Определение параметров тяговой подстанции скачать бесплатно на Диплом IQ

Государственное образовательное учреждение высшего профессиональногообразования
Петербургский государственный университет
путей сообщенияКафедра «Электроснабжениежелезных дорог»
Пояснительная записка к курсовому проекту
по дисциплине «Релейная защита»
Санкт-Петербург
2006/>

Введение
В системахэлектроснабжения нередко возникают короткие замыкания и другие ненормальныережимы работы. К.з. возникают вследствие дефектов, старения и загрязнения изоляциитоковедущих частей, обрыва и схлестывания проводов при сильном ветре илигололеде. Электрическая дуга в месте замыкания способна вызвать пережоги,оплавление и разрушение электрического оборудования и распределительныхустройств, отжиг и обрыв контактного провода. Разрушения оказываются тем значительнее,чем больше ток в дуге и время ее существования. Чтобы к.з. не вызвало большогоущерба, поврежденное электрооборудование необходимо как можно быстрее отключить.
Отключениеэлектрической системы осуществляется коммутационными аппаратами – высоковольтнымивыключателями, привод которых снабжен специальным механизмом. Для отключениявыключателя необходимо осуществить управляющее воздействие на этот механизм.
Автоматическиеустройства, служащие для выявления к.з. и ненормальных режимов и воздействующиев необходимых случаях на механизм отключения выключателя или на сигнал,называют релейной защитой.
Цель проекта – приобретение навыка расчета параметров аварийных режимови уставок защит элементов тягового электроснабжения электрических железныхдорог переменного тока напряжением 27,5 кВ. В проекте требуется:
рассчитать уставки защит натяговой подстанции для понижающего трансформатора, шин 27,5 кВ и фидеровтяговой нагрузки;
определить уставки защитпостов секционирования (ПС) и пунктов параллельного соединения (ППС) для одноймежподстанционной зоны;
построить диаграммыселективности и характеристики срабатывания защит, а также векторные диаграммыаварийных режимов;
разработать функциональныесхемы защит фидеров тяговой сети и алгоритмы их работы;
выбрать аппаратные средствареализации функций защит;
построить принципиальныесхемы защит трансформатора;
Рекомендуемый порядокрасчета уставок защит.
Анализ исходных данных.
Формирование расчетных схем.
Определение способа защиты исостава защит.
Вычисление параметров аварийныхрежимов.
Расчет уставок защит.
Исходные данные
Шифр задания – 1–2–4–4–1.
Таблица 1. Токи короткогозамыкания на вводах подстанции, кАРежим Обозна- Первая цифра шифра задания ЭС чение. 1 Максимум
Ic,max 4,1 Минимум
Ic, min 1,3
Таблица 2. Параметрырайонной нагрузкиНаименование Обозначение Вторая цифра шифра 2 Общая мощность, %
s=SР.Н/SN 20 Нагрузка фидера, МВА
SФ, РН 1,5 Марка провода фидера – AAБ-3 ´ 70 Длина фидера, км
LФ, Р.Н 30 Уставка МТЗ фидера, с
tф, р.н 1,0
Таблица 3. Параметрыустройств тягового электроснабженияНаименование Обознач. Третья цифра шифра задания 4 Вид тяговой сети – ТПО
Расстояние, км
(см. рис. 1)
L21 15
L1 15
L22 30 Рабочий ток, А ввода в РУ 27,5 кВ
IРУ, раб, max 800 фидера подстанции
IП, раб, max 710 фидера ПС
IПС, раб, max 350 ППС
IППС, раб, max Трос груп. заземления – АС-70 Удельные сопротивления тяговой сети, Ом/км
z11 0,466
z21 0,414
z22 0,25
z -1,2 0,355
z’p,2 0,059
Таблица 4. Параметрыпонижающего трансформатораНаименование Обозначение Четвертая цифра шифра задания 4 Тип трансформатора – ТДТНЖ 40000 /110 У1 Схемы соединения обмоток – Уo/Д/Д Мощность, МВА
SN 40 Регулирование высшего напряжения, %
∆Ua ±16 Напряжения обмоток, кВ номинальное
UB, N
UC, N
UH, N
115
27,5
11,0 максимальное
UB, max
UC, max
UH, max
133
28,9
12,0 минимальное
UB, min
UC, min
UH, min
97
26,2
11 Напряжения опыта КЗ, % для среднего напряжения
uk, ВС u, ВН uk, СН
10,5
17,5
6,5 максимального регулируемого напряжения
uk, ВC, +РО
uk, ВН, +РО
11,4
19,3 минимального регулируемого напряжения
uk, ВC, -РО
uk, ВН, -РО
9,4
17,0 Потери, кВТ опыта КЗ
PКЗ 200 опыта ХХ
PXX 39 Относит. сопротивл.
X*в(1), В 0,245
Примечание. Наибольшие рабочие напряжение электрооборудования в сети220 кВ составляет 252 кВ, а в сети 110 кВ – 126 кВ.

