Расчёт токов короткого замыкания тяговой подстанции. Расчет защит понижающего трансформатора. Принципиальная схема релейной защиты

Страницы работы

Фрагмент текста работы

Государственное образовательное учреждение высшего 

профессионального образования

Петербургский государственный университет

 путей сообщения

Кафедра “Электроснабжение железных дорог”

Пояснительная записка к курсовому проекту

по дисциплине  “Релейная защита” 

Выполнил  студент                                          

Группа ЭС-304                                  

Проверил                                                             доц.

Санкт-Петербург

2007 год

СОДЕРЖАНИЕ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ………………………………………………………3

РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ТЯГОВОЙ

ПОДСТАНЦИИ …………………………………………………………….....6

РАСЧЕТ ЗАЩИТ ПОНИЖАЮЩЕГО ТРАНСФОРМАТОРА………….. ..9

РАСЧЁТЗАЩИТЫ ОБМОТКИ ВН ТРАНСФОРМАТОРА ОТ

ВНЕШНИХ ТОКОВ КЗ………………………………………………………12

РАСЧЁТ УСТАВОК ЗАЩИТ ШИН 27,5 кВ………………………………..17

ПРИНЦИПИАЛЬРАЯ СХЕМА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ТЯГОВО-ПОНИЗИТЕЛЬНОГО ТРАНСФОРМАТОРА 220/27,5/10,5 кВ………......19

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК…………………………………….....23

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Шифр задания – 1-0-5-1-5.

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

0

Общая мощность, %

s=SР.Н/SN

2.4

Нагрузка фидера, МВА

SФ,РН

0.4

Марка провода фидера

-

АС-50

Длина фидера, км

LФ, Р.Н

20

Уставка МТЗ фидера, с

tф, р.н

0.5

Таблица 3

Параметры устройств тягового электроснабжения

Наименование

Обознач.

Третья цифра шифра задания

5

Вид тяговой сети

-

ТПУЭ

Расстояние, км

(см. рис.1)

L21

20

L1

20

L22

40

Рабочий ток, А

ввода в РУ 27,5 кВ

IРУ, раб, max

830

фидера подстанции

IП, раб, max

800

фидера ПС

IПС, раб, max

400

ППС

IППС, раб, max

230

Трос груп. Заземления

-

АС-70

Удельные сопротивления тяговой сети, Ом/км

z11

0,3

z21

0,254

z22

0,165

z -1,2

0,179

z'p,2

0,075

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

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.

Таблица 5

Расчет токов короткого замыкания тяговой подстанции

Наименование

Значение

Обозначения и расчетные формулы

4параметры трансформатора

Заводской допуск напряжения кз

0,05

Δuk

Напряжение опыта кз, приходящееся на обмотку, %

13

uk,B=0,5(uk,BH +uk,BC- uk,CH)=0.5(20+12.5-6.5)

-2

uk,C=0,5(uk,CH +uk,BC- uk,BH)=0.5(6.5+12.5-20)

7

uk,H=0,5(uk,BH +uk,CH- uk,BC)=0.5(20+6.5-12.5)

Номинальное напряжение энергосистемы, кВ

220

UN

Ср.наряжения сторон, кВ

питающей сети

230

UB,cp

тяговой сети

27,5

UC,cp

район. нагрузки

11

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

102

ZC,min=UB,cp/(1,73·IC,max)=230/(1.73*4.1)=32

ZC,max=UB,cp/(1,73·IC,min)= 230/(1.73*1.3)=102

сопротивление сторон 27,5 кВ, Ом

Трансформатора

177

357

ZBС,max=U2B,max·uk,BС+PO(1+Δuk)/(100·SN)=2522*13.4*(1+0.05)/(100*25)=357

ZBС,min=U2B,min·uk,BС-PO(1-Δuk)/(100*SN)=2022*11.4*(1-

-0,05)/(100*25)=177

обмотки СН

0

0

ZT=U2B,cp·uk/(100·SN)=2302·(-2)/(100*25)

