкая»:
- Силового трансформатора;
- Автоматического регулирования напряжения трансформатора;
- Вводного выключателя 6 кВ;
- Секционного выключателя;
- Линейного выключателя 6 кВ.
6.1 Защита силового трансформатора
Дифференциальная защита трансформатора
... дифференциальных защит трансформаторов. а) Защиты на электромагнитных реле с быстронасыщающимися трансформаторами (БНТ). На рис 10.2. представлена схема дифференциальной защиты трёхобмоточного трансформатора ... («загрубления» защиты) можно изменять регулированием сопротивления в цепи короткозамкнутой обмотки. Дифференциальные защиты линий. а) Продольная токовая дифференциальная защита сравнивает ...
Основная защита силового трансформатора на подстанции выполнена на базе «Сириус-Т» (рисунок 5).
Рисунок 5 – Микропроцессор «Сириус-Т»
Функции основных защит трансформатора:
- Двухступенчатая дифференциальная токовая защита;
- Двухступенчатая максимальная токовая защита;
- ГЗТ;
- Защита от перегрузки;
- Контроль состояния трансформатора;
- Управление схемой обдува по двум критериям – ток нагрузки и сигналы от датчиков температуры;
- Выдача сигнала блокировки РПН при повышении тока нагрузки выше допустимого;
- Исполнение входного сигнала УРОВ при отказах нижестоящих выключателей;
- Исполнение входного сигнала «Отключение» при срабатывании дуговой защиты низшего напряжения.
- Резервная защита силовых трансформаторов выполнена на базе микропроцессорных терминалов «Сириус-УВ».
В резервных защитах трансформатора реализованы следующие функции:
- Двухступенчатая максимальная токовая защита от междуфазных КЗ с независимой выдержкой времени;
- Формирование сигнала УРОВ при отказах своего выключателя;
- Исполнение входного сигнала УРОВ с контролем по току при отказах нижестоящих выключателей;
- Автоматическое регулирование напряжение трансформатора.
В терминале «Сириус-2-РН» реализованы следующие функции:
- Регулирование коэффициента передачи силового трансформатора путем переключения отводов его первичной обмотки с помощью РПН;
- Обеспечение необходимых блокировок, запрещающих регулирование;
- Контроль отработки команд устройством РПН.
6.2 Защита выключателя ввода 6 кВ
Микропроцессорный терминал «Сириус-2В» обеспечивает защиту выключателя 6 кВ (рисунок 6).
Рисунок 6 – Терминал «Сириус-2В»
РЗА ввода 6 кВ включает:
- Трехступенчатую МТЗ от междуфазных повреждений с контролем трех фазных токов (любая степень может иметь комбинированный пуск по напряжению, первые две могут быть выполнены направленными);
- Формирование сигнала АВР на включение секционного выключателя;
- Защиту минимального напряжения;
- Контроль исправности трансформатора напряжения;
- Логическую защиту шин;
- Исполнение входного сигнала УРОВ при отказах нижестоящих выключателей;
- Формирование сигнала УРОВ.
Дополнительно в МП устройстве реализована функция осциллографирования при срабатывании защит и регистрации событий при поступлении сигналов на устройство или срабатывании защит.
6.3 Защита секционного выключателя 6 кВ.
Защита, управление и автоматика выключателя реализована на базе микропроцессорного терминала «Сириус-2» (рисунок 7)
Рисунок 7 – Терминал «Сириус-2»
РЗА секционного выключателя 6 кВ включает:
- Трехступенчатую МТЗ от междуфазных повреждений с контролем трех фазных токов;
- Логическую защиту шин;
- Выдача сигнала пуска МТЗ для организации логической защиты шин;
- АВР;
- Исполнение входного сигнала УРОВ при отказах нижестоящих выключателей;
- Формирование сигнала УРОВ.
6.4 Защита отходящего присоединения 6 кВ
Защита, управление и автоматика выключателя отходящей линии 6 кВ реализованы на базе микропроцессора терминала «Сириус-2Л» (рисунок 8).
Рисунок 8 – Терминал «Сириус-2Л»
РЗА линейного выключателя 6 кВ включает:
- Трехступенчатую МТЗ от междуфазных повреждений с контролем трех фазных токов;
- Защита от замыканий на землю по сумме высших гармоник;
- Выдача сигнала пуска МТЗ для организации логической защиты шин;
- Одно — или двухкратное АПВ;
- Формирование сигнала УРОВ;
- Исполнение внешних сигналов АЧР;
- Исполнение внешних сигналов ЧАПВ
6.5 Защита трансформаторов напряжения 6 кВ
Функция АЧР-6 кВ реализована на базе микропроцессорного терминала «Сириус-АЧР» (рисунок 9) , который предусматривает:
Рисунок 9 – терминал «Сириус-АЧР»
- Автоматическую частоту разгрузки до 4 групп присоединений;
- Автоматическое обратное повторное включение отключенных присоединений.