1.Расчет защит понижающего трансформатора
1.1 Анализ исходныхданных и принимаемые допущения

Схема главных соединений представленана рис. 1. Расчет производится для задания с шифром 1–2–4–4–5. Для этоговарианта приведены данные по трансформаторам и нагрузке (см. рис. 1).
Принимаем общепринятыедопущения для аварийного режима: короткое замыкание (КЗ) металлическоетрехфазное, точка КЗ электрически удалена, используется линейная схемазамещения, параметры 3-х фазной системы симметричны, учитываются режимымаксимума и минимума энергосистемы (ЭС), поперечные сопротивления и продольныеактивные принимаются равными нулю, определяются периодическая составляющая токаКЗ [1]. Принимаем, что отсутствует подпитка точки КЗ крупнымиэлектродвигателями. В качестве метода расчета выбираем приближенный методкомплексных величин в именованных единицах для симметричных трехфазных цепей.При изложенных условиях расчет производится для одной фазы трехфазной системы.
1.2 Формированиерасчетных схем

Анализируем возможные режимыработы понижающих трансформаторов. На тяговых подстанциях переменного токаобычно предусматривается в нормальном режиме работа одного трансформатора. Ввынужденных режимах, например, при выпадении из работы смежной тяговой подстанции,а также в особых режимах нормальной работы, например, при сгущении поездов,трансформаторы могут работать параллельно на шины 27,5 кВ. С учетом возможнойработы энергосистемы в режимах минимума или максимума получаем 4 расчетныхсхемы для определения токов КЗ на шинах низшего (НН) и среднего (СН)напряжений. Для расчетов КЗ при параллельной работе потребуется определитьсопротивления схемы замещения отдельно для каждой обмотки трансформатора.
Для трансформаторанеобходимо учитывать также наличие на обмотках ВН устройств регулированиянапряжения и заводской допуск на величину напряжения короткого замыкания uк[7], [20].
1.3 Определение способазащиты и состава защит

Состав защит трансформаторовзависит от его мощности. Необходимы следующие защиты:
двухступенчатая газоваязащита (ГЗ) с действием первой ступени на сигнал, а второй на отключениетрансформатора со всех сторон;
дифференциальная токоваязащита (ДТЗ) с отстройкой от бросков тока намагничивания при включенииненагруженного трансформатора и действующая на отключение всех выключателейтрансформатора без выдержки времени с коэффициентом чувствительности не менее2;
максимальная токовая защитана стороне ВН обладающая необходимой чувствительностью к КЗ на стороне СН и ННи отключающая трансформатор со стороны всех напряжений;
защита от перегрузки (МТЗПГ), отстраиваемая от номинального тока нагрузки с выдержкой времени 9с;
защита от перегрева масла(ЗПМ) с выдержкой времени 9 с, работающая на включение обдува трансформатора, суставкой защиты 0,7 от номинального тока с учетом коэффициентов надежности и возврата.
Для общепромышленныхтрансформаторов [8, 9] рекомендуется установка максимальных токовых защит(МТЗ), при необходимости с комбинированным пуском (МТЗ КП) или пуском понапряжению (МТЗ ПН) на сторонах СН и (или) НН. С другой стороны, вводы шинтяговой нагрузки должны быть оборудованы либо двухступенчатой дистанционнойнаправленной защитой, дополненной токовой отсечкой, либо двухступенчатойзащитой, содержащей максимальную токовую и дистанционную защиты.
Принимаем решение установитьна вводе шин 27,5 кВ максимальную токовую и дистанционную защиты с выдержкамивремени 1,2 с. Максимальную токовую защиту на ВН выполняем с двумявыдержками времени, первая с действием на отключение ввода шин районнойнагрузки, вторая с действием на отключение трансформатора со всех сторон.
Защита тяговых шин обычнореализуется на дифференциальной защите, контролирующей токи всех присоединенийшин. В простейшем случае для шин устанавливается потенциальная защита (ПЗ),чаще называемой защитой минимального напряжения (ЗМН). В рассматриваемомварианте шины защищаются защитами ввода в РУ 27,5 кВ. Кроме того, устанавливаемЗМН. Эта же защита должна срабатывать при КЗ на линиях питающих подстанцию, дляликвидации подпитки по тяговой сети со стороны смежной подстанции, т.е.выполнять функции защиты от подпитки (ЗПП).
1.4 Вычисление параметроваварийных режимов

