Определение параметров тяговой подстанции

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Петербургский государственный университет

путей сообщения



Кафедра «Электроснабжение железных дорог»

















Пояснительная записка к курсовому проекту

по дисциплине «Релейная защита»























Санкт-Петербург

2006


Введение



В системах электроснабжения нередко возникают короткие замыкания и другие ненормальные режимы работы. К.з. возникают вследствие дефектов, старения и загрязнения изоляции токоведущих частей, обрыва и схлестывания проводов при сильном ветре или гололеде. Электрическая дуга в месте замыкания способна вызвать пережоги, оплавление и разрушение электрического оборудования и распределительных устройств, отжиг и обрыв контактного провода. Разрушения оказываются тем значительнее, чем больше ток в дуге и время ее существования. Чтобы к.з. не вызвало большого ущерба, поврежденное электрооборудование необходимо как можно быстрее отключить.

Отключение электрической системы осуществляется коммутационными аппаратами – высоковольтными выключателями, привод которых снабжен специальным механизмом. Для отключения выключателя необходимо осуществить управляющее воздействие на этот механизм.

Автоматические устройства, служащие для выявления к.з. и ненормальных режимов и воздействующие в необходимых случаях на механизм отключения выключателя или на сигнал, называют релейной защитой.

Цель проекта – приобретение навыка расчета параметров аварийных режимов и уставок защит элементов тягового электроснабжения электрических железных дорог переменного тока напряжением 27,5 кВ. В проекте требуется:

рассчитать уставки защит на тяговой подстанции для понижающего трансформатора, шин 27,5 кВ и фидеров тяговой нагрузки;

определить уставки защит постов секционирования (ПС) и пунктов параллельного соединения (ППС) для одной межподстанционной зоны;

построить диаграммы селективности и характеристики срабатывания защит, а также векторные диаграммы аварийных режимов;

разработать функциональные схемы защит фидеров тяговой сети и алгоритмы их работы;

выбрать аппаратные средства реализации функций защит;

построить принципиальные схемы защит трансформатора;

Рекомендуемый порядок расчета уставок защит.

Анализ исходных данных.

Формирование расчетных схем.

Определение способа защиты и состава защит.

Вычисление параметров аварийных режимов.

Расчет уставок защит.






Исходные данные



Шифр задания – 1–2–4–4–1.



Таблица 1. Токи короткого замыкания на вводах подстанции, кА

Режим

Обозна-

Первая цифра шифра задания

ЭС

чение.

1

Максимум

Ic,max

4,1

Минимум

Ic, min

1,3



Таблица 2. Параметры районной нагрузки

Наименование

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. Параметры устройств тягового электроснабжения

Наименование

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. Параметры понижающего трансформатора

Наименование

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 сети 220 кВ составляет 252 кВ, а в сети 110 кВ – 126 кВ.






1. Расчет защит понижающего трансформатора



1.1 Анализ исходных данных и принимаемые допущения



Схема главных соединений представлена на рис. 1. Расчет производится для задания с шифром 1–2–4–4–5. Для этого варианта приведены данные по трансформаторам и нагрузке (см. рис. 1).

Принимаем общепринятые допущения для аварийного режима: короткое замыкание (КЗ) металлическое трехфазное, точка КЗ электрически удалена, используется линейная схема замещения, параметры 3-х фазной системы симметричны, учитываются режимы максимума и минимума энергосистемы (ЭС), поперечные сопротивления и продольные активные принимаются равными нулю, определяются периодическая составляющая тока КЗ [1]. Принимаем, что отсутствует подпитка точки КЗ крупными электродвигателями. В качестве метода расчета выбираем приближенный метод комплексных величин в именованных единицах для симметричных трехфазных цепей. При изложенных условиях расчет производится для одной фазы трехфазной системы.