В работе предусматривается управление ВВ 35 кВ:
- защитами и автоматикой через терминал защит;
- вручную с панели управления щита защит трансформатора.
6.6 Дуговая защита КРУН 6 кВ
Для защиты шин КРУН 6кВ используется дуговая защита на устройствах «Овод-МД» (рисунок 10).
Устройство «Овод-МД» предназначено для защиты шкафов комплектных распредустройств электрических подстанций 0,4-35 кВ при возникновении в них коротких замыканий, сопровождаемых открытой электрической дугой.
Рисунок 10 – Терминал «Овод-МД»
6.7 Расчет токов короткого замыкания и релейной защиты фидеров
Данный метод расчета токов короткого замыкания и релейной защиты сужает диапазон изменения значений максимального и минимального токов короткого замыкания за счет более точного определения короткого замыкания фидера на промежуточных ответвлениях, соответствующих реальному диапазону изменения рабочего напряжения в сетях 35/6 кВ, что в итоге позволяет увеличить чувствительность релейной защиты фидеров примерно на 10%.
Расчет производится каждый раз с шин 6 кВ до точки короткого замыкания.
6.7.1 Расчет релейной защиты фидера 6 кВ №1 подстанции 35/6 кВ «Троицкая»
Схема замещения для расчета токов короткого замыкания для фидера № 2 6 кВ дается на рисунке 11.
Рисунок 11 – Схема замещения фидера 6кВ №1
Сопротивление линии до Тр1-Тр2
Провод А-35 L =2,88 км Удельные сопротивления: r1уд=0,910Ом/км; х1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1уд=0,910·2,88=2,621 Ом; х1=0,400·2,88=1,152 Ом
Сопротивление линии до Тр1_Тш6
Провод А-35 l =9,66 км Удельные сопротивления: r1уд=0,910 Ом/км; х1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1уд=0,910·9,66=8,791Ом; х1=0,400·9,66=3,864 Ом
Сопротивление линии до (.)К1 – Тр1-Тш7
Провод А-35 l =9,54км Удельные сопротивления: r1уд=0,910 Ом/км; х1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1уд=0,910·9,54=8,681 Ом; х1=0,400·9,54=3,816 Ом Сопротивление линии до (.)К2 – оп.106/33
Провод А-35 l =11.40 км Удельные сопротивления: r1уд=0,910 Ом/км; х1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1уд=0,910·11,40=10,374 Ом; х1=0,400·11,40=4,560 Ом
Сопротивление линии до (.)К3 – оп.103/2
Провод А-35 l =11,34 км Удельные сопротивления: r1уд=0,910 Ом/км; х1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1уд=0,910·11,34=10,320 Ом; х1=0,400·11,34=4,536 Ом Параметры трансформатора КТП Тр106А/400 РКЗ=5.5кВт; Uk=4,5% Сопротивление трансформатора: rmp=5,5/103·6,32/0,42=1,364 Ом zmp=4,5/100·6,32/0,4=4,465Ом xmp= 4, 465 2 1,3642 2 =4,251 Ом
Сопротивление линии до (.)К4 – оп.200/88
Провод АС-35 l=2,88+7,12=10,00км Удельные сопротивления: r1уд=0,910 Ом/км; x1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1=0,910·10,00=9,100 Ом; x1=0,400·10,00=4,000 Ом
Сопротивление линии до (.)К5 – оп.612/29
Провод А-35 l=9,66+10,50=20,16 км Удельные сопротивления: r1уд=0,910 Ом/км; x1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1=0,910·20,16=18,346 Ом; x1=0,400·20,16=8,064 Ом Провод АС-50 l=1,31 км Удельные сопротивления: r1уд=0,630 Ом/км; x1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1=0,630·1,31=0,825 Ом; x1=0,400·1,31=0,524 Ом
Сопротивление линии до (.)К6 – оп.700/176 Провод АС-35 l=9,54+2,22=11,76 км Удельные сопротивления: r1уд=0,910 Ом/км; x1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1=0,910·11,76=10,702 Ом; x1=0,400·11,76=4,704 Ом Параметры системы (шины 6 кВ ПС Троицкая») В максимальном режиме: r1сис=0,251 Ом; x1сис=0,578 Ом В минимальном режиме: r1сис=0,319 Ом; x1сис=0,941 Ом
Расчет токов короткого замыкания сведён в таблицу 4.