обмотки ВН

177

357

ZT,B,min =ZBН,min -ZT,Н=177-0=177

ZT,B,max =ZBН,max -ZT,Н=357-0=357

от источника до шин

121

209

281

459

Z27,5 min =ZC,min +ZBН,min=32+177/2=121

Z27,5 min =ZC,min +ZBНmin=102+357/2=281

Z27,5 max =ZC,max +ZBН,max=32+177=209

Z27,5 max =ZC,max +ZBНmax=102+357=459

сопротивление на стороне 10 кВ, Ом

трансформатора

302

544

ZBН,min=U2B,min·uk,BН-PO(1-Δuk)/(100·SN)=2О22*19.5*(1-0.05)/(100*25)=302

ZBН,max=U2Bmax·uk,BН+PO(1+Δuk)/(100·SN)=252*20.4*(1+

+0,05) /(100*25)=544

обмотки НН

125

187

ZT,Н,min =ZBН,min -ZT,B min,=302-177=125

ZT,Н,max =ZBН,max -ZT,B,max=544-357=187

от источника до шин

246

334

468

646

Z10,min =ZC,min +ZBН,min=32+302=334

Z10,min =334-177/2=246

Z10,max =ZC,max +ZBНmax=102+544=646

Z10,max =646-357/2=468

токи короткого замыкания, кА

на стороне 220 кВ при кз на 27,5 кВ

1.05

0.61

0.52

0.32

IBC,max=UN/(1,73·Z27,5 min)=220/(1,73·121)=1.05

IBC,max=UN/(1,73·Z27,5 min)=220/(1,73·209)=0.61

IBC,min=UB,max/(1,73·Z27,5 max)= 252/(1,73·281)=0.52

IBC,min=UB,max/(1,73·Z27,5 max)= 252/(1,73·459)=0.32

на стороне 27,5 кВ

8.78

5.1

4.35

2.68

I27,5,max=IBC,max·UB,cp/UC,cp=1.05·230/27,5=8.78

I27,5,max=IBC,max·UB,cp/UC,cp=0.61·230/27,5=5.1

I27,5,min=IBC,min·UB,cp/UC,cp=0.52·230/27,5=4.35

I27,5,min=IBC,min·UB,cp/UC,cp=0.32·230/27,5=2.68

на стороне 220 кВ при кз на 10 кВ

0.52

0,38

0.27

0.20

IBH,max=UN/(1,73·Z10 min)=220/(1,73·246)=0.52

IBH,max=UN/(1,73·Z10 min)=220/(1,73·334)=0.38

IBH,min=UN/(1,73·Z10 max)=220/(1,73·468)=0.27

IBH,min=UN/(1,73·Z10 max)=220/(1,73·646)=0.20

на стороне 10 кВ

10.9

7.95

5.65

4.18

I10,max=IBH,max·UB,cp/UH,cp=0,52·230/11=10.9

I10,max=IBH,max·UB,cp/UH,cp=0,38·230/11=7.95

I10,min=IBH,min·UB,cp/UH,cp=0,27*230/11=5.65

I10,min=IBH,min·UB,cp/UH,cp=0,20·230/11=4.18

Таблица 6

Расчёт дифференциальной защиты понижающего трансформатора

НАИМЕНОВАНИЕ ИСХОДНЫХ И РАСЧЕТНЫХ ВЕЛИЧИН

ЗНАЧЕНИЯ

РАСЧЕТНЫЕ ВЫРАЖЕНИЯ

напряжение обмотки, кВ

220

27,5

11

-

номинальный ток обмоток, А

63

526

1445

IN={IB,N; IC,N; IH,N};

IB,N=SN/(1,73∙UB,N)=25000/(1,73∙230)=

63

IC,N=SN/(1,73∙UC,N)=25000/(1,73∙27,5)=

526

IH,N=SN/(1,73∙UH,N)=25000/(1,73∙10)=

1445

коэффициент схемы 

1,73

1

1

Ксх={Ксх,Всх,Ссх,Н}

коэффициент трансформации ТТ

60

120

300

Кi={Кiii};

 Кi,В= I1,N/I2,N=300/5=60

 Кi,C= I1,N/I2,N=600/5=120

Кi,H= I1,N/I2,N=1500/5=300

вторичный ток плеча защиты, А

1.8

4.4

4.8

IB={I ОСН,В;I1,В; I2,В};

I ОСН,В=IB,N∙Ксх,Вi=63∙1.73/60=1.8

I 1,В=IB,N∙Ксх,Вi=526∙1/120=4.4

I 2,В=IB,N∙Ксх,Вi=1445∙1/300=4.8

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)=32/ /(230/25)=0.02

уточненный коэффициент отстройки

1

-

-

K*=2,1-3,7∙( X*C+1,15∙ X*B(1))=2.1-3.7∙(0.02+1.15∙0.24)=1

принятый коэффициент отстройки

1.0

-

-

K=max(K*;1)

расчетный ток срабатывания защиты, A

63(76)

I СЗ,РАСЧ,1=К∙I1,N=1∙63=63

(I СЗ,РАСЧ,2 р∙I1,N=1.2*63=76)

расчетный ток срабатывания реле, A

1.82(2.19)