1.2 Формирование расчетных схем



Анализируем возможные режимы работы понижающих трансформаторов. На тяговых подстанциях переменного тока обычно предусматривается в нормальном режиме работа одного трансформатора. В вынужденных 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 возможной работы энергосистемы в режимах минимума или максимума получаем 4 расчетных схемы для определения токов КЗ на шинах низшего (НН) и среднего (СН) напряжений. Для расчетов КЗ при параллельной работе потребуется определить сопротивления схемы замещения отдельно для каждой обмотки трансформатора.

Для трансформатора необходимо учитывать также наличие на обмотках ВН устройств регулирования напряжения и заводской допуск на величину напряжения короткого замыкания uк [7], [20].



1.3 Определение способа защиты и состава защит



Состав защит трансформаторов зависит от его мощности. Необходимы следующие защиты:

двухступенчатая газовая защита (ГЗ) с действием первой ступени на сигнал, а второй на отключение трансформатора со всех сторон;

дифференциальная токовая защита (ДТЗ) с отстройкой от бросков тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора и действующая на отключение всех выключателей трансформатора без выдержки времени с коэффициентом чувствительности не менее 2;

максимальная токовая защита на стороне ВН обладающая необходимой чувствительностью к КЗ на стороне СН и НН и отключающая трансформатор со стороны всех напряжений;

защита от перегрузки (МТЗ ПГ), отстраиваемая от номинального тока нагрузки с выдержкой времени 9с;

защита от перегрева масла (ЗПМ) с выдержкой времени 9 с, работающая на включение обдува трансформатора, с уставкой защиты 0,7 от номинального тока с учетом коэффициентов надежности и возврата.

Для общепромышленных трансформаторов [8, 9] рекомендуется установка максимальных токовых защит (МТЗ), при необходимости с комбинированным пуском (МТЗ КП) или пуском по напряжению (МТЗ ПН) на сторонах СН и (или) НН. С другой стороны, вводы шин тяговой нагрузки должны быть оборудованы либо двухступенчатой дистанционной направленной защитой, дополненной токовой отсечкой, либо двухступенчатой защитой, содержащей максимальную токовую и дистанционную защиты.

Принимаем решение установить на вводе шин 27,5 кВ максимальную токовую и дистанционную защиты с выдержками времени 1,2 с. Максимальную токовую защиту на ВН выполняем с двумя выдержками времени, первая с действием на отключение ввода шин районной нагрузки, вторая с действием на отключение трансформатора со всех сторон.

Защита тяговых шин обычно реализуется на дифференциальной защите, контролирующей токи всех присоединений шин. В простейшем случае для шин устанавливается потенциальная защита (ПЗ), чаще называемой защитой минимального напряжения (ЗМН). В рассматриваемом варианте шины защищаются защитами ввода в РУ 27,5 кВ. Кроме того, устанавливаем ЗМН. Эта же защита должна срабатывать при КЗ на линиях питающих подстанцию, для ликвидации подпитки по тяговой сети со стороны смежной подстанции, т.е. выполнять функции защиты от подпитки (ЗПП).



1.4 Вычисление параметров аварийных режимов



В табл. 5 приведены основные этапы расчета.

Примечания к расчету:

1. Расчетные формулы в основном приведены для одного трансформатора в режиме максимума энергосистемы. Схема замещения приводилась к напряжению обмотки ВН. Приведение к другим напряжениям осуществлялось через отношение средних номинальных напряжений сторон трансформатора.

2. Расчет сопротивлений обмоток трансформатора выполнялся для режимов максимума и минимума ЭС. Особенности режима максимума: питающие подстанцию линии нагружены и имеют наибольшие падения напряжения, а, следовательно, напряжение на обмотках ВН трансформатора минимально. С целью понижения коэффициента трансформации РПН трансформатора устанавливает минимальную отпайку регулировочной обмотки. При этом изменяются потоки рассеяния и напряжение опыта КЗ трансформатора. В результате можем получить минимальное значение сопротивления трансформатора, например ZВС, min.