Таблица 8 – Расчет токов короткого замыкания Ф-1
Место 3-ф КЗ (.) К1 (.) К2 (.) К3 (.) К4 (.) К5 (.) К6
r 1
8,8681 10,374 11,684 9,100 18,346 10,702
x 1
3,816 4,560 8,787 0,400 8,064 4,704
r1сис. max 8,932 10,625 12,935 9,351 18,597 10,953
x1сис . max 4,394 5,138 10,365 0,978 8,642 5,282
r1сис . min 9,000 10,693 13,003 9,419 18,665 110,21
x1сис . min 4,757 5,501 10,728 1,341 9,005 5,645
z k . max r 2 x2 9,954 11,802 16,576 9,402 20,507 12,160
z k . min r 2 x2 10,180 12,025 16,857 9,514 20,724 12,383
I КЗ max U н /( 3 z k ) 0,365 0,308 0,219 0,387 0,177 0,299
кА I КЗ min U н /( 3 z k ) 0,357 0,302 0,216 0,382 0,176 0,294
кА
6.7.2 Расчет релейной защиты фидера 6 кВ №2 подстанции 35/6 кВ «Троицкая»
Рисунок 12 – Замещения фидера 6кВ №2
Сопротивление лини до Тр1_Тр2 Провод А-35 l=2,04 км Удельные сопротивления: r1уд=0,910Ом/км; х1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1уд=0,910·2,04=1,856 Ом; х1=0,400·2,04=0,816 Ом Сопротивление линии до (.)К-1 – оп.202/3
Провод А-35 l=1,38 км Удельные сопротивления: r1уд=0,910 Ом/км; х1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1уд=0,910·1,38=1,8256 Ом; х1=0,400·1,38=0,552 Ом Параметры трансформатора КТП Тр203/400 РКЗ=5,5кВт; uk=4,5% Сопротивление трансформатора: rmp=5,5/103·6,32/0,42=1,34 Ом; zmp=4,5/100·6,32/0,4=4,465Ом xmp= 4, 465 2 1,3642 2 =4,251 Ом Сопротивление линии до (.)К2 – оп.200/88
Провод А-35 l =5,08 км Удельные сопротивления: r1уд=0,910 Ом/км; х1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1уд=0,910·5,08=4,623 Ом; х1=0,400·5,08=2,032 Ом Сопротивление линии до (.)К3 – оп.108/33
Провод А-35 l =2,04+9,72=11,76 км Удельные сопротивления: r1уд=0,910 Ом/км; х1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1уд=0,910·11,76=10,702Ом; х1=0,400·11,76=4,704 Ом
Параметры системы (шины 6 кВ ПС Троицкая»)
В максимальном режиме: r1сис=0,251 Ом; x1сис=0,578 Ом В минимальном режиме: r1сис=0,319 Ом; x1сис=0,941 Ом
Таблица 9 – Расчет токов короткого замыкания Ф-2
Место 3-ф КЗ (.) К1 (.) К2 (.) К3
r 1
2,620 4,623 10,702
x 1
4,803 2,032 4,704
r1сис. max 3,871 4,874 10,953
x1сис . max 6,381 2,610 5,282
r1сис . min 3,939 4,942 11,021
x1сис . min 6,744 2,973 5,645
z k . max r 2 x2 7,463 5,529 12,160
z k . min r 2 x2 7,810 5,767 12,383
I КЗ max U н /( 3 z k ) 0,487кА 0,658кА 0,299кА
I КЗ min U н /( 3 z k ) 0,466кА 0,631кА 0,294кА
6.7.3 Расчет релейной защиты фидера 6 кВ №4 подстанции 35/6 кВ «Троицкая»
Рисунок 13 – Схема замещения фидера 6 кВ №4
Сопротивление линии до (.)К1- оп.400/30 Провод А-50 l=1,8 км Удельные сопротивления: r1уд=0,630 Ом/км; х1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1уд=0,630·1,8=1,134 Ом; х1=0,400·1,8=0,720 Ом
