Расчёт параметров аварийных режимов и уставок защит элементов тягового электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. РАСЧЕТ ЗАЩИТ ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА

1.1 Анализ исходных данных и принимаемые допущения

1.2 Формирование расчетных схем

1.3 Определение способа защиты и состава защит

1.4 Вычисление параметров аварийных режимов

1.5 Расчет уставок дифференциальной защиты трансформатора

1.6 Расчет защиты обмотки ВН трансформатора от внешних КЗ

1.7 Расчет уставок защит шин 27,5 кВ

1.8 Принципиальная схема релейной защиты тягово-понизительного трансформатора 220/27,5/10,5 кВ



ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Вариант исходных данных сформирован по пятизначному шифру, который задан преподавателем: 1 1 1 1 1 . Значения данных представлены в табл.1 - 4 и на рис.1. Схема главных соединений одинакова для всех вариантов (рис. 2).

Таблица 1 Токи короткого замыкания на вводах подстанции, кА

Режим ЭС	Обозначение.	Первая цифра шифра задания
		1
Максимум	Ic,max	4,1
Минимум	Ic, min	1,3

Таблица 2Параметры районной нагрузки

Наименование	Обозначение	Вторая цифра шифра
		1
Общая мощность, %	s=SР.Н/SN	10
Нагрузка фидера, МВА	SФ,РН	1,0
Марка провода фидера	-	АС-70
Длина фидера, км	LФ, Р.Н	25
Уставка МТЗ фидера, с	tф, р.н	0,5

Таблица 3 Параметры устройств тягового электроснабжения

Наименование	Обознач.	Третья цифра шифра задания
		1
Вид тяговой сети	-	ТП
Расстояние, км (см. рис.1)	L21	20
	L1	15
	L22	15
Рабочий ток, А	ввода в РУ 27,5 кВ	IРУ, раб, max	790
	фидера подстанции	IП, раб, max	600
	фидера ПС	IПС, раб, max	400
	ППС	IППС, раб, max	300
Трос груп. заземления	-	АС-95
Удельные сопротивления тяговой сети, Ом/км	z11	0,515 е j71
	z21	0,470 е j71
	z22	0,301 е j75
	z -1,2	0,336 е j65
	z'p,2	0,139 е j86

Таблица 4 Параметры понижающего трансформатора

Наименование	Обозначение	Четвертая цифра шифра задания
		1
Тип трансформатора	-	ТДТНЖ 25000/220 У1
Схемы соединения обмоток	-	Уo/Д/Д
Мощность, МВА	SN	25
Регулирование высшего напряжения, %	?Ua	±12
Напряжения обмоток, кВ	номинальное	UB, N UC, N UH, N	230 27,5 11,0
	максимальное	UB, max UC, max UH, max	258 28,9 12,0
	минимальное	UB, min UC, min UH, min	202 26,2 11
Напряжения опыта КЗ, % для	среднего напряжения	uk,ВС u,ВН uk,СН	12,5 20,0 6,5
	максимального регулируемого напряжения	uk, ВC, +РО uk, ВН, +РО	13,4 20,4
	минимального регулируемого напряжения	uk, ВC, -РО uk, ВН, -РО	11,4 19,5
Потери, кВТ	опыта КЗ	PКЗ	130
	опыта ХХ	PXX	37
Относит. сопротивл.	X*в(1), В	0,24

Примечание. Наибольшие рабочие напряжение электрооборудования в сети 220 кВ составляет 252 кВ, а в сети 110 кВ - 126 кВ.



Рис.2.Схема главных соединений подстанции:

АК1, …, АК5 - комплекты реле защит



ВВЕДЕНИЕ

В системах электроснабжения нередко возникают короткие замыкания и другие ненормальные режимы работы. Короткие замыкания 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 короткое замыкание 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.

Целью курсового проектирования является приобретение навыка расчета параметров аварийных режимов и уставок защит элементов тягового электроснабжения электрических железных дорог переменного тока напряжением 27,5 кВ. В проекте:

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

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

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

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

выбраны аппаратные средства реализации функций защит;

построены принципиальные схемы защит трансформатора.