3. Токи КЗ в режиме максимума определены из предположения, что источник питания обеспечивает номинальное напряжение. В режиме минимума предполагается, что напряжение источника питания повышается до максимального значения сети.



Таблица 5. Расчет токов короткого замыкания тяговой подстанции

Наименование

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

0

0

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. Расчет дифференциальной защиты понижающего трансформатора

НАИМЕНОВАНИЕ 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={I ОСН,В; I1,В; I2,В};

I ОСН,В=IB,N∙Ксх,В/Кi,В

I 1,В=IB,N∙Ксх,В/Кi,В

I 2,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

I СЗ,РАСЧ,1=К∙I1,N;

(I СЗ,РАСЧ,2=К р∙I1,N)



расчетный ток срабатывания реле, A

5.8

I СР,РАСЧ,1= I СЗ,РАСЧ,1·Ксх,В/ Кi,В;

I СР,РАСЧ,2= I СЗ,РАСЧ,2·Ксх,В/ Кi,В



уставка срабатывания, А

4,00

-

-

I СР,ОСН>= I СЗ,РАСЧ





намагничивающая сила срабатывания, А

100

-

-

FСР



расчетное число витков

25,0

-

-

W ОСН,РАСЧ= FСР/ I СР,ОСН





принятое число витков

25

-

-

W ОСН<= WР

минимальный ток срабатывания защиты, A

139

-

-

I СЗ,min= FСР·Кi,В/(W ОСН·Ксх,В)

расчет уравнительных обмоток





расчетное





-





20,7





13,8



W 1,РАСЧ= W ОСН·I ОСН,В/ I 1,В;

W 2,РАСЧ= W ОСН·I ОСН,В/ I 2,В





принятое



-



21



14



W У1; W У2



погрешность ТТ

0,1

ε

расчетный ток короткого замыкания

1450

-

-

I ВСН,max

расчет тока небаланса параллельной работы на 27,5 кВ, А

от погрешности трансформаторов тока



145



-



-



I’ НБ,РАСЧ=ε·I ВСН,max





от регулирования напряжения



116



-





-





I»НБ,РАСЧ=ΔU α·КТОК, α·I ВСН,max





от неточности установки витков реле





10.5



-



-





I» ’НБ,РАСЧ={(W 1,РАСЧ-W У1)·КТОК, 1/

W 1,РАСЧ – (W 2,РАСЧ-W У2)·КТОК, 11/

W 2,РАСЧ)}·I ВСН,max=={(13,5–14)·0,5/

13,5 – (8,2–8)·1/

8,2)}·590





суммарный



272



-



-



I ВСН,нб=|I’ НБ,РАСЧ | +|I»НБ,РАСЧ|+

|I» ’НБ,РАСЧ|

ток торможения параллельной работы, А





на сторонах СН и НН





-





725





1450



I С,ТОРМ= I ВСН,max·КТОК, 1;

I H,ТОРМ= I ВСН,max·КТОК, 11







результирующий



-





-



967

I ВСН,ТОРМ= I H,ТОРМ-I С,ТОРМ·I 1В/

I 2В

одиночная работа и кз на 27,5 кВ, А



расчетный ток кз



-



1720



-



I ВС,max





ток небаланса



422



-



-

I ВС,нб={ε+ΔU α+(W 1,РАСЧ-W У1)/

W 1,РАСЧ)}·I ВС,max





ток торможения



-



1720



-



I BС,ТОРМ=I ВС,max

одиночная работа и кз на 10 кВ, А



расчетный ток кз



-



-



1180



I ВH,max





ток небаланса



290



-



-



I ВH,нб={ε+ΔU α+(W 2,РАСЧ-W У2)/

W 2,РАСЧ)}·I ВH,max





ток торможения



-



-



1180



I BH,ТОРМ=I ВH,max

тангенс угла торможения

0,75

-

-

tgα

коэффициент угла торможения

1

-

-

КОТС

расчет витков тормозной обмотки

расчетное при параллельной работе



-



5,2

W ВСН,ТОРМ= КОТС·I ВСН,нб∙W 2,РАСЧ/

(I ВСН,ТОРМ· tgα)