Сопротивление линии до (.)К2 – Тр402/400
Параметры трансформатора КТП Тр402/400 РКЗ=5,5кВт; uk=4,5% Сопротивление трансформатора: rmp=5,5/103·6,32/0,42=1,34 Ом; zmp=4,5/100·6,32/0,4=4,465Ом xmp= 4, 465 2 1,3642 2 =4,251 Ом Параметры системы (шины 6 кВ ПС Троицкая»)
В максимальном режиме: r1сис=0,251 Ом; x1сис=0,578 Ом В минимальном режиме: r1сис=0,319 Ом; x1сис=0,941 Ом
Таблица 10 – Расчет токов короткого замыкания Ф-4
Место 3-ф КЗ (.) К1 (.) К2
r 1
1,134 1,364
x 1
0,720 4,251
r1сис. max 1,385 1,615
x1сис . max 1,298 4,829
r1сис . min 1,453 1,683
x1сис . min 1,661 5,192
z k . max r 2 x2 1,898 5,092
z k . min r 2 x2 2,207 5,458
I КЗ max U н /( 3 z k ) 1,916кА 0,714кА
I КЗ min U н /( 3 z k ) 1,648кА 0,666кА
6.7.4 Расчет релейной защиты фидера 6 кВ №7 подстанции 35/6 кВ «Троицкая»
Рисунок 14 – Схема замещения фидера 6 кВ №7
Сопротивление линии до (.)К1- оп.707/99 Провод А-50 l=7,20 км Удельные сопротивления: r1уд=0,630 Ом/км; х1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1уд=0,630·7,20=4,536 Ом; х1=0,400·7,2=2,880 Ом Параметры трансформатора КТП Тр701/400 РКЗ=5,5кВт; uk=4,5% сопротивление трансформатора: rmp=5,5/103·6,32/0,42=1,364 Ом; zmp=4,5/100·6,32/0,4=4,465Ом xmp= 4, 465 2 1,3642 2 =4,251 Ом
Сопротивление линии до (.)К2- оп.700/194 Провод А-50 l=11,64 км Удельные сопротивления: r1уд=0,630 Ом/км; х1уд=0,400 Ом/км Сопротивление участка: r1уд=0,630·11,64=7,333 Ом; х1=0,400·11,64=4,656 Ом
Параметры системы (шины 6 кВ ПС «Троицкая»)
В максимальном режиме: r1сис=0,251 Ом; x1сис=0,578 Ом В минимальном режиме: r1сис=0,319 Ом; x1сис=0,941 Ом
Таблица 10 – Расчет токов короткого замыкания Ф-4
Место 3-ф КЗ (.) К1 (.) К2
r 1
5,900 7,333
x 1
7,131 4,656
r1сис. max 6,151 7,584
x1сис . max 7,709 5,234
r1сис . min 6,219 7,652
x1сис . min 8,072 5,597
z k . max r 2 x2 9,862 9,215
z k . min r 2 x2 10,190 9,480
I КЗ max U н /( 3 z k ) 0,369кА 0,395кА
I КЗ min U н /( 3 z k ) 0,357кА 0,384кА
6.8 Расчет дифференциальной защиты Т-1, Т-2 S-10 МВА подстанции 35/6 кВ «Троицкая» на микропроцессорной защите «Сириус-Т»
Дифференциальная защита – это такой вид релейной защиты, который выражен высшей степенью селективности и быстродействием. Используется с целью осуществления защиты всех видов трансформаторов, различного рода генераторов, двигателей, ВЛ и различных секций шин.
Расчет дифференциальной токовой защиты, дифференциальной токовой отсечки – ДЗТ-1, чувствительной дифференциальной защиты – ДЗТ-2 целесообразно выполнять с помощью таблиц.