В табл. 5 приведены основныеэтапы расчета.
Примечания к расчету:
1. Расчетные формулы восновном приведены для одного трансформатора в режиме максимума энергосистемы.Схема замещения приводилась к напряжению обмотки ВН. Приведение к другимнапряжениям осуществлялось через отношение средних номинальных напряженийсторон трансформатора.
2. Расчет сопротивленийобмоток трансформатора выполнялся для режимов максимума и минимума ЭС.Особенности режима максимума: питающие подстанцию линии нагружены и имеютнаибольшие падения напряжения, а, следовательно, напряжение на обмотках ВНтрансформатора минимально. С целью понижения коэффициента трансформации РПНтрансформатора устанавливает минимальную отпайку регулировочной обмотки. Приэтом изменяются потоки рассеяния и напряжение опыта КЗ трансформатора. Врезультате можем получить минимальное значение сопротивления трансформатора,например ZВС, min.
3. Токи КЗ в режимемаксимума определены из предположения, что источник питания обеспечиваетноминальное напряжение. В режиме минимума предполагается, что напряжениеисточника питания повышается до максимального значения сети.
Таблица 5. Расчет токовкороткого замыкания тяговой подстанцииНаименование Значение Обозначения и расчетные формулы параметры трансформатора Заводской допуск напряжения кз 0,05
Δuk Напряжение опыта кз, приходящееся на обмотку, % 10,75
uk,B=0,5 (uk,BH +uk,BC –uk,CH) -0,25
uk,C=0,5 (uk,CH +uk,BC –uk,BH) 6,75
uk,H=0,5 (uk,BH +uk,CH –uk,BC)=0,5 (20,0+6,5–12,5) Номинальное напряжение энергосистемы, кВ 110
UN Ср.наряжения сторон, кВ питающей сети 115
UB,cp тяговой сети 27,5
UC,cp район. нагрузки 10,5
UH,cp Режим энергосистемы МАКС МИН – Включено трансформаторов 2 1 2 1 n Граничные напряжения обмоток ВН, кВ 97 126
UB,min; UB,max Сопротивление ЭС, Ом 16,21 51,13
ZC,min=UB,cp/(1,73·IC,max)
ZC,max=UB,cp/(1,73·IC,min) сопротивление сторон 27,5 кВ, Ом трансформатора 21,01 47,51
ZBC,max=U2B,max·uk,BC+PO(1+Δuk)/(100·SN)
ZBC,min=U2B,min·uk,BC-PO(1-Δuk)/(100·SN) обмотки СН
ZT,C=U2B,cp·uk,C/(100·SN) обмотки ВН 21,01 47,51
ZT,B,min =ZBC,min – ZT,C
ZT,B,max =ZBC,max – ZT,C от источника до шин 27 37 74,9 99
Z27,5 min =ZC,min +ZBC,min
Z27,5 min =ZC,min +ZBC,min
Z27,5 max =ZC,max +ZBC,max
Z27,5 max =ZC,max +ZBC,max сопротивление на стороне 10 кВ, Ом трансформатора 38 80
ZBH,min=U2B,min·uk,BH-PO(1-Δuk)/(100·SN)
ZBH,max=U2Bmax·uk,BH+PO(1+Δuk)/(100·SN) обмотки НН 17 32
ZT,H,min =ZBH,min – ZT,B,min=
ZT,H,max =ZBH,max – ZT,B,max= от источника до шин 43,7 54 107 131
Z10,min =ZC,min +ZBH,m
Z10,max =ZC,max +ZBH,max токи короткого замыкания, кА на стороне 110 кВ при кз на 27,5 кВ 2,35 1,72 0,97 0,74
IBC,max=UN/(1,73·Z27,5 min)
IBC,max=UN/(1,73·Z27,5 min)
IBC,min=UB,max/(1,73·Z27,5 max)
IBC,min=UB,max/(1,73·Z27,5 max) на стороне 27,5 кВ 9,8 7,19 4,06 3,09
I27,5,max=IBC,max·UB,cp/UC,cp
I27,5,max=IBC,max·UB,cp/UC,cp
I27,5,min=IBC,min·UB,cp/UC,cp
I27,5,min=IBC,min·UB,cp/UC,cp на стороне 110 кВ при кз на 10 кВ 1,45 1,18 0,68 0,56
IBH,max=UN/(1,73·Z10 min)
IBH,max=UN/(1,73·Z10 min)
IBH,min=UN/(1,73·Z10 max)
IBH,min=UN/(1,73·Z10 max) на стороне 10 кВ 15,9 12,9 7,4 6,1
I10,max=IBH,max·UB,cp/UH,cp
I10,max=IBH,max·UB,cp/UH,cp
I10,min=IBH,min·UB,cp/UH,cp
I10,min=IBH,min·UB,cp/UH,cp