расчетное для одиночной работы при кз на 27,5 кВ



-



6,8



-

W ВС,ТОРМ= КОТС·I ВС,нб∙W 1,РАСЧ/

(I ВС,ТОРМ· tgα)



расчетное для одиночной работы при кз на 11 кВ



-



-





4,5

W ВН,ТОРМ= КОТС·I ВН,нб∙W 2,РАСЧ/

(I ВН,ТОРМ· tgα)





принятое



-



7



-

W ТОРМ>=max(W ВСН,ТОРМ; W ВС,ТОРМ;

W ВН,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

I В,min= I ВСН,min· КТОК, α

I C,min= I ВСН,min· КТОК, β

I H,min= I ВСН,min







ток плеча защиты, А





8.53





11.34





32.8

I В,РАБ=0,87·

I В,min·Ксх,В/Кi,В;

I C,РАБ=0,87·I C,min·(U В,max/U C,max)·Ксх,C/ Кi,





рабочая намагничивающая сила, А



451





-



F ВHC,РАБ= I В,РАБ∙W ОСН+I C,РАБ· W У1



тормозная намагничивающая сила, А



-



79



-



FВСН,ТОРМ= I C,РАБ∙ W ТОРМ



рабочая намагничивающая сила срабатывания реле, А



120





-



-



FРАБ,СР(F ВHC,РАБ; FВСН,ТОРМ)

по кривой торможения реле





коэффициент чувствительности



-



-



3,8

К Ч,ВСН=F ВHC,РАБ/FРАБ,СР



одиночная работа

минимальные токи кз, А



-



740



560



I ВС,min; I ВН,min



коэффициент чувствительности



-



4.6



3.5

К Ч,ВС=0,87· I ВС,min/ I СЗ,min

К Ч,ВН=0,87· I ВН,min/ I СЗ,min



1.5 Расчет установок дифференциальной защиты трансформатора



Суть расчета: обеспечить отстройку от внешних КЗ на шинах НН и СН в режиме максимума ЭС, и обеспечить требуемый коэффициент чувствительности для режима минимума ЭС при КЗ в зоне действия 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 токов плеч защиты сторон СН и НН. Увеличение числа витков тормозной обмотки улучшает отстройку от внешних КЗ, но ухудшает чувствительность защиты при параллельной работе.

Фактором, усложняющим расчет, является необходимость отстройки от бросков тока намагничивания. В отличие от реле РНТ, реле ДЗТ-11 плохо отстраивается от бросков тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора. Обычно увеличивают ток срабатывания защиты, что ведет к уменьшению чувствительности. Для достижения компромисса требуется более тщательный расчет отстройки от бросков тока намагничивания с учетом насыщения стержней магнитопровода, характеризуемого относительным сопротивлением X*в(1), В. Фрагмент расчета показан в табл. 6. Ниже приводятся некоторые пояснения к расчету.

1. Выбор номинальных первичных токов трансформаторов тока (ТТ) осуществляется с учетом максимальных рабочих токов сторон трансформатора. Схемы соединения ТТ выбираются таким образом, чтобы компенсировать фазовый сдвиг в 30 эл. градусов, характерный для линейных токов сторон с различной схемой соединения обмоток. Схема подключения обмоток 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 токов в соответствующих обмотках трансформатора (см. рис. 2).

2. Коэффициент схемы Kсх вычисляется как отношение линейного тока (тока в плече защиты) к току во вторичной обмотке ТТ. В случае, если он имеет неодинаковые значения для различных плеч, то выбирается наибольший из тех, которые контролируются измерительными органами.