1. РАСЧЕТ ЗАЩИТ ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА

1.1 Анализ исходных данных и принимаемые допущения

защита трансформатор аварийный

Схема главных соединений представлена на рис. 2.

При расчете токов КЗ приняты следующие допущения: короткое замыкание металлическое трехфазное, точка КЗ электрически удалена, используется линейная схема замещения, параметры 3-фазной системы симметричны, учитываются режимы максимума и минимума энергосистемы (ЭС), поперечные сопротивления и продольные активные принимаются равными нулю, определяется периодическая составляющая тока КЗ. Принято, что отсутствует подпитка точки КЗ крупными электродвигателями. В качестве метода расчета выбран приближенный метод комплексных величин в именованных единицах для симметричных трехфазных цепей. При изложенных условиях расчет произведен для одной фазы трехфазной системы.

1.2 Формирование расчетных схем

На тяговых подстанциях переменного тока обычно предусматривается работа одного трансформатора в нормальном режиме. 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 получены четыре расчетные схемы для определения токов КЗ на шинах низшего (НН) и среднего (СН) напряжений. Для расчетов КЗ при параллельной работе требуется определить сопротивления схемы замещения отдельно для каждой обмотки трансформатора.

Для трансформатора учтены также наличие на обмотках ВН устройств регулирования напряжения и заводской допуск на величину напряжения короткого замыкания Du_k .

1.3 Определение способа защиты и состава защит

Принято решение установить на вводе шин 27,5 кВ максимальную токовую и дистанционную защиты с выдержкой времени 1,2 с. Максимальную токовую защиту с выдержкой времени выполнить на ВН и НН.

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

1.4 Вычисление параметров аварийных режимов

В табл.5 приведены основные этапы расчета. Результаты отображены на рис.3.



Таблица 5 Расчет токов короткого замыкания тяговой подстанции

Наименование	Значение	Обозначения и расчетные формулы
Параметры трансформатора	Заводской допуск напряжения кз	0,05	Дuk
	Напряжение опыта кз, приходящееся на обмотку, %	13	uk,B=0,5(uk,BH +uk,BC- uk,CH
		- 0, 5	uk,C=0,5(uk,CH +uk,BC- uk,BH)
		8	uk,H=0,5(uk,BH +uk,CH- uk,BC)
Номинальное напряжение энергосистемы, кВ	220	UN
Ср.наряжения сторон, кВ	питающей сети	230	UB,cp
	тяговой сети	27,5	UC,cp
	районной нагрузки	10,5	UH,cp
Режим энергосистемы	МАКС	МИН	-
Включено трансформаторов	2	1	2	1	N
Граничные напряжения обмоток ВН, кВ	202	252	UB,min; UB,max
Сопротивление ЭС, Ом	32,4	102,3	ZC,min=UB,cp/(1,73·IC,max) ZC,max=UB,cp/(1,73·IC,min)
Сопротивление сторон 27,5 кВ, Ом	трансформатора	208	304	ZBC,max=U2B,max·uk,BC+PO(1+Дuk)/(100·SN) ZBC,min=U2B,min·uk,BC-PO(1-Дuk)/(100·SN)
	обмотки СН	0	0	ZT,C=U2B,cp·uk,C/(100·SN)
	обмотки ВН	208	304	ZT,B,min =ZBC,min -ZT,C ZT,B,max =ZBC,max -ZT,C
	от источника до шин	136,4	240,4	254,3	406,3	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	302,4	544	ZBH,min=U2B,min·uk,BH-PO(1-Дuk)/(100·SN) ZBH,max=U2Bmax·uk,BH+PO(1+Дuk)/(100·SN)
	обмотки НН	94,4	240	ZT,H,min =ZBH,min -ZT,B,min ZT,H,max =ZBH,max -ZT,B,max
	от источника до шин	231	334,8	494	646,3	Z10,min =ZC,min +ZBH,min Z10,max =ZC,max +ZBH,max
Токи короткого замыкания, кА	на стороне 220 кВ при кз на 27,5 кВ	0,93	0,53	1,19	0,36	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	7,78	4,4	9,95	3	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 220 кВ при кз на 10 кВ	0,55	0,38	0,46	0,2	IBH,max=UN/(1,73·Z10min) IBH,max=UN/(1,73·Z10min) IBH,min= UB,max /(1,73·Z10 max) IBH,min= UB,max /(1,73·Z10max)
	на стороне 10 кВ	12	8,3	5,7	4,38	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