Таблица 6. Расчетдифференциальной защиты понижающего трансформатораНАИМЕНОВАНИЕ ИСХОДНЫХ И РАСЧЕТНЫХ ВЕЛИЧИН ЗНАЧЕНИЯ РАСЧЕТНЫЕ ВЫРАЖЕНИЯ напряжение обмотки, кВ 110 27,5 10 – номинальный ток обмоток, А 201 841
IN={IB,N; IC,N; IH,N};
IH,N=SN/(1,73∙UH,N) коэффициент схемы 1,73 1 1
Ксх={Ксх, В; Ксх, С; Ксх, Н} коэффициент трансформации ТТ 60 120 200
Кi={Кi, В; Кi, С; Кi, Н}; вторичный ток плеча защиты, А 5.7955 7.0 10.51
IB={IОСН, В; I1, В; I2, В};
IОСН, В=IB,N∙Ксх, В/Кi, В
I1, В=IB,N∙Ксх, В/Кi, В
I2, В=IB,N∙Ксх, В/Кi, В расчет рабочей обмотки реле ДЗТ-11 по условию отстройки от броска тока намагничивания рекомендуемый коэффициент 1,2 – –
Кр=1,2–1,5 относительное сопротивление ЭС 0,05 – –
X*C= ZC,min /(U/>/ SN) уточненный коэффициент отстройки 0.87 – –
K*=2,1–3,7∙(X*C+1,15∙ X*B(1)) принятый коэффициент отстройки 1,0 – – K=max (K*; 1) расчетный ток срабатывания защиты, A 201
IСЗ, РАСЧ,1=К∙I1,N;
(IСЗ, РАСЧ,2=Кр∙I1,N) расчетный ток срабатывания реле, A 5.8
IСР, РАСЧ,1= IСЗ, РАСЧ,1·Ксх, В/ Кi, В;
IСР, РАСЧ,2= IСЗ, РАСЧ,2·Ксх, В/ Кi, В уставка срабатывания, А 4,00 – –
IСР, ОСН>= IСЗ, РАСЧ намагничивающая сила срабатывания, А 100 – –
FСР расчетное число витков 25,0 – –
WОСН, РАСЧ= FСР/ IСР, ОСН принятое число витков 25 – –
WОСН минимальный ток срабатывания защиты, A 139 – –
IСЗ,min= FСР·Кi, В/(WОСН·Ксх, В) расчет уравнительных обмоток расчетное – 20,7 13,8
W1, РАСЧ= WОСН·IОСН, В/ I1, В;
W2, РАСЧ= WОСН·IОСН, В/ I2, В принятое – 21 14
WУ1; WУ2 погрешность ТТ 0,1 ε расчетный ток короткого замыкания 1450 – –
IВСН,max расчет тока небаланса параллельной работы на 27,5 кВ, А от погрешности трансформаторов тока 145 – –
I’НБ, РАСЧ=ε·IВСН,max от регулирования напряжения 116 – –
I»НБ, РАСЧ=ΔUα·КТОК, α·IВСН,max от неточности установки витков реле 10.5 – –
I» ’НБ, РАСЧ={(W1, РАСЧ-WУ1)·КТОК, 1/
W1, РАСЧ – (W2, РАСЧ-WУ2)·КТОК, 11/
W2, РАСЧ)}·IВСН,max=={(13,5–14)·0,5/
13,5 – (8,2–8)·1/
8,2)}·590 суммарный 272 – –
IВСН, нб=|I’НБ, РАСЧ | +|I»НБ, РАСЧ|+
|I» ’НБ, РАСЧ| ток торможения параллельной работы, А на сторонах СН и НН – 725 1450
IС, ТОРМ= IВСН,max·КТОК, 1;
IH, ТОРМ= IВСН,max·КТОК, 11 результирующий – – 967
IВСН, ТОРМ= IH, ТОРМ-IС, ТОРМ·I1В/
I2В одиночная работа и кз на 27,5 кВ, А расчетный ток кз – 1720 –
IВС,max ток небаланса 422 – –
IВС, нб={ε+ΔUα+(W1, РАСЧ-WУ1)/
W1, РАСЧ)}·IВС,max ток торможения – 1720 –
IBС, ТОРМ=IВС,max одиночная работа и кз на 10 кВ, А расчетный ток кз – – 1180
IВH,max ток небаланса 290 – –
IВH, нб={ε+ΔUα+(W2, РАСЧ-WУ2)/
W2, РАСЧ)}·IВH,max ток торможения – – 1180
IBH, ТОРМ=IВH,max тангенс угла торможения 0,75 – – tgα коэффициент угла торможения 1 – –
КОТС расчет витков тормозной обмотки расчетное при параллельной работе – 5,2
WВСН, ТОРМ= КОТС·IВСН, нб∙W 2, РАСЧ/
(IВСН, ТОРМ· tgα) расчетное для одиночной работы при кз на 27,5 кВ – 6,8 –
WВС, ТОРМ= КОТС·IВС, нб∙W1, РАСЧ/
(IВС, ТОРМ· tgα) расчетное для одиночной работы при кз на 11 кВ – – 4,5
WВН, ТОРМ= КОТС·IВН, нб∙W2, РАСЧ/
(IВН, ТОРМ· tgα) принятое – 7 –
WТОРМ>=max(WВСН, ТОРМ; WВС, ТОРМ;
WВН, ТОРМ) расчет чувствительности защиты при 2-фазном кз на стороне 11 кВ в минимальном режиме при параллельной работе расчетный ток кз, А 340 340 680
IВ,min= IВСН,min· КТОК, α
IC,min= IВСН,min· КТОК, β
IH,min= IВСН,min ток плеча защиты, А 8.53 11.34 32.8
IВ, РАБ=0,87·
IВ,min·Ксх, В/Кi, В;
IC, РАБ=0,87·I C,min·(UВ,max/U C,max)·Ксх,C/ Кi, рабочая намагничивающая сила, А 451 –
FВHC, РАБ= IВ, РАБ∙WОСН+IC, РАБ· WУ1 тормозная намагничивающая сила, А – 79 –
FВСН, ТОРМ= IC, РАБ∙ WТОРМ рабочая намагничивающая сила срабатывания реле, А 120 – –
FРАБ, СР(FВHC, РАБ; FВСН, ТОРМ)
по кривой торможения реле коэффициент чувствительности – – 3,8
КЧ, ВСН=FВHC, РАБ/FРАБ, СР одиночная работа минимальные токи кз, А – 740 560
IВС,min; IВН,min коэффициент чувствительности – 4.6 3.5
КЧ, ВС=0,87· IВС,min/ IСЗ,min
КЧ, ВН=0,87· IВН,min/ IСЗ,min /> /> /> /> /> /> /> />