3. Расчет числа витков рабочей Wр и уравнительных WУ1, WУ2 обмоток производится в два этапа. На первом вначале определяется расчетное число витков основной стороны Wосн по условиям «тонкой» (Iсз, расч1) и «грубой» (Iсз, расч2) отстроек от броска тока намагничивания. Затем, по условию обеспечения равенства намагничивающих сил при номинальной нагрузке на стороне СН или НН, рассчитывается расчетное число витков W1расч для стороны СН и W2расч – для стороны НН. На втором этапе определяются витки рабочей и уравнительных обмоток реле, расчет которых зависит от схемы включения реле (см. рис. 3). В приведенной схеме на каждое плечо защиты включена только одна из рассматриваемых обмоток. Округление числа витков обмоток проводится таким образом, чтобы получить минимальное значение тока небаланса реле.

4. Расчет тормозной обмотки и определение коэффициента чувствительности производится для 3-х режимов. Первый – КЗ на стороне 10 кВ при параллельной работе на шины 27,5 кВ. Второй и третий при одиночной работе трансформатора при КЗ на стороне НН или СН.

5. При расчете тока небаланса реле токи внешних КЗ приводятся к стороне ВН трансформатора. Учитывается, что регулирование напряжения осуществляется только на стороне ВН.

6. Результирующий ток торможения при КЗ на стороне 10 кВ при параллельной работе вычисляется с учетом торможения токами сторон НН и СН и приводится к обмотке торможения стороны НН трансформатора. При расчете тормозной обмотки Wторм тангенс угла 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 максимальной намагничивающей силы расчетной обмотки Fраб, max.

7. Коэффициент чувствительности при параллельной работе трансформаторов определяется отношением намагничивающей силы при металлическом КЗ FВНС, раб к максимальной намагничивающей силе на границе срабатывания Fраб, ср. Последняя определяется по значениям FВНС, раб и намагничивающей силы тороможения FВНС, торм по тормозным характеристикам реле. В остальных режимах коэффициенты чувствительности равны отношению токов КЗ к току срабатывания защиты.

В результате первичного расчета, приведенного в табл. 6, получен крайне низкий коэффициент чувствительности(Кч,ВСН =1), увеличить его можно за счет увеличения рабочей и уменьшения тормозной намагничиваюшей силы. Этого можно добиться за счет увеличения коэффициентов трансформации высокой и средней обмоток. Вторичный расчет, проведенный после выбора соответствующих трансформаторов тока, приведен в табл. 6.1 (получен Кч,ВСН =2.3).



1.6 Расчет защиты обмотки ВН трансформатора от внешних КЗ



Наиболее простой является МТЗ, реализуемая с помощью токовых реле РТ-40. В случае недостаточной чувствительности может быть рекомендована МТЗ КП или МТЗ ПН. Ток срабатывания определяется 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, для обмотки ВН, может приниматься равным номинальному току обмотки;

Kз =1,2 – коэффициент запаса, учитывающий погрешности;

Kсз – коэффициент самозапуска, для МТЗ КП или МТЗ ПН его принимают равным 1,0, а для МТЗ его значение определяется расчетом. Для приближенной оценки при малой доле двигательной 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 той стороне, на которой установлена защита. Для рассматриваемого примера согласовывают с МТЗ ввода 27,5 кВ и фидера районной нагрузки.

Kотс, с=1,1 – коэффициент отстройки по селективности.

Коэффициент чувствительности должен быть не меньше нормативных значений и определяется по выражению



Kч, I = 0,87Imin,к / Iсз,				(3)



где Imin,к – минимальный ток трехфазного КЗ в конце защищаемой зоны.

Нормативное значение коэффициента чувствительности для основной зоны защиты Kч, I, О =1,5, для зоны резервирования (в конце смежной линии потребителя) – Kч, I, Р =1,2. Для обмотки ВН основная зона простирается до шин СН и НН.