Рис.3. Токи короткого замыкания понижающего трансформатора:

а, б, - для режима максимума; в, г, - для режима минимума;

а, в, - при параллельной работе; б, г, - при одиночной работе трансформаторов

1.5 Расчет уставок дифференциальной защиты трансформатора

Необходимо обеспечить отстройку от внешних КЗ в режиме максимума ЭС и требуемый коэффициент чувствительности для режима минимума ЭС при КЗ в зоне действия защит. Рекомендуется применение реле ДЗТ-11, содержащего тормозную обмотку для обеспечения отстройки от внешних КЗ. 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). Расчет представлен в табл.6.

Таблица 6 Расчет дифференциальной защиты понижающего трансформатора

Наименование исходных и расчетных величин	Значения	Расчетные выражения
Напряжение обмотки, кВ	220	27,5	10	-
Номинальный ток обмоток, А	63	525	1314	IN={IB,N; IC,N; IH,N}; IB,N=SN/(1,73•UB,N); IC,N=SN/(1,73•UC,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}; Кi,В= I1,N/I2,N; Кi,C= I1,N/I2,N; Кi,H= I1,N/I2,N
Вторичный ток плеча защиты, А	1,8	4,4	6,6	IB={I ОСН,В;I1,В; I2,В}; I ОСН,В=IB,N•Ксх,В/Кi,В; I 1,В=IС,N•КсхС/Кi,С; I 2,В=IН,N•Ксх,Н/Кi,Н
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	0,02	-	-	X*C= ZC,min /(U/ SN)
	уточненный коэффициент отстройки	0,95	-	-	K*=2,1-3,7•( X*C+1,15• X*B(1))
	принятый коэффициент отстройки	1	-	-	K=max(K*;1)
	расчетный ток срабатывания защиты, A	63(75,2)	I СЗ,РАСЧ,1=К•I1,N; (I СЗ,РАСЧ,2=К р•I1,N)
	расчетный ток срабатывания реле, A	1,82(2,18)	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	2	-	-	I СР,ОСН>= I СЗ,РАСЧ
	намагничивающая сила срабатывания, А	100	-	-	FСР
	расчетное число витков	50	-	-	W ОСН,РАСЧ= FСР/ I СР,ОСН
	принятое число витков	50	-	-	W ОСН<= WР
Минимальный ток срабатывания защиты, A	69,3	-	-	I СЗ,min= FСР·Кi,В/(W ОСН·Ксх,В)
Расчет уравнительных обмоток	расчетное	-	20,5	13,6	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	Е
Расчетный ток короткого замыкания, А	551	-	-	I ВНС,max
Расчет тока небаланса параллельной работы на 27,5 кВ, А	от погрешности трансформаторов тока	55,1	-	-	I' НБ,РАСЧ=е·I ВСН,max
	от регулирования напряжения	18,6	-	-	I”НБ,РАСЧ=ДU б·КТОК, б·I ВСН,max
	от неточности установки витков реле	11	-	-	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
	суммарный	84,7	-	-	I ВСН,нб=|I' НБ,РАСЧ | +|I”НБ,РАСЧ|+|I”'НБ,РАСЧ|
Ток торможения параллельной работы, А	на сторонах СН и НН	-	275,5	551	I С,ТОРМ= I ВСН,max·КТОК, 1; I H,ТОРМ= I ВСН,max·КТОК, 11
	результирующий	-	-	367	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	-	530	-	I ВС,max
	ток небаланса	104	-	-	I ВС,нб={е+ДU б+(W 1,РАСЧ-W У1)/W 1,РАСЧ)}·I ВС,max
	ток торможения	-	530	-	I BС,ТОРМ=I ВС,max
Одиночная работа и кз на 10 кВ, А	расчетный ток кз	-	-	380	I ВH,max
	ток небаланса	72	-	-	I ВH,нб={е+ДU б+(W 2,РАСЧ-W У2)/W 2,РАСЧ)}·I ВH,max
	ток торможения	-	-	380	I BH,ТОРМ=I ВH,max
тангенс угла торможения	0,75	-	-	tgб
коэффициент отстройки от небаланса при внешнем кз	1,50	-	-	КОТС
расчет витков тормозной обмотки	расчетное при параллельной работе	-	6,3	W ВСН,ТОРМ= КОТС·I ВСН,нб•W 2,РАСЧ/ (I ВСН,ТОРМ· tgб)
	расчетное для одиночной работы при кз на 27,5 кВ	-	8	-	W ВС,ТОРМ= КОТС·I ВС,нб• W 1,РАСЧ/ (I ВС,ТОРМ· tgб)
	расчетное для одиночной работы при кз на 11 кВ	-	-	5,2	W ВН,ТОРМ= КОТС·I ВН,нб• W 2,РАСЧ/ (I ВН,ТОРМ· tgб)
	принятое	-	9	-	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	130	130	260	I В,min= I ВСН,min· КТОК, б I C,min= I ВСН,min· КТОК, в I H,min= I ВСН,min=260
	ток плеча защиты, А	3,26	8,2	45,2	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,C I Н,РАБ=0,87·I Н,min·(U В,max/ U Н,max)·Ксх,Н/ Кi,Н;
	рабочая намагничивающая сила, А	335	-	F ВHC,РАБ= I В,РАБ•W ОСН+ I C,РАБ· W У1
	тормозная намагничивающая сила, А	-	74	-	FВСН,ТОРМ= I C,РАБ• W ТОРМ
	рабочая намагничивающая сила срабатывания реле, А	135	-	-	FРАБ,СР(F ВHC,РАБ ;FВСН,ТОРМ) по кривой торможения реле
	коэффициент чувствительности	-	-	2,5	К Ч,ВСН=F ВHC,РАБ/FРАБ,СР
одиночная работа	минимальные токи кз, А	-	560	380	I ВС,min; I ВН,min
	Коэффициент чувствительности	-	4,5	3,4	К Ч,ВС=0,87· I ВС,min/ I СЗ,min К Ч,ВН=0,87· I ВН,min/ I СЗ,min