1.5 Расчет установокдифференциальной защиты трансформатора
Суть расчета: обеспечитьотстройку от внешних КЗ на шинах НН и СН в режиме максимума ЭС, и обеспечитьтребуемый коэффициент чувствительности для режима минимума ЭС при КЗ в зонедействия защит. В данных условиях рекомендуется применение реле ДЗТ-11,содержащего тормозную обмотку и обеспечивающую отстройку от внешних КЗ (рис. 4,рис. 5). Наиболее целесообразно включить тормозную обмотку на сумму токовплеч защиты сторон СН и НН. Увеличение числа витков тормозной обмотки улучшаетотстройку от внешних КЗ, но ухудшает чувствительность защиты при параллельнойработе.
Фактором, усложняющимрасчет, является необходимость отстройки от бросков тока намагничивания. Вотличие от реле РНТ, реле ДЗТ-11 плохо отстраивается от бросков токанамагничивания при включении ненагруженного трансформатора. Обычно увеличиваютток срабатывания защиты, что ведет к уменьшению чувствительности. Для достижениякомпромисса требуется более тщательный расчет отстройки от бросков токанамагничивания с учетом насыщения стержней магнитопровода, характеризуемогоотносительным сопротивлением X*в(1), В. Фрагмент расчета показан в табл. 6. Ниже приводятсянекоторые пояснения к расчету.
1. Выбор номинальныхпервичных токов трансформаторов тока (ТТ) осуществляется с учетом максимальныхрабочих токов сторон трансформатора. Схемы соединения ТТ выбираются такимобразом, чтобы компенсировать фазовый сдвиг в 30 эл. градусов, характерный длялинейных токов сторон с различной схемой соединения обмоток. Схема подключенияобмоток реле ДЗТ-11 для рассматриваемого примера показаны на рис. 3.Коэффициенты токораспределения Кток, , Кток, , Кток,I, Кток,II учитывают неравенство токов КЗ в месте повреждения и токовв соответствующих обмотках трансформатора (см. рис. 2).
2. Коэффициент схемы Kсх вычисляется как отношение линейного тока (тока в плечезащиты) к току во вторичной обмотке ТТ. В случае, если он имеет неодинаковыезначения для различных плеч, то выбирается наибольший из тех, которые контролируютсяизмерительными органами.
3. Расчет числа витковрабочей Wр и уравнительных WУ1, WУ2обмоток производится в два этапа. На первом вначале определяется расчетноечисло витков основной стороны Wосн по условиям «тонкой» (Iсз, расч1) и «грубой» (Iсз, расч2) отстроек от броска тока намагничивания. Затем, по условиюобеспечения равенства намагничивающих сил при номинальной нагрузке на сторонеСН или НН, рассчитывается расчетное число витков W1расч длястороны СН и W2расч – для стороны НН. На втором этапе определяютсявитки рабочей и уравнительных обмоток реле, расчет которых зависит от схемывключения реле (см. рис. 3). В приведенной схеме на каждое плечо защитывключена только одна из рассматриваемых обмоток. Округление числа витковобмоток проводится таким образом, чтобы получить минимальное значение токанебаланса реле.
4. Расчет тормозной обмоткии определение коэффициента чувствительности производится для 3-х режимов.Первый – КЗ на стороне 10 кВ при параллельной работе на шины 27,5 кВ. Второй итретий при одиночной работе трансформатора при КЗ на стороне НН или СН.
5. При расчете токанебаланса реле токи внешних КЗ приводятся к стороне ВН трансформатора.Учитывается, что регулирование напряжения осуществляется только на стороне ВН.
6. Результирующий токторможения при КЗ на стороне 10 кВ при параллельной работе вычисляется с учетомторможения токами сторон НН и СН и приводится к обмотке торможения стороны ННтрансформатора. При расчете тормозной обмотки Wторм тангенсугла торможения tg при рабочей намагничивающей силе,превышающей 200 А равен 0,75. В противном случае необходимо определить tg`по характеристикам торможения реле ДЗТ-11 исходя из значения максимальнойнамагничивающей силы расчетной обмотки Fраб, max.
7. Коэффициентчувствительности при параллельной работе трансформаторов определяетсяотношением намагничивающей силы при металлическом КЗ FВНС, раб кмаксимальной намагничивающей силе на границе срабатывания Fраб, ср.Последняя определяется по значениям FВНС, раб инамагничивающей силы тороможения FВНС, торм по тормознымхарактеристикам реле. В остальных режимах коэффициенты чувствительности равныотношению токов КЗ к току срабатывания защиты.
В результате первичногорасчета, приведенного в табл. 6, получен крайне низкий коэффициентчувствительности(Кч, ВСН =1), увеличить его можно за счетувеличения рабочей и уменьшения тормозной намагничиваюшей силы. Этого можнодобиться за счет увеличения коэффициентов трансформации высокой и среднейобмоток. Вторичный расчет, проведенный после выбора соответствующихтрансформаторов тока, приведен в табл. 6.1 (получен Кч, ВСН=2.3).
1.6 Расчетзащиты обмотки ВН трансформатора от внешних КЗ