Ток срабатывания реле определится по формуле



Iср=Iсз Kсх / KI,						(4)



где Ксх – коэффициент схемы;

К1 – коэффициент трансформации трансформатора тока. По величине тока срабатывания реле выбирается реле тока.

	Ток срабатывания защиты для районной нагрузки:

	Iсз>= 11,5·1.2·2/0.8=34.5 А.

Расчет параметров защиты для стороны 10,5 кВ.

Iсз. >= 841·1.2·2/0.8=2523 А,

Iсз. >= 34,5· 1,1 =38 А,

		Iсз. = 2560 А,

		Коэффициент чувствительности для основной зоны защиты:

КЧ,1, О = 0,87 ·6100/2560 =2,07

Ток КЗ на конце линии фидера районной нагрузки







где UC - напряжение системы. UC=11 кВ.

Z – полное сопротивление до точки КЗ.



Z = 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;

Z =2,28+1,04=3,32 Ом;

 кА.

		Коэффициент чувствительности для зоны резервирования:

КЧ,1, Р = 0,87 ·1800/1200 =1,4.

Ток срабатывания реле:

Icp= 1200·1/200=6 А.

	Расчет параметров защиты для стороны 27.5 кВ.

	Ток срабатывания защиты для фидера КС:

Iсз>= 820·1.2·1.5/0.8=1756 А.

		Iсз. = 1760 А.

		Коэффициент чувствительности для основной зоны защиты:

КЧ,1, О = 0,87 ·1800/1760 =08.

Так как КЧ,1, О  1,5, поэтому устанавливаем защиту на сумму токов.

Ток срабатывания реле:

	Icp= 1760·1/120=14,66 А.

Расчет параметров защиты для стороны 220 кВ.

	Iсз. >= 122·1,2·1,5/0,8=274,5 А,

Ток срабатывания предыдущего элемента приведенный к стороне 220 кВ.

На стороне 10,5 кВ равен Iсз, пред = 1200(11/110)=57,39 А.

На стороне 27,5 кВ равен Iсз, пред = 1760(27,5/110)=440 А.

Iсз. >= 57,39·1,1=64 А,

Iсз. >=440·1,1=484 А,

	Iсз. = 484А

Кч, I= 0,87·1760/484=3,16,



1.6.1 Расчет пусковых органов для МТЗ

Для МТЗ с пусковыми органами для каждой из сторон СН и НН выбираются линейное напряжения срабатывания минимального реле KV1. Выбор производится по условиям возврата реле после отключения внешнего КЗ и отстройки от напряжения самозапуска:



Uсз<= Kснж Uраб /(Kотс, U  K В, U),		 	(5)

Uсз<=0,7Uраб /Kз, U,						(6)



где 	Uраб – номинальное рабочее напряжение в месте установки реле;

Kснж =0,85–0,95 – коэффициент снижения напряжения;

Kз, U =1,2 – коэффициент запаса;

K В, U =1,1–1,2 – коэффициент возврата реле напряжения.

Для фильтр-реле напряжений обратной последовательности KV2 напряжение срабатывания принимается U2, сз=0,06Uраб.

Коэффициент чувствительности определяются для КЗ в расчетной точке. Для реле напряжения KV1



Kч, U=Uсз  Kв, U / U max,				(7)



где U max – максимальное напряжение в месте установки защиты.

Коэффициент чувствительности для фильтр-реле KV2



Kч, U2= U2 min /U2 сз,


где U2 min – максимальное напряжение обратной последовательности в месте установки защиты.

Для расчета КЗ на линиях составляются схемы замещения (рис. 6). Параметры в пределах одной схемы необходимо приводить к одному напряжению (ВН, СН или НН) и одному виду замыкания (двухфазному, трехфазному). Для двухфазного КЗ можно принять, что в месте повреждения напряжение обратной последовательности равно половине номинального UN. Для реле напряжений необходимо обеспечить для основной зоны коэффициент чувствительности Kч, U, О = Kч, U2, О =1,5, для зоны резервирования – Kч, U, Р = Kч, U2, Р = 1,2.	