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, А:

I_сз>= I_{раб, max} K_з K_сз / K_{в, I}, (1)

I_сз>= I_{сз, пред} K_{отс, с} , (2)

где I_{раб, max} - максимальный рабочий ток на стороне, где установлена защита, для обмотки ВН, может приниматься равным номинальному току обмотки;

K_з =1,2 - коэффициент запаса, учитывающий погрешности;

K_сз - коэффициент самозапуска, для МТЗ КП или МТЗ ПН его принимают равным 1, 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;

K_{в, I}=0,8 - коэффициент возврата токового реле;

I_{сз, 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;

K_{отс, с}=1,1 - коэффициент отстройки по селективности.

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

K_{ч, I} = 0,87I_{min ,к} / I_сз, (3)

где I_{min ,к} - минимальный ток трехфазного КЗ в конце защищаемой зоны.

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

Ток срабатывания реле определится по формуле, А:

I_ср=I_сз K_сх / K_I, (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>= 55?1,2?1,5/0,8=123,75 А.

Расчет параметров защиты для стороны 11 кВ:

Iсз >= 131,4?1,2?1,5/0,8=259,7 А,

Iсз >= 123,75? 1, 1 =136,13 А ,

Iсз = 300 А.

Коэффициент чувствительности для основной зоны защиты:

К_{Ч,1, О} = 0,87 ?5700/300 =16,5.

Ток КЗ на конце линии фидера нагрузки, А:

,

где U_C - напряжение системы. U_C=10 кВ.

Z_C - сопротивление системы, Ом:

Z_C = Z_л + Z_C*,

где Z_л - сопротивление линии. Для АС-70:

Z_л= Ом;

Z_Л* - сопротивление линии до шин 10,5 кВ:

Z_Л* = ,

где I_КЗ - ток КЗ на шинах 10,5 кВ;

Z_Л* = Ом;

Z =10,72+1,06=11,78 Ом;

кА.