Наиболее простой являетсяМТЗ, реализуемая с помощью токовых реле РТ-40. В случае недостаточнойчувствительности может быть рекомендована МТЗ КП или МТЗ ПН. Ток срабатыванияопределяется из отношений
Iсз>= Iраб,max · Kз · Kсз / Kв, I,                         (1)

Iсз>= Iсз,пред · Kотс, с,                            (2)
где     Iраб,max – максимальный рабочий ток на стороне, где установлена защита, дляобмотки ВН, может приниматься равным номинальному току обмотки;
Kз =1,2 – коэффициентзапаса, учитывающий погрешности;
Kсз – коэффициентсамозапуска, для МТЗ КП или МТЗ ПН его принимают равным 1,0, а для МТЗ егозначение определяется расчетом. Для приближенной оценки при малой доледвигательной нагрузки принимают 1,5–2,0, при большой доле – 3,0–6,0;
Kв, I=0,8 – коэффициент возврата токового реле.
Iсз, пред –максимальный ток срабатывания защиты предыдущего элемента, приведенный к тойстороне, на которой установлена защита. Для рассматриваемого примерасогласовывают с МТЗ ввода 27,5 кВ и фидера районной нагрузки.
Kотс, с=1,1 –коэффициент отстройки по селективности.
Коэффициент чувствительностидолжен быть не меньше нормативных значений и определяется по выражению
Kч, I= 0,87·Imin,к / Iсз,                                    (3)
где Imin,к – минимальный ток трехфазного КЗ в конце защищаемой зоны.
Нормативное значениекоэффициента чувствительности для основной зоны защиты Kч, I, О =1,5, для зоны резервирования (в конце смежной линиипотребителя) –Kч, I, Р =1,2. Дляобмотки ВН основная зона простирается до шин СН и НН.
Ток срабатывания реле определитсяпо формуле
Iср=Iсз·Kсх / KI,                                                      (4)
где Ксх –коэффициент схемы;
К1 – коэффициент трансформации трансформаторатока. По величине тока срабатывания реле выбирается реле тока.
Токсрабатывания защиты для районной нагрузки:
Iсз>= 11,5·1.2·2/0.8=34.5 А.
Расчетпараметров защиты для стороны 10,5 кВ.
Iсз. >= 841·1.2·2/0.8=2523 А,
Iсз. >= 34,5·1,1 =38 А,
Iсз. = 2560А,
Коэффициентчувствительности для основной зоны защиты:
КЧ,1,О = 0,87 ·6100/2560 =2,07
Ток КЗ наконце линии фидера районной нагрузки
/>
где UC- напряжение системы. UC=11 кВ.
ZS – полное сопротивление до точки КЗ.
ZS= Zл + ZЛ*

где Zл – сопротивление линии районной нагрузки. Для ААБ-3х70
Zл=/> Ом/м
ZЛ* – сопротивление линии до шин 10,5 кВ

ZЛ* = />
Где IКЗ – ток КЗ на шинах 10,5 кВ,
ZЛ* = />Ом;
ZS=2,28+1,04=3,32 Ом;
/> кА.
Коэффициентчувствительности для зоны резервирования:
КЧ,1,Р = 0,87 ·1800/1200 =1,4.
Токсрабатывания реле:
Icp= 1200·1/200=6А.
Расчетпараметров защиты для стороны 27.5 кВ.
Токсрабатывания защиты для фидера КС:
Iсз>= 820·1.2·1.5/0.8=1756 А.
Iсз. = 1760А.
Коэффициентчувствительности для основной зоны защиты:
КЧ,1,О = 0,87 ·1800/1760 =08.
Так как КЧ,1,О
Ток срабатыванияреле:
Icp= 1760·1/120=14,66А.
Расчетпараметров защиты для стороны 220 кВ.
Iсз. >= 122·1,2·1,5/0,8=274,5А,
Токсрабатывания предыдущего элемента приведенный к стороне 220 кВ.
На стороне10,5 кВ равен Iсз, пред = 1200×(11/110)=57,39 А.
На стороне27,5 кВ равен Iсз, пред = 1760×(27,5/110)=440 А.
Iсз. >= 57,39·1,1=64А,
Iсз. >=440·1,1=484А,
Iсз. = 484А
Кч, I= 0,87·1760/484=3,16,
1.6.1Расчет пусковых органов для МТЗ
Для МТЗ спусковыми органами для каждой из сторон СН и НН выбираются линейное напряжениясрабатывания минимального реле KV1.Выбор производится по условиям возврата реле после отключения внешнего КЗ иотстройки от напряжения самозапуска:
UсзKснж· Uраб/(Kотс, U · KВ, U),                           (5)
UсзUраб/Kз,U,                                                        (6)
где     Uраб – номинальное рабочее напряжение в месте установки реле;
Kснж =0,85–0,95 – коэффициент снижениянапряжения;
Kз, U =1,2 – коэффициент запаса;
KВ, U=1,1–1,2 – коэффициент возврата реленапряжения.
Дляфильтр-реле напряжений обратной последовательности KV2 напряжение срабатывания принимается U2, сз=0,06·Uраб.
Коэффициентчувствительности определяются для КЗ в расчетной точке. Для реле напряжения KV1