I СР,РАСЧ,1= I СЗ,РАСЧ,1·Ксх,В/ Кi=63∙1.73/60=1.82

I СР,РАСЧ,2= I СЗ,РАСЧ,2·Ксх,В/ Кi=76∙1.73/60=2.19

уставка срабатывания, А

3.00

-

-

I СР,ОСН>= I СЗ,РАСЧ

намагничивающая сила срабатывания, А

100

-

-

FСР

расчетное число витков

33.3

-

-

W ОСН,РАСЧ= FСР/ I СР,ОСН=100/3=33.3

принятое число витков

33

-

-

W ОСН<= WР

минимальный ток срабатывания защиты, A 

105

-

-

I СЗ,min= FСР·Кi/(W ОСН·Ксх,В)=100·60/

33·1.73=105

расчет уравнительных обмоток

Расчетное

-

13.5

12.4

W 1,РАСЧ= W ОСН·I ОСН,В/ I 1,В=33·1.8/4.4=13.5

W 2,РАСЧ= W ОСН·I ОСН,В/ I 2,В=33·1.8/4.8=12.4

Принятое

-

14

12

W У1; W У2

погрешность ТТ

0,1

ε

расчетный ток короткого замыкания

520

-

-

I ВСН,max

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

от погрешности трансформаторов тока

52

-

-

I’ НБ,РАСЧ=ε·I ВСН,max=0.1∙520=52

от регулирования напряжения

31.2

-

-

I”НБ,РАСЧ=ΔU α·КТОК, α·I ВСН,max=

0.12∙0.5∙520=31.2

от неточности установки витков реле

-0.80

-

-

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-(12.4-12)·1/

12.4)}·520= -0.8

суммарный

84

-

-

I ВСН,нб=|I’ НБ,РАСЧ | +|I”НБ,РАСЧ|+

|I”’НБ,РАСЧ|=52+31.2+0.80=84

ток торможения параллельной работы,А

на сторонах СН и НН

-

260

520

I С,ТОРМ= I ВСН,max·КТОК, 1=520*0.5=260

I H,ТОРМ= I ВСН,max·КТОК, 11=520*1=520

результирующий

-

-

281.7

I ВСН,ТОРМ= I H,ТОРМ-I С,ТОРМ·I/

I=520-260*4.4/4.8=281.7

одиночная работа и кз на 27,5 кВ,А

расчетный ток кз

-

610

-

I ВС,max

ток небаланса

111.6

-

-

I ВС,нб={ε+ΔU α+(W 1,РАСЧ-W У1)/

W 1,РАСЧ)}·I ВС,max=={0.1+0.12+

(13.5-14)/13.5}*610=111.6

ток торможения

-

610

-

I BС,ТОРМ=I ВС,max

одиночная работа и кз на 10 кВ,А

расчетный ток кз

-

-

380

I ВH,max

ток небаланса

95.9

-

-

I ВH,нб={ε+ΔU α+(W 2,РАСЧ-W У2)/

W 2,РАСЧ)}·I ВH,max=={0.1+0.12+

(12.4-12)/12.4}*380=95.9

ток торможения

-

-

380

I BH,ТОРМ=I ВH,max

тангенс угла торможения

0.75

-

-

tgα

коэффициент угла торможения

1.50

-

-

КОТС

расчет витков тормозной обмотки

расчетное при параллельной работе

-

7.4

W ВСН,ТОРМ= КОТС·I ВСН,нб∙W 2,РАСЧ/

(I ВСН,ТОРМ· tgα)= 1.5*84*12.4/

(281.7*0.75)=7.4

расчетное для одиночной работы при кз на 27,5 кВ

-

3.7

-

W ВС,ТОРМ= КОТС·I ВС,нб∙W 1,РАСЧ/

(I ВС,ТОРМ· tgα)= 1.5*84*13.5/

(610*0.75)=3.7

расчетное для одиночной работы при кз на 11 кВ

-

-

5.5

W ВН,ТОРМ= КОТС·I ВН,нб∙W 2,РАСЧ/

(I ВН,ТОРМ· tgα)= 1.5*84*12.4/

(380*0.75)=5.5

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

135

135

270

I В,min= I ВСН,min· КТОК, α=270*0.5=135

I C,min= I ВСН,min· КТОК, β=270*0.5=135

I H,min= I ВСН,min

ток плеча защиты, А

3.4

8.7

I В,РАБ=0.87·

I В,min·Ксх,Вi=135·0.87·1.73/60=3.4

I C,РАБ=0.87·I C,min·(U В,max/U C,max)·Ксх,C/ Кi,C=0.87·135·(258/28.9)·1/120=8.7

рабочая намагничивающая сила, А

234

-

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

3.4∙33+8.7·14=234

тормозная намагничивающая сила, А

-

60.9

-

FВСН,ТОРМ= I C,РАБ∙ W ТОРМ=

8.7∙7=60.9

рабочая намагничивающая сила срабатывания реле, А

160

-

-

FРАБ,СР(F ВHC,РАБ ;FВСН,ТОРМ)