Коэффициент чувствительности для зоны резервирования:

К_{Ч,1, Р} = 0,87 ?515/300 =1,49.

Ток срабатывания реле:

Icp= 300?1/200=1,5 А.

Расчет параметров защиты для стороны 27.5 кВ:

Iсз>= 790?1.2?1.5/0.8=1777,5 А.

Iсз = 1780 А.

Коэффициент чувствительности для основной зоны защиты:

К_{Ч,1, О} = 0,87 ?9950/1780 =4,86.

Ток срабатывания реле:

Icp= 1780?1/120=14,8 А.

Расчет параметров защиты для стороны 220 кВ:

Iсз >= 95,95?1,2?1,5/0,8= 215,89 А.

Ток срабатывания предыдущего элемента приведенный к стороне 220 кВ:

на стороне 11 кВ равен Iсз,пред=300?(11/230)=14,35 А;

на стороне 27,5 кВ равен Iсз,пред=1780?(27,5/230)=212,8 А;

Iсз >= 14,35?1,1=15,79А;

Iсз >=212,8?1,1=234 А;

Iсз. = 2400 А;

Из условия наибольшей важности защиты МТЗ обмотки ВН принято решение считать всю зону до шин СН и НН основной. Коэффициенты чувствительности:

К_{Ч,1, О} (BH) = 0,87?1300/240=4,7;

К_{Ч,1, О} (СН) = 0,87?1190/240=4,31;

К_{Ч,1, О} (НН) = 0,87?460/240=1,7.

Защита имеет достаточную чувствительность, поэтому нет необходимости устанавливать МТЗ КП или МТЗ ПН.

Ток срабатывания реле:

Icp= 240?1,73/60=6,92 А.

Таблица 7 Результаты расчета МТЗ

МТЗ	Ток срабатывания реле	Коэффициент чувствительности
		Кч, I,О	Кч, I,Р
ВН	Icp= 6,92 А	КЧ,1, О (BH) =; КЧ,1, О (СН) = 4,31; КЧ,1, О(НН) = 1,7	-
СН	Icp= 14,8 А	КЧ,1, О =4,86	-
НН	Icp=1,5 А	КЧ,1, О =16,5	КЧ,1, Р =1,49



1.7 Расчет уставок защит шин 27,5 кВ

Уставка срабатывания дистанционной защиты ввода может приниматься равной уставке 3-й ступени дистанционной защиты фидера подстанции Z _{ДЗ, С} = Z _{У, ДЗ3} (см. расчет защит тяговой сети).

Уставка защиты минимального напряжения U_{сз, ЗМН} рассчитывается по формуле, В:

,

где U_раб - номинальное рабочее напряжение в месте установки реле,В;

K_снж =0,85-0,95 - коэффициент снижения напряжения;

K_{з, U} =1,2 - коэффициент запаса;

K _{В, U} =1,1-1,2- коэффициент возврата реле напряжения.

Kотс - коэффициент отстройки, принимается равным 1,05.

Коэффициент чувствительности вычисляется по формуле:

K_{ч, U}=U_{сз, ЗМН} / U _{max, ПП}.

Максимальное напряжение при двухфазном КЗ на питающей линии при подпитке от смежной подстанции вычисляется по выражению,В:

U_{max, ПП} =U_{max, С} Z_{П, max} / (Z_{П, min} + Z_{ТС, min} + Z_{П, max}),

где Z_{П, max}, Z_{П ,min} - сопротивления защищаемой подстанции в режиме минимума и максимума ЭС, приведенные к стороне 27,5 кВ (см. табл.5);

Z_{ТС, min} - минимальное сопротивление тяговой сети между смежными подстанциями.

Для рассматриваемого варианта данных:

Uсз,змн<=0,927,5/(1,051,1)=21,43 кВ

Z_{П, max} =2Z_{27,5, max}(U_{ср, С} /U_{ср, В})² = 2406,3(27,5/230)²=11,7 Ом;

Z_{П, min} =2Z_{27,5, min}(U_{ср, С} /U_{ср, В})² = 2136,4(27,5/230)²=3,93 Ом;

Z_{ТС, min} =Z₂₂L₂₂ +Z₁₁L₁+Z₂₂L₂₁=0,301?15+0,515?15+0,301?20=11,3 Ом.