Kч, U=Uсз · Kв, U/ Umax,                                (7)
где Umax – максимальное напряжение в местеустановки защиты.
Коэффициентчувствительности для фильтр-реле KV2

Kч, U2= U2 min /U2сз,

где U2 min – максимальное напряжение обратнойпоследовательности в месте установки защиты.
Для расчетаКЗ на линиях составляются схемы замещения (рис. 6). Параметры в пределаходной схемы необходимо приводить к одному напряжению (ВН, СН или НН) и одномувиду замыкания (двухфазному, трехфазному). Для двухфазного КЗ можно принять,что в месте повреждения напряжение обратной последовательности равно половиненоминального UN. Для реле напряжений необходимо обеспечитьдля основной зоны коэффициент чувствительностиKч, U, О = Kч, U2, О =1,5, для зоны резервирования –Kч, U, Р = Kч, U2, Р = 1,2.
РасчетМТ3 для стороны 110 кВ при К3 на 27,5 кВ.
Uсз
Uсз
Uсз = 14 кВ.
Для реленапряжения КУ 1 КЗ будем рассматривать на расстоянии 3 км от шин
ZK = Z21·l =0,254·3= 0,762 Ом,
Umax = (Uc.max. · ZK)/(Zk +Zтс+Zп) = (28900 *0,762)/(37,84+ 0+0,762)=570,48 В,
Кчуст.Уl= 14000*1,2/ 570,48= 29,45.
Для фильтр– реле КУ2:
U2 сз =0,06 * 27,5 = 1,65 кВ,
Кчуст.У2 = U2 min / U2 сз = (0,5 * 27,5)/1,65=8,3.

1.7 Расчет уставок защитшин 27,5 кВ
Уставка МТЗввода рассчитана по формуле(1), а коэффициент чувствительности – по формуле(3). При этом в качестве рабочего максимального тока принят ток обмотки СН, аминимальный ток двухфазного кз определен для кз на шинах СН (см. рис. 2) сучетом его доли контролируемой ТТ стороны СН понижающего трансформатора.
Уставкасрабатывания дистанционной защиты ввода может приниматься равной уставке 3-йступени дистанционной защиты фидера подстанции Z ДЗ, С= ZУ, ДЗ3.
Уставказащиты минимального напряжения Uсз,ЗМН рассчитывается поформуле (5). Коэффициент чувствительности вычисляется по формуле
Kч, U=Uсз, ЗМН/ Umax, ПП.
Максимальноенапряжение при двухфазном КЗ на питающей линии при подпитке от смежнойподстанции вычисляется по выражению

Umax, ПП =Umax, С · ZП, max/ (ZП, min + ZТС, min+ ZП, max),
где ZП, max, ZП,min– сопротивления защищаемой подстанции в режиме минимума и максимума ЭС, приведенныек стороне 27,5 кВ (см. табл. 5);
ZТС, min – минимальное сопротивление тяговой сетимежду смежными подстанциями.
Длярассматриваемого варианта данных:
ZП, max =2·Z27,5, max·(Uср, С/Uср, В)2= 2·142,48·(27,5/115)2=16,98 Ом;
ZП, min =2·Z27,5, min·(Uср, С/Uср, В)2= 2·21,035·(27,5/115)2=2,4 Ом;
ZТС, min =Z22·L22 +Z11·L1+Z22·L21=0,165·40+0,300·20+0,165·20=15,9 Ом.

Umax,ПП =28,9·16,98/(16,98+2,4+15,9)=11,9 кВ,
Kч, U = 14,3/11,9 =1,4.