Таблица 11 – Расчет дифференциальной токовой защиты, дифференциальной токовой отсечки, чувствительной дифференциальной защиты Тип Трансформатора ТДНС-10/36,75 8×1,5%/6,6 Y/ -11 Название Определение и Параметры для сторон
формула ВН 36,75кВ НН 6,6кВ
нахождения Дифференциальная токовая защита Первич. ток на стороне SH 10 10
IH 157 875
UH 3 3 36,75 3 6,6 тр-ра при S ном , А К-нт трансформации ТТ K TT 300/5 1500/5 Схема соединения ТТ k cx 1 1
Втор. Токи в плечах In 157
2.62
2,92
iНВ k cx
K TT 300 / 5 1500 / 5 зищит при S ном , А Принятые значения, А I H .BH _ I H .HH 2,62 2,92
Размах РПН, % Размах РПН 12 Группа сборки ТТ на 0 /1 /5 /6 /7 /11 11 стороне ВН Группа сборки ТТ на 0 /1 /5 /6 /7 /11 — 0 стороне НН Дифференциальная отсечка – ДЗТ-1 Макс. ток внешнего КЗ на I КЗвнешн . макс 990А стороне НН, привиденный к стороне ВН Продолжение таблицы 11 Расчетный макс. ток I КЗвнешн . макс 990/157=6,3=7,0
- макс
*
I КЗвнешн внешнего к.з., приведен. К I ном.тр номин. току тр-ра, о.е. Ток небаланса I нб k ОТС k нб
(1)
I КЗвнешн . макс 1,2·0,7·6,3=5,3
Выбор уставки I диф / I ном I нб 7,0 5,3 срабатывания Принятое значение I диф / I ном 7,0 уставки Чувствительная дифференциальная защита – ДЗТ-2 Принятое значение I Д 1 / I ном 0,3 I ном 0,3 157 47,1
базовой устанвки срабатывания Коэффициент снижения k СН.Т 1 0,5 (k пер k одн 1U ,5
РПН 0 (1) 2 0,1 0,12 0,04) 0,82
f добав тормозного тока Расчетный коэффициент kТОРМ 100 I ДИФ / I1ТОРМ
100 ,2(1 2 0,1 0,12 0,04) / 0,82 52,7 торможения в процентах 100 k ОТС (k пер k одн U РПН f добав ) / k СН .Т
Прнятое значене уставки kТОРМ , % 53 коэффициента торможения Принятое значение I Т 2 / I ном 314 уставки второй точки излома Принятое значение I ДГ 2 / I ДГ 1 0,15 уставки блокировки по второй гармонике Небаланс плеч ДЗТ – ДЗТ-3 Небаланс плеч I диф / I ном 0,1 157
0,1 т.е. I СЗ 0.26 А
300 / 5
Уставки дифференциальной защиты трансформатора на микропроцессорной защите «Сириус-Т» выставлены согласно рекомендаций производителя для двухобмоточных трансформаторов мощностью 10 МВА.
6.9 Расчет уставок защит вводов 6кВ Т-1, Т-2 S-10 МВА на МПУ «Сириус-2В»
Таблица 12 – Расчет уставок защит вводов 6кВ
Параметр Защита Условие выбора Расчет Значение
срабатывания
I ном. расч. Номинальный ток 0,7 S Н 0,7 10 612
I н.сек 612А
расчетной 3 UН 3 6,6
мощности
I CЗ По условию k H kсэп 1.1 1.3 1000
I СЗ I н.сек 612 952А
kв 0.92 МТЗ-2 отстройки от тока
нагрузки секции
icp I CЗ kCX / n icp 1000 1/ 200 5,0 A 5,0
По
kч
( 2)
I КЗ min
3661 3 / 2
3,17 1.5
I СЗ 1000
чувствительности
tС З На отключение tСЗ tСЗФ6 t 1,0 0,2 1,2 1,2
Исходя из таблицы 12, приняты следующие значения:
I СЗ 1000А, icp 5 А, tСЗ 1,1с, n 1000 / 5, kcx 1
6.10 Расчет уставок защит СВВ-6кВ на МПУ «Сириус-21С»
Расчет уставок защит СВВ-6кВ на МПУ «Сириус-21С» представлен в таблице 13. Таблица 13 – Расчет уставок защит СВВ-6кВ
Параметр Защита Условие выбора Расчет Значение
срабатывания
I ном. расч. Номинальный ток 0,7 S Н 0,7 10 612
I н.сек 612А
расчетной 3 UН 3 6,6
мощности
МТЗ-2 I CЗ По условию k H kсэп 1.1 1.3 1000
I СЗ I н.сек 612 952А
kв 0.92
отстройки от тока
нагрузки секции
icp ICЗ kCX / n icp 1000 1/ 200 5,0 A 5,0
По ( 2)
I КЗ
kч min
3661 3 / 2
3,17 1.5
чувствительности I СЗ 1000
tСЗ На отключение tСЗ tСЗФ6 t 1,0 0,2 1,2 1,2