U_{max, ПП} =28,9?11,7 /(3,93 +11,3 +11,7)=12,9 кВ,

K_{ч, U} = 21,43 /12,9 =1,65 .

1.8 Принципиальная схема релейной защиты тягово-понизительного трансформатора 220/27,5/10,5 кВ

Принципиальная схема релейной защиты понижающего трансформатора 220/27,5/10,5 кВ с питанием со стороны высшего напряжения (дифференциальная защита выполняется с одним комплектом реле ДЗТ -11) приведена на рис. 5 .

Схема дана для трёхобмоточного трансформатора 220/27,5/10,5 кВ мощностью 40 МВA при наличии на сторонах 220, 27,5 , 10,5 кВ сборных шин. На стороне 220 кВ установлен выключатель и выносные трансформаторы тока, а на сторонах 27,5 и 10,5 кВ - выключатели со встроенными во втулки его трансформаторами тока.

Дифференциальная токовая защита трансформатора выполнена в виде одного комплекта (реле КА W 1, КА W2, КA W3) с использованием реле с торможением типа ДЗТ -11, тормозная обмотка которого включена на ток стороны среднего напряжения. При этом предполагается, что при КЗ на шинах 10,5 и 27,5 кВ обеспечивается требуемый минимальный коэффициент чувствительности (Кч>=1,5).

Защиты от внешних многофазных КЗ выполнены в виде трех комплектов максимальной токовой защиты без пускового органа напряжения.

Максимальная токовая защита, установленная на стороне высшего напряжения, содержит три реле токаКA3,КA4,КA', питающихся от трансформаторов тока ТА2 и соединенных в звезду; такое выполнение принято в целях повышения чувствительности к КЗ между двумя фазами на стороне низшего напряжения. Защита предназначена для резервирования отключений КЗ на шинах среднего и низшего напряжений, а также для резервирования основных защит трансформатора.

Максимальная токовая защита, установленная на стороне низшего напряжения (реле тока КА6,КА7,) питается соответственно от трансформатора тока ТА5, этот трансформатор предназначен для отключения КЗ на стороне низшего напряжения и для резервирования отключений КЗ на элементах, присоединенных к этим шинам.

Максимальная токовая защита, установленная на стороне среднего напряжения, в целях увеличения защищаемой зоны питается от трансформаторов тока ТА4, встроенных во втулки трансформатора. Защита выполнена с использованием комплекта защит АК 1 типа К3-12.

Защита от перегрузки выполнена с помощью реле тока КА10,КА11 и КА12, установленных соответственно со сторон высшего, среднего и низшего напряжений, и реле времени КТ7.

Данная схема выполнена с использованием следующей аппаратуры: АК1 - комплект защиты типа К3-12; КА1,КА2 -реле тока типа PT-401P; КА3-КА9 -реле тока типа РТ-40; КА W1-КA W3 -реле тока с торможением типа Д3Т-11; КН1-КН5- реле указательного типа РУ-1/О,05; КН9-КН11 - реле указательного типа РУ-1; КLI-КL4 -реле промежуточного типаРП-23; KSG1,KSG2 - реле газовые; КТ1 - реле времени типа РВ-134; КТ2 - реле времени типа РВ-128; КТ3 -реле времени типа РВ-132; КТ4 -реле времени типа РВ-114; КТ5 реле времени типа РВ-133; Rl - резисторы типа П3Б-25, 3900 Ом; R2 - резистор типа П3Б-I0, 100 Ом; RЗ- резистор типа П3Б-25, 1100 Ом; SG1-SG5-- блоки испытательные типа БИ-4; SX1--SX5 -- накладки типа НКР-3.

Принципиальная схема релейной защиты понижающего трансформатора 220/27,5/10,5 кВ

Рис. 5

Продолжение рис. 5

Продолжение рис. 5

Размещено на Allbest.ru