1.8Принципиальная схема релейной защиты тягово-понизительного трансформатора 110/27,5/10,5кв
Схема длятрехобмоточного трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА при наличии насторонах 110 и 35 кВ сборных шин, а на стороне низшего напряжения сдвоенногореактора. На стороне 110 кВ установлены выключатель и выносные трансформаторытока, а на стороне 35 кВ – выключатель со встроенными во втулки еготрансформаторами тока. Схема может быть принципиально использована, также, дляпостанций со схемами электрических соединений на стороне высшего напряжения«мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов» и«два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».
Дифференциальнаятоковая защита трансформатора выполнена в виде одного комплекта (реле KAW1, KAW2, KAW3) с использованием реле с торможениемтипа ДЗТ-11, тормозная обмотка которого включена на ток стороны среднегонапряжения. При этом предполагается, что при КЗ за реактором обеспечиваетсятребуемый минимальный коэффициент чувствительности (Кч>=1,5).
Следуетотметить, что в некоторых случаях в целях повышения чувствительности можетпотребоваться включение тормозной обмотки реле ДЗТ-11 на сумму токов сторонсреднего и низшего напряжений в соответствии с рис 1.9.
Однако притаком включении тормозной обмотки в случае КЗ на стороне низшего напряжения врежиме с отключенным выключателем стороны высшего напряжения торможение будеточень мало либо будет отсутствовать; указанное представляется допустимым,учитывая, как правило, небольшую мощность источника питания со стороны среднегонапряжения, снижения тока небаланса в этом режиме (связанное с уменьшением токаКЗ и отсутствием влияния регулирования напряжения под нагрузкой), а также малуювероятность такого режима. При замене выключателя Q1 стороны высшего напряжения обходным выключателемдифференциальная защита переключается с трансформаторов тока ТА1 натрансформаторы тока цепи обходного выключателя с помощью испытательных блоков SG1 и SG2 в схеме защиты трансформатора и соответствующих испытательныхтоков в схеме панелей переводо.
Защиты отвнешних многофазных КЗ выполнены в виде 4 комплектов максимальной токовойзащиты с комбинированным пуском напряжения.
Максимальнаятоковая защита, установленная на стороне высшего напряжения, содержит 3 релетока-КА3, КА4, КА5, питающихся от трансформаторов тока ТА2 и соединенных взвезду; такое выполнение принято в целях повышения чувствительности к КЗ между2 фазами на стороне высшего напряжения. Защита предназначена для резервированияотключении КЗ на шинах среднего и высшего напряжений, а также длярезервирования основных защит трансформатора. Максимальные токовые защиты,установленные на ответвлениях к 1 и 2 секциям шин низшего напряжения (реле токаКА6, КА7 и КА8, КА9) и питаемые соответственно от трансформаторов тока ТА7 иТА8,предназначены для отключения КЗ на шинах низшего напряжения и длярезервирования отключения КЗ на элементах, присоединенных к этим шинам.Пусковые органы напряжения защит питаются соответственно от трансформаторов напряжения1 и 2 секций шин низшего напряжения.
Защитырасположены в шкафах КРУ выключателей вводов низшего напряжения и с 1 выдержкойвремени действует на отключение выключателей ответвлений Q3.Q4.а со второй – на выходные ипромежуточные реле KL1-KL5. Последнее выполнено с целью ликвидации КЗ в зоне между выключателемответвления Q3 или Q4 и трансформаторами тока ТА7 или ТА8, а также для отключения КЗна секции шин низшего напряжения сопровождающегося отказом выключателя. Приотключении выключателя ответвления Q3 (Q4) производится пуск его устройства АПВ, осуществляемыми релепуска АПВ выключателя Q3 (Q4). Максимальная токовая защита, установленная на сторонесреднего напряжения, в целях увеличения защищаемой зоны питается от трансформаторовтока
ТА5,встроенных во втулки 35кВ трансформатора. Защита выполнена с использованиемкомплекта защит АК1 типа КЗ12. Пусковой орган защиты питается от трансформаторанапряжения шин 35 кВ. При отключении выключателя КУ3 или КУ4 контактсоответствующего пускового органа защиты питаемый от трансформаторов тока
ТА7шунтируется контактом реле «включено» выключателя KQC3.3 или KQC4.3, чтонеобходимо для ликвидации повреждения между выключателем и трансформаторомтока. Кроме того этими контактами осуществляется выведение цепи пуска защитыКА3-КА5 от соответствующего органа напряжения при отключении выключателя Q3 или Q4. Точно такжеосуществляется шунтирование пускового органа защиты АК1 и выведение цепи пусказащиты КА3-КА5 от органа напряжения контактами реле положения «включено»соответственно KQC2.3 и KQC 2.2 при отключении выключателя 35кВ. Схемой предусмотренодействие защиты КА3-КА5 без пускового органа напряжения, шунтироемого цепью изразмыкающих контактов KQC2.1, KQC3.1, KQC4.1 в режиме опробывания трансформатора напряжением, подаваемымпри включении выключателем Q1.

Библиографическийсписок
1. ГОСТ 27514–87. Короткие замыкания вэлектроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного токанапряжением свыше 1 кВ.
2. ГОСТ 2.767–89.Обозначения условные графические в электрических схемах. Реле защиты.
3. Првила устройстваэлектроустановок. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 648
4Правила устройствасистемы тягового электроснабжения железных дорог Российской Федерации: ЦЭ-462/МПС РФ.-М.: 1997. – 80 с.
5 Руководящиеуказания по релейной защите. Вып. 13 А. Релейная защита понижающихтрансформаторов и автотрансформаторов 110–500 кВ: Схемы. – М.: Энергоатомиздат,1985. – 112 с.
6 Марский В.Е.Параметры тяговых сетей переменного тока // Инструктивно-методическиеуказания, вып. 3/ТЭЛП. – М., 1987.–С. 29–37.
7 Методическиеуказания по расчету защит фидеров контактной сети переменного тока 25 кВпри применении электронных защит УЭЗФМ // Инструктивно-методическиеуказания. Вып.1 /Трансэлектропроект.-М., 1990.–С. 3–29.
8 Марквардт К.Г.Электроснабжение электрифицированных железных дорог. — М.: Транспорт, 1982. –528 с.
9 Фигурнов Е.П.Релейная защита устройств электроснабжения железных дорог. – М.:Транспорт, 1981. – 215 с.
10Оформлениетекстовых документов: Методические указания/В.А. Болотин, В.В. Ефимов,В.П. Игнатева, Н.В. Фролова; Под общ. ред. В.П. Игнатоевой. – СПб:1998, ПГУПС. – 46 с
11 Информационные иметодические материалы к курсовому проектированию по «Релейной защите» //Локальная сеть кафедры Электроснабжения/ПГУПС:ES_502_2/net/rz/kp.–СПб, 2001

Похожие работы