Расчет МТ3 для стороны 110 кВ при К3 на 27,5 кВ.

Uсз<= 0,9·27,5/(1,5 ·1,15) = 14,3 кВ,

Uсз<=0,7·27,5/1,2 = 16 кВ.

Uсз = 14 кВ.

Для реле напряжения 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 защит шин 27,5 кВ



Уставка МТЗ ввода рассчитана по формуле(1), а коэффициент чувствительности – по формуле (3). При этом в качестве рабочего максимального тока принят ток обмотки СН, а минимальный ток двухфазного кз определен для кз на шинах СН (см. рис. 2) с учетом его доли контролируемой ТТ стороны СН понижающего трансформатора.

Уставка срабатывания дистанционной защиты ввода может приниматься равной уставке 3-й ступени дистанционной защиты фидера подстанции Z ДЗ, С = Z У, ДЗ3.

Уставка защиты минимального напряжения Uсз, ЗМН рассчитывается по формуле (5). Коэффициент чувствительности вычисляется по формуле



Kч, U=Uсз, ЗМН / U max, ПП.



Максимальное напряжение при двухфазном КЗ на питающей линии при подпитке от смежной подстанции 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, приведенные к стороне 27,5 кВ (см. табл. 5);

ZТС, min – минимальное сопротивление тяговой сети между смежными подстанциями.

Для рассматриваемого варианта данных:



ZП, max =2Z27,5, max(Uср, С /Uср, В)2 = 2142,48(27,5/115)2=16,98 Ом;

ZП, min =2Z27,5, min(Uср, С /Uср, В)2 = 221,035(27,5/115)2=2,4 Ом;

ZТС, min =Z22L22 +Z11L1+Z22L21=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.


1.8 Принципиальная схема релейной защиты тягово-понизительного трансформатора 110/27,5/10,5 кв



Схема для трехобмоточного трансформатора 110/35/10 кВ мощностью 25 МВА при наличии на сторонах 110 и 35 кВ сборных шин, а на стороне низшего напряжения сдвоенного реактора. На стороне 110 кВ установлены выключатель и выносные трансформаторы тока, а на стороне 35 кВ – выключатель со встроенными во втулки его трансформаторами тока. Схема может быть принципиально использована, также, для постанций 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».

Дифференциальная токовая защита трансформатора выполнена в виде одного комплекта (реле KAW1, KAW2, KAW3) с использованием реле с торможением типа ДЗТ-11, тормозная обмотка которого включена на ток стороны среднего напряжения. При этом предполагается, что при КЗ за реактором обеспечивается требуемый минимальный коэффициент чувствительности (Кч>=1,5).

Следует отметить, что в некоторых случаях в целях повышения чувствительности может потребоваться включение тормозной обмотки реле ДЗТ-11 на сумму токов сторон среднего и низшего напряжений в соответствии с рис 1.9.

Однако при таком включении тормозной обмотки в случае КЗ на стороне низшего напряжения в режиме с отключенным выключателем стороны высшего напряжения торможение будет очень мало либо будет отсутствовать; указанное представляется допустимым, учитывая, как правило, небольшую мощность источника питания со стороны среднего напряжения, снижения тока небаланса в этом режиме (связанное с уменьшением тока КЗ и отсутствием влияния регулирования напряжения под нагрузкой), а также малую вероятность такого режима. При замене выключателя Q1 стороны высшего напряжения обходным выключателем дифференциальная защита переключается с трансформаторов тока ТА1 на трансформаторы тока цепи обходного выключателя с помощью испытательных блоков SG1 и SG2 в схеме защиты трансформатора и соответствующих испытательных токов в схеме панелей переводо.

Защиты от внешних многофазных КЗ выполнены в виде 4 комплектов максимальной токовой защиты с комбинированным пуском напряжения.