Исходя из таблицы 13, приняты следующие значения:
I СЗ 1000А, icp 5 А, tСЗ 1,1с, n 1000 / 5, kcx 1
6.11 Расчет уставок защит вводов 35кВ Т-1,Т-2 S-10 МВА на МПУ «Сириус-УВ»
Расчет уставок защит вводов 35кВ Т-1,Т-2 S-10 МВА на МПУ «СириусУВ» представлен в таблице 14. Таблица 14 – Расчет уставок защит вводов 35 кВ
Параметр Защита Условие выбора Расчет Значение
срабатывания
I ном. расч. Номинальный 1,4 S Н 1,4 10 218
I н.тр 218А
ток расчетной 3 UН 3 37
мощности
I CЗ По условию kH kсэп 1.1 1.3 360
IСЗ I н.тр 218 339А
kв 0.92 МТЗ-2 отстройки от
тока нагрузки
секции
По I СЗ k н.с. I СЗВВ6 n 1,1 1900 6,3 / 37 324А 360
согласованию с
МТЗ ВВ-6кВ
I / I ном 360/300=1,2 1,2
По
kч
( 2)
I КЗ min
624 3 / 2
1,5
чувствительнос I СЗ 360
ти
tС З На отключение tСЗ tCВВ 6 t 1,4 0,2 1,6 1,6
Исходя из таблицы 14, приняты следующие значения:
I СЗ 360А, icp 6 А, tСЗ 1,6с, n 300 / 5, kcx 1, I / I ном.нн 1,2
6.12 Расчет уставок защит вводов 6кВ Т-1, Т-2 S-10 МВА на МПУ «Сириус-Т»
Таблица 15 – Расчет уставок защит вводов 6 кВ
Пара метр Условие Защита Расчет Значение
срабаты выбора
вания
I ном. расч. Номинальный I 1,4 S Н 1,4 10 1225А 1225
н.тр
ток расчетной 3 U Н 3 6,6
мощности
I CЗ По условию k H kсэп 1.1 1.3 1905
I СЗ I н.тр 1225 1904А
kв 0.92 МТЗ НН отстройки от
тока нагрузки
По I СЗ kн.с. ( I СЗСВВ 6 I n.сек ) 1,1 1612 1773А 1905
согласованию
с МТЗ СВВ 6кВ
I / I номНН 1905/1500=1,7 1,7
По
kч
( 2)
I КЗ min
3661 3 / 2
1,67 1,5
чувствительно I СЗ 1900
сти
tС З На tСЗ tСЗCВВ 6 t 1,2 0,2 1,4 1,4
отключение Продолжение таблицы 15
I ном. расч. Номинальный I 1,4 S Н 1,4 10 218А 218
н.тр
ток расчетной 3 U Н 3 37
мощности
I CЗ По условию kH kсэп 1.1 1.3 360
IСЗ I н.тр 218 339А
kв 0.92 МТЗ ВН- отстройки от
1 тока нагрузки
секции
По I СЗ kн.с I СЗВВ 6 n 1,1 1900 6,3 / 37 324А 360
согласованию
с МТЗ-НН-6кВ
I / I ном 360/300=1,2 1,2
По
kч
( 2)
I КЗ
I СЗ
min
624 3 / 2
1,5
чувствительно
сти
tС З На tСЗ tCВВ 6 t 1,4 0,2 1,6 1,6
отключение Защита I CЗ По отсройке 180 от от kH kсэп 1.1 1.3
I СЗ I н.тр 218 339А
kв 0.92 перегру номинального за на тока стороне I ВН / I номВН 180/300 0,6 35 кВ
tС З На сигнал — 9,0 Продолжение таблицы 15
Обдув I CЗ Включение kн 1,05 78
I СЗ I н.тр 157 179А Д обдува при kв 0,92
S=5МВ А
I ВН / I номВН 78/300 0,26
tС З На включение — 9,0
УРОВ I CЗ 70% I н.тр 99 ВН IСЗ 0,7 I н.тр / 1,1 0,7 157 / 1,1 100А
I ВН / I номВН 99/300 0,33
t СЗ На — 0,2
отключение Блок. I CЗ 2 I н.тр 2 157 314А 314
Заключение
Данная ВКР представляет собой завершенную работу, в которой указаны расчеты и мероприятия по реконструкции действующей подстанции 35/6 кВ «Троицкая».
На основе характеристик и состояния основного оборудования, месячных, годовых графиков нагрузок подстанции был выполнен расчет количества, мощности и типа заменяемых трансформаторов, выбрана главная электрическая схема подстанции, получены показания токов короткого замыкания на шинах 36/6 кВ, подробно осуществлен подбор оборудования средств релейной защиты и аварийной автоматики, произведен расчет токов короткого замыкания отдельно по каждому фидеру ПС «Троицкая», также выбраны уставки релейной защиты.
Список используемых источников
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/bakalavrskaya/rekonstruktsiya-podstantsii/