по кривой торможения реле

коэффициент чувствительности

-

-

1.5

К Ч,ВСН=F ВHC,РАБ/FРАБ,СР=

 234/160=1.5

одиночная работа

минимальные токи кз, А

-

320

200

I ВС,min;I ВН,min

коэффициент чувствительности

-

2.65

1.66

К Ч,ВС=0.87· I ВС,min/ I СЗ,min=

0.87·320/105=2.65

К Ч,ВН=0.87· I ВН,min/ I СЗ,min=

0.87·200/105=1.66

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:

                           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, 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 = 0.87·Imin ,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, А:

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>= 21·1.2·1.5/0.8=47.3 (А).

Расчет параметров защиты для стороны 11 кВ:

Iсз >= 347·1.2·1.5/0.8=780.8 (А);

Iсз >= 47.3 · 1.1 =52 (А);

Iсз =  800 (А).

Коэффициент чувствительности  для основной зоны защиты:

КЧ,1, О = 0.87 ·4180/800=4.5

Ток КЗ на конце линии фидера нагрузки, А:

, где UC - напряжение системы. UC=10,5 кВ;

ZS – сопротивление системы, Ом:

ZS = Zл + ZC*,

 

где Zл – сопротивление линии.

Для АC-50:

Zл=12.7 (Ом);

ZС* - сопротивление ЭС:

ZС* = , где IКЗ – ток КЗ на шинах 10.5 кВ;

ZС* = 1.5 (Ом);

ZS =12.7 +1.5 = 14.2 (Ом);

 (кА).

Коэффициент чувствительности  для зоны резервирования:

КЧ,1, Р = 0.87 ·430/800 =0.47.

Защита не обеспечивает достаточный коэффициент чувствительности  для зоны резервирования, что допускается в условиях эксплуатации. На рис.4 представлена зависимость тока КЗ от длины фидера. Зная коэффициент чувствительности в конце фидерной зоны и его нормативное значение, определили минимальный ток КЗ на линии, на который реагирует защита(0.66 кА). МТЗ на стороне 11кВ защищает 15 км фидера районной нагрузки.

Рис.4. Зависимость тока КЗ от длины защищаемой линии.

Ток срабатывания реле:

Icp=800·1/300=2.7 (А).

Расчет параметров защиты для стороны 27.5 кВ:

Iсз>= 830·1.2·1.5/0.8=1868 (А);

Iсз = 1800 (А).

Коэффициент чувствительности  для основной зоны защиты:

КЧ,1, О = 0.87 ·2175/1800 =1.05.

Ток срабатывания реле:

Icp= 1800·1/120=15 (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 11 кВ равен Iсз,пред=800·(11/230)=38.3 (А);

на стороне 27.5 кВ равен Iсз,пред=1800·(27.5/230)=215.2 (А);

Iсз >= 38.3 ·1.1=42.13 (А);

Iсз >=215.2·1.1=236.72 (А);

Iсз. = 240 (А);

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

КЧ,1, О (BH) = 0.87·1300/240=4.71;

КЧ,1, О (СН) = 0.87·260/240=0.94;

КЧ,1, О (НН) = 0.87·135/240=0.49.

Защита 10 и 27.5 кВ  не имеет достаточную чувствительность, поэтому необходимости устанавливать МТЗ КП.

Ток срабатывания реле:

Icp= 240·1.73/60=6.92 (А).

Расчет пусковых органов для МТЗ.

Выбор производится по условиям возврата реле после отключения внешнего КЗ и отстройки от напряжения самозапуска :

Уставка защиты минимального напряжения Uсз, ЗМН рассчитывается по формуле, В:

,

где     Uраб –  номинальное рабочее напряжение в месте установки реле,В;

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.

Kотс - коэффициент отстройки, принимается равным 1.05.

Uсз11 0.9*10.5/(1.05*1.1)=8.2(кВ)

Uсз11 0.7*10.5/1.2=6.1(кВ)

Отсюда   Uсз11=6(кВ)

Uсз27.5  0.9*27.5/(1.05*1.1)=21.4(кВ)

Uсз27.50.7*27.5/1.2=16(кВ)

Отсюда  Uсз27.5=16(кВ)

Для реле напряженияKV1 точку КЗ будем рассматривать на расстоянии

Похожие материалы

Информация о работе