Максимальная токовая защита, установленная на стороне высшего напряжения, содержит 3 реле тока-КА3, КА4, КА5, питающихся от трансформаторов тока ТА2 и соединенных в звезду; такое выполнение принято в целях повышения чувствительности к КЗ между 2 фазами на стороне высшего напряжения. Защита предназначена для резервирования отключении КЗ на шинах среднего и высшего напряжений, а также для резервирования основных защит трансформатора. Максимальные токовые защиты, установленные на ответвлениях к 1 и 2 секциям шин низшего напряжения (реле тока КА6, КА7 и КА8, КА9) и питаемые соответственно от трансформаторов тока ТА7 иТА8, предназначены для отключения КЗ на шинах низшего напряжения и для резервирования отключения КЗ на элементах, присоединенных к этим шинам. Пусковые органы напряжения защит питаются соответственно от трансформаторов напряжения 1 и 2 секций шин низшего напряжения.

Защиты расположены в шкафах КРУ выключателей вводов низшего напряжения и с 1 выдержкой времени действует на отключение выключателей ответвлений Q3.Q4.а со второй – на выходные и промежуточные реле KL1-KL5. Последнее выполнено с целью ликвидации КЗ в зоне между выключателем ответвления Q3 или Q4 и трансформаторами тока ТА7 или ТА8, а также для отключения КЗ на секции шин низшего напряжения сопровождающегося отказом выключателя. При отключении выключателя ответвления Q3 (Q4) производится пуск его устройства АПВ, осуществляемыми реле пуска АПВ выключателя Q3 (Q4). Максимальная токовая защита, установленная на стороне среднего напряжения, в целях увеличения защищаемой зоны питается от трансформаторов тока

ТА5, встроенных во втулки 35кВ трансформатора. Защита выполнена с использованием комплекта защит АК1 типа КЗ12. Пусковой орган защиты питается от трансформатора напряжения шин 35 кВ. При отключении выключателя КУ3 или КУ4 контакт соответствующего пускового органа защиты питаемый от трансформаторов тока

ТА7 шунтируется контактом реле «включено» выключателя KQC3.3 или KQC4.3, что необходимо для ликвидации повреждения между выключателем и трансформатором тока. Кроме того этими контактами осуществляется выведение цепи пуска защиты КА3-КА5 от соответствующего органа напряжения при отключении выключателя Q3 или Q4. Точно также осуществляется шунтирование пускового органа защиты АК1 и выведение цепи пуска защиты КА3-КА5 от органа напряжения контактами реле положения «включено» соответственно KQC2.3 и KQC 2.2 при отключении выключателя 35кВ. Схемой предусмотрено действие защиты КА3-КА5 без пускового органа напряжения, шунтироемого цепью из размыкающих контактов KQC2.1, KQC3.1, KQC4.1 в режиме опробывания трансформатора напряжением, подаваемым при включении выключателем Q1.






Библиографический список



1. ГОСТ 27514–87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением свыше 1 кВ.

2. ГОСТ 2.767–89. Обозначения условные графические в электрических схемах. Реле защиты.

3. Првила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат, 1986. – 648

4 Правила устройства системы тягового электроснабжения железных дорог Российской Федерации: ЦЭ-462/ МПС РФ.-М.: 1997. – 80 с.

5 Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13 А. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110–500 кВ: Схемы. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 112 с.

6 Марский В.Е. Параметры тяговых сетей переменного тока // Инструктивно-методические указания, вып. 3/ТЭЛП. – М., 1987.–С. 29–37.

7 Методические указания по расчету защит фидеров контактной сети переменного тока 25 кВ при применении электронных защит УЭЗФМ // Инструктивно-методические указания. 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.

10Оформление текстовых 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 и методические материалы к курсовому проектированию по «Релейной защите» // Локальная сеть кафедры Электроснабжения/ПГУПС:ES_502_2/net/rz/kp.–СПб, 2001

